- En esta sección, Killeen explica el funcionamiento de los modelos de enclave de explotación de hidrocarburos. Muchos son complejos aislados de pozos con una planta industrial de gas en medio de la selva. Para transportarlo, se construye un gasoducto que altera la cubierta forestal.
- El riesgo de conflictos sociales, pasivos medioambientales y la mayor competitividad de la energía solar en el desierto costero han hecho que el sector hidrocarburos disminuya sus concesiones en Perú durante la última década.
- El impacto del caso de corrupción Lavajato, que hizo detonar los cimientos de la empresa Odebrecht, también revelan que la institucionalidad de los países de la Panamazonía es débil frente a la corrupción imperante.
Cuenca del Ucayali y el megacampo Camisea
Más al sur, en Perú, la cuenca del Ucayali ocupa una amplia extensión de las estribaciones andinas y el piedemonte adyacente. Es una cuenca de antepaís situada entre el Arco de Contaya al norte y el arco del Manu al sur. Su componente más significativo es el campo de gas de Camisea, que fue descubierto por Shell Oil a mediados de los años 80, así como media docena de pozos de producción más pequeños cerca del pueblo de Aguaytía. Camisea está ubicada en el margen extremo sur de la cuenca Ucayali, en una zona única donde la yuxtaposición de varios cinturones de empuje y plegado condujo al atrapamiento geológico de volúmenes extraordinariamente grandes de gas natural y líquidos asociados, estos últimos de los cuales son molecularmente similares a la gasolina y particularmente valioso como producto energético.
En 2020, había 32 pozos productores operando en tres concesiones (Lotes 56, 57, 88). Los pozos son operados por el consorcio Camisea, liderado por PlusPetrol, la misma empresa que recientemente abandonó sus concesiones, y pasivos medioambientales, en el norte de Perú. El desarrollo de una cuarta concesión de Camisea (Lote 58) es propiedad de la Compañía Nacional de Petróleo de China (CNPC), y está en suspenso mientras la empresa revisa su declaración de impacto ambiental y las restricciones logísticas que limitan su capacidad para monetizar las reservas de hidrocarburos de la concesión.
Los pozos de Camisea están conectados a una planta procesadora operada por Transportadora de Gas del Perú (TGP), que separa los líquidos y el gas antes de inyectarlos en dos ductos paralelos. Aproximadamente el 60% del gas natural extraído se consume en el país, mientras que el resto se exporta como gas natural licuado (GNL). En 2020, Camisea produjo alrededor de 619 mil millones de pies cúbicos (17,5 mil millones de metros cúbicos) de gas y 37 millones de barriles de petróleo con un valor nominal combinado de aproximadamente 2.800 millones de dólares.
Esto generó más de 460 millones de dólares en ingresos para el Estado peruano, de los cuales aproximadamente el 50% fue devuelto a los gobiernos locales y regionales. Entre 2012 y 2022, la Región del Cusco y sus jurisdicciones recibieron unos 1.700 millones de dólares a través del sistema de reparto de ingresos por regalías. Cusco comparte los beneficios de 1.681 empleos directos con Pisco, donde se ubica la terminal de exportación, así como de otros 30.000 empleos indirectos en Lima, el principal mercado del gas natural.
Los defensores del proyecto destacan los beneficios de la producción nacional de gas, que ha ahorrado entre 10 y 20 mil millones de dólares adicionales en importaciones de petróleo, al tiempo que ha evitado mayores emisiones de gases de efecto invernadero si se compara el gas natural con el petróleo o el carbón. Menos apreciado es el papel que Camisea ha desempeñado en la desaparición de varias instalaciones hidroeléctricas de gran escala que fueron abandonadas por no ser económicamente competitivas con el gas natural.
Grupos indígenas y defensores del medioambiente se opusieron a la explotación de hidrocarburos en las zonas tropicales de la región de Cusco puesto que los campos de gas son adyacentes a un territorio que se sabe está habitado por varios pueblos indígenas que viven en aislamiento voluntario. Su presencia, y la necesidad de asegurar el desarrollo de Camisea, motivó al gobierno a elevar el estatus y mejorar la protección jurídica de la reserva indígena Kugapakori Nahua Nanty. A pesar de ello, el proyecto se encuentra plagado de controversia porque ni el Estado peruano ni los operadores respetaron los principios de “Consentimiento Libre, Previo e informado” (CLPI) durante la construcción del gasoducto.
Las dificultades relacionadas con el CLPI también han impedido el desarrollo del Lote 58, que tiene 2,3 billones de pies cúbicos adicionales de gas. Sin embargo, una restricción más relevante es la limitada capacidad de transporte del gas, ya que el actual gasoducto (TGP) está operando al tope de su capacidad. Un segundo gasoducto (Gasoducto del Sur), que estuvo en desarrollo activo entre 2010 y 2016, habría mejorado significativamente la capacidad exportadora de Perú e integrado sus regiones del sur en una red energética dominada por el gas. Sin embargo, la construcción del ducto se detuvo en 2017, cuando el contratista principal, Odebrecht SA, se vio envuelto en el escándalo de sobornos Lava Jato, que llevó a la quiebra de su filial de gasoductos y al procesamiento de dos presidentes peruanos.
El proyecto tenía un avance de aproximadamente un 35% cuando se detuvo su construcción y la mayoría de sus componentes (tubos de acero) se encuentran en Perú a la espera de que se resuelva el procedimiento de quiebra del proyecto. El repunte de los precios del gas natural en 2022 ha renovado los esfuerzos de sus proponentes para completar el proyecto, que ha sido rebautizado como Sistema Integrado de Transporte de Gas al Sur (SIT Gas). El actual titular del Lote 58 (CNPC) es un candidato lógico para financiar la finalización del gasoducto. Sin embargo, los inevitables descensos de producción en las concesiones adyacentes acabarán creando capacidad en el gasoducto TGP existente.
Madre de Dios
La siguiente cuenca sedimentaria hacia el sur incluye la mayor parte de Madre de Dios en Perú, así como áreas adyacentes en el departamento de Pando, Bolivia. Su estructura y antigüedad son muy similares a la cuenca de Ucayali, con un cinturón de pliegues y cabalgamientos cerca de los Andes. En los últimos veinte años ha sido objeto de importantes exploraciones, comenzando con estudios sísmicos y pozos exploratorios perforados por Mobile Oil (ahora Exxon Mobil) y Texaco (ahora Chevron) a mediados de los años 90. Se comprobó la presencia de yacimientos petrolíferos, pero se consideró que no eran atractivos económicamente debido a los bajos volúmenes y el alto costo de transportar el petróleo al mercado.
Otro depósito potencial de gas natural fue identificado en el Bloque 76, con recursos que alguna vez se estimaron en 8,7 billones de pies cúbicos de gas natural. El primer pozo exploratorio tuvo un rendimiento inferior a las expectativas y la empresa, Hunt Oil, devolvió la concesión al Estado en 2018. La decisión de detener su desarrollo se produjo durante la desaceleración del sector de los hidrocarburos que siguió al colapso de los mercados del petróleo y el gas en 2014. El mercado deprimido, combinado con la paralización del Gasoducto del Sur, también congeló la construcción de un tercer gasoducto que habría sido necesario para desarrollar las reservas potenciales que se cree existen en Madre de Dios.
La retirada de las empresas de Madre de Dios es un ejemplo de las dificultades que han caracterizado al sector en el resto del Perú, donde el número total de concesiones en desarrollo cayó de 87 en 2010 a 30 en 2020. El repunte de los mercados mundiales del petróleo y el gas en 2022 puede cambiar este cálculo financiero, pero los argumentos de inversión para desarrollar más proyectos de gas en Perú deben evaluarse con el riesgo de conflictos sociales, pasivos medioambientales y la mayor competitividad de la energía solar en el desierto costero.
Las cuencas de sedimentos del antepaís en Bolivia tienen características estructurales y estratigráficos similares a las de Perú. En la cuenca Santa Cruz-Tarija, ubicada en el margen sur de la cuenca amazónica, se explotan reservas de gas de categoría mundial. Se cree ampliamente que también existen grandes reservas de hidrocarburos en la cuenca adyacente del Beni, separada de Madre de Dios por el Arco Madidi. Los esfuerzos exploratorios de Texaco en la década del 90 y de PDVSA en el 2000 no lograron descubrir reservas significativas, pero la compañía petrolera estatal (YPFB) continúa explorando en busca de petróleo y gas.
La Cuenca de Solimões y el Campo de Gas de Urucú
La cuenca sedimentaria de Solimões es una extensa provincia geológica ubicada en el centro del continente. Al oeste limita con el Arco de Iquitos que lo delimita de la cuenca del POM, y al este con el Arco de Purus que lo separa de la cuenca de sedimentos del Amazonas. Las reservas convencionales están ubicadas en un sistema petrolero típico: las rocas generadoras son lutitas devónicas, y las rocas reservorio son areniscas carboníferas con trampas que se formaron durante el Jurásico cuando las fuerzas tectónicas deformaron los estratos en anticlinales. Los esquistos devónicos son relativamente gruesos con cantidades significativas de carbono orgánico (2 y 5%), lo que los convierte en candidatos viables para la fracturación hidráulica y la producción de gas de esquisto.
Urucú es el nombre utilizado por los geólogos brasileños para un descubrimiento de petróleo y gas dentro del Solimões. Se trata del mayor depósito terrestre de recursos convencionales de petróleo y gas de Brasil. El área total abarca 3,8 millones de hectáreas en el centro del estado de Amazonas, que se subdivide en siete bloques de producción operados por Petrobras (83.000 has.) y dieciséis bloques exploratorios (3,7 millones de has.) en manos de Rosneft, la compañía petrolera estatal rusa. Las estimaciones de las reservas probadas y probables oscilan entre 1.100 y 5.200 millones de pies cúbicos de gas natural convencional, mientras que los recursos potenciales recuperables de gas de esquisto pueden alcanzar los 16.500 millones de pies cúbicos, aproximadamente equivalentes a los de Camisea.
El primer descubrimiento fue en 1986, después de más de una década de exploración. La producción comenzó en 1989, pero los volúmenes iniciales se vieron limitados por la falta de infraestructura de transporte. Esto se resolvió en 1998 con la construcción de un gasoducto de 280 kilómetros entre la planta separadora de Urucú y la terminal fluvial cercana a Coari (Amazonas), donde dónde se puede comercializar líquidos y gas comprimido mediante barcazas fluviales. En 2009, se construyó un segundo gasoducto paralelo y otro que se extendía 360 kilómetros hasta Manaos con siete ramales que abastecían de gas natural a centrales termoeléctricas que generan electricidad en pequeños municipios de la margen norte del río Solimões. Las operaciones fueron administradas por una filial de Petrobras, Transportadora Asociación de Gas (TAG), hasta 2020 cuando fue vendida a Engie Brasil.
La producción de líquidos ha disminuido constantemente desde el año 2000, de 45 mil a 15 mil bpd, porque Petrobras extraía preferentemente gas-líquidos. Por el contrario, la producción de gas natural ha aumentado durante el mismo período, de 245 mil a 530 mil pies cúbicos por día. Ambas materias primas son separadas en la planta de separación y el exceso de gas se reinyecta en los pozos. Este desequilibrio debería haberse resuelto en 2009. Sin embargo, Petrobras sobrestimó la demanda de gas natural en Manaos, y el gasoducto ha funcionado a un 60% de su capacidad. Los ingresos nominales son de aproximadamente 1.100 a 2.100 millones de dólares anuales por la venta de gas natural, y unos 550 millones de dólares por la venta de líquidos.
A pesar de la aparente falta de demanda, Rosneft adquirió los derechos de otros trece bloques exploratorios en 2014 y montó operaciones exploratorias entre 2017 y 2019. Eneva, una empresa energética brasileña de mediana capacidad, compró a Petrobras en 2019 la concesión de Juruá, que se encuentra a 100 kilómetros al oeste de Urucú. Al parecer, Eneva pretende desarrollar las reservas descubiertas a finales de los años 70, ya sea construyendo una extensión del gasoducto Urucú-Coari o desarrollando un sistema de gas natural licuado (GNL).
Los grupos empresariales de Manaos llevan presionado durante mucho tiempo para que se amplíe el sistema de gasoductos de Urucú, argumentando que el gas barato catalizará la inversión en la Zona Franca de Manaos. A ellos se suman grupos cívicos y políticos de Rondônia que pretenden la ampliación el sistema de oleoductos de Urucú a Rondônia. Es de suponer que tanto Rosneft como Engie se encuentran evaluando la viabilidad de exportar gas natural licuado (GNL) a los mercados extranjeros o a las fundiciones de aluminio en Belem. Las reservas son abundantes, sobre todo si el gas de esquisto se explota mediante la tecnología de fracturación hidráulica o “fracking”. Menos segura es la rentabilidad de la empresa, ya que los altos precios del GNL en 2022 dependen de una guerra que, eventualmente, llegará a su fin.
El desarrollo de la primera fase del complejo de Urucú se produjo cuando el entorno cultural y político era más tolerante al desarrollo de combustibles fósiles en el corazón de la amazonia.
Posteriormente, los grupos indígenas y defensores del medio ambiente se movilizaron para oponerse a la segunda época de proyectos de oleoductos a principios de la década del 2000. No lograron impedir la construcción del oleoducto Ucurú – Coari –Manaos, pero sí lograron detener el oleoducto hasta Rondônia. Petrobras había firmado un contrato con una empresa internacional en 2000, además de la obtención de la licencia de parte de la agencia ambiental (IBAMA) en 2005. Sin embargo, en 2006, un juez federal, a raíz de una denuncia presentada por un fiscal, invalidó la licencia ambiental y ordenó a Petrobras que cumpliera con una serie de protocolos, incluida la obtención del Consentimiento Libre, Previo e Informado (CLPI) de las comunidades indígenas.
El destino de estos tres oleoductos revela cómo podrían funcionar en el futuro los proyectos de infraestructura y energía, además de sugerir el motivo de los gobiernos anteriores al asignar derechos sobre la tierra en la región de Urucú. El proyecto Urucú -Porto Velho fue rechazado en gran medida porque habría invadido tierras indígenas. En cambio, el segmento Coari-Manaos solo afectó marginalmente a las comunidades ribeirinhos (no indígenas) en la orilla norte del río Amazonas, que se beneficiaron de energía eléctrica confiable y asequible. Lo más notable es la ausencia de territorios indígenas o unidades de conservación cerca del complejo Urucú. La mayoría de las áreas protegidas en la amazonia brasileña fueron creadas en las décadas de los 90 y 2000, mientras que el potencial de Urucú se conoce desde finales de la década del 80.
Presumiblemente, ninguna comunidad indígena residía dentro o adyacente a esta área de importancia estratégica. De lo contrario, las autoridades federales se habrían visto obligadas a crear una entidad territorial que habría obstaculizado significativamente su capacidad para desarrollar este recurso natural no renovable.
La cuenca sedimentaria del Amazonas
El Sistema Total de Petróleo que describe los recursos de hidrocarburos de la Cuenca Sedimentaria del Amazonas tiene muchas similitudes con la Cuenca Sedimentaria de Solimões. Las rocas madres datan del Devónico, y el yacimiento de gas y petróleo convencional se encuentra dentro de los estratos del Carbonífero, en lo profundo del valle del Rift del Amazonas, entre Manaos y la Ilha do Marajó. La cuenca está delimitada al oeste por el Arco Purus y al este por el Arco Gurupá, un accidente geográfico que alguna vez separó el río Proto Amazonas del Océano Atlántico. Las trampas que confinan los depósitos convencionales están vinculadas a fallas extensionales y, aparentemente, a una capa de sal en la formación Nova Olinda que también es la fuente de las reservas de potasa del Amazonas.
La presencia de combustibles fósiles se descubrió por primera vez en 1998 y se identificó como un posible yacimiento comercial en 2004. La verificación de reservas explotables se confirmó en 2016 y la producción comenzó en 2021. El descubrimiento no es grande, con reservas probadas de solo 7.100 millones de pies cúbicos. de gas. Petrobras vendió la concesión Campo de Azulão como parte de su estrategia corporativa de liquidar activos para reducir su carga de deuda. La concesión fue adquirida por Eneva, la misma empresa que recientemente tomó posesión de la concesión de Juruá, cerca de Urucú, y los operadores del campo de gas de Paranaíba, en Maranhão. Según su sitio web corporativo, Eneva pretende comercializar el gas enviando Gas Natural Licuado (GNL) a Roraima en camiones, o generando electricidad en Azulão e inyectando electricidad a la línea de alta tensión Tucurí – Manaos construida en 2013. El primero es un modelo de negocio que es viable sólo porque el grupo indígena Waimiri Atroari ha bloqueado la extensión de la red eléctrica regional a Boa Vista.
La limitada producción actual de la Cuenca Sedimentaria del Amazonas contradice su producción potencial. Las estimaciones de los recursos de gas de esquisto oscilan entre 2.100 y 3.700 millones de pies cúbicos, lo que tendría un valor nominal de entre 50 y 200 mil millones de dólares si se calcula a precios internacionales antes de la guerra en Ucrania. No hay planes evidentes para explotar este recurso hidrocarburífero que se encuentra en su totalidad a cincuenta kilómetros del cauce principal del río Amazonas.
Depósitos offshore: Guyana, Surinam y Foz de Amazonas
Estudios geológicos del sector petrolero indican desde hace décadas la presencia de depósitos de hidrocarburos en la plataforma continental de la costa de Guyana, debido a la teoría de la tectónica de placas que postula que el noreste de Sudamérica y el noroeste de África occidental tienen una historia geológica compartida. En 2011, Tullow Oil, una empresa de exploración de petróleo y gas con sede en el Reino Unido y con experiencia en África occidental, descubrió una gran reserva de gas y petróleo frente a la costa de la Guayana Francesa. Este descubrimiento desencadenó un aumento en la actividad de exploración que ha atraído a docenas de compañías petroleras, incluidas las llamadas supergrandes que participan en actividades exploratorias sólo cuando los volúmenes potenciales alcanzan la escala de su mercado global.
El Sistema Total de Petróleo de la cuenca sedimentaria de alta mar es sustancialmente diferente de los ubicados en el interior del continente. La roca madre es una gran lutita marina depositada a principios del Cretácico, mientras que las rocas reservorio son formaciones de piedra caliza y arenisca porosa del Paleógeno (Eoceno a Mioceno). La zona se caracteriza por abundantes fallas tectónicas que crearon múltiples trampas, mientras que se cree que la maduración de las moléculas de hidrocarburos ocurrió tanto dentro de las vías migratorias como en las trampas. En otras palabras, los recursos no sólo son masivos, sino también relativamente recientes en escalas de tiempo geológicas. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó que la cuenca podría contener recursos convencionales no descubiertos de más de 15 mil millones de barriles de petróleo y 30 mil millones de pies cúbicos de gas natural, lo que la haría mayor que todas las reservas de hidrocarburos convencionales terrestres amazónicos combinados.
En agosto de 2022, los mayores descubrimientos se localizaron frente a las costas de Guyana, donde ExxonMobil ha perforado 36 pozos de producción con reservas estimadas en 11 mil millones de barriles. Justo al otro lado de la frontera, en Surinam, la francesa Total ha anunciado descubrimientos que superan los 3 mil millones de barriles equivalentes de petróleo, término que las industrias utilizan para informar el potencial energético combinado de las reservas de gas y petróleo. Estos descubrimientos, y sus dimensiones, sugieren que el USGS subestimó significativamente el potencial de la región. Al parecer, las inversiones recientes en la región han superado las inversiones recientes en la costa del Golfo de Estados Unidos.
El desarrollo de los hidrocarburos en Surinam y Guyana cuenta con el amplio apoyo de sus ciudadanos, en gran parte porque estos países no cuentan con muchas otras opciones de desarrollo. Por el contrario, la oposición a las operaciones de la industria petrolera en la Guayana Francesa se ve reflejada por la opinión pública en la Francia continental. En 2017, el gobierno francés prometió prohibir nuevas concesiones de petróleo y gas como parte de su apuesta por las energías renovables. La empresa francesa Total cesó sus operaciones exploratorias en 2019 después de perforar múltiples pozos exploratorios sin lograr un hallazgo significativo.
Un auge exploratorio similar está ocurriendo frente a la costa de Amapá, Brasil, en una subcuenca sedimentaria conocida como Foz de Amazonas. Esta zona fue objeto de intensas actividades de exploración en los años 70 con descubrimientos calificados como espectaculares. Sin embargo, ninguno produjo volúmenes suficientes para justificar un desarrollo comercial. El descubrimiento de petróleo en regiones adyacentes ha estimulado un resurgimiento del interés y se están llevando a cabo nuevos esfuerzos de exploración.
Las preocupaciones medioambientales pueden complicar el desarrollo de los recursos marinos de Amapá, ya que científicos brasileños descubrieron un ecosistema atípico similar a un arrecife en un tramo de 1.000 kilómetros de plataforma continental frente a Amapá, que sustenta una comunidad única de organismos que han evolucionado para prosperar en la columna de sedimentos expulsada por la desembocadura del río Amazonas. En septiembre de 2022, la fiscalía de Amapá y el IBAMA solicitaron a un tribunal que suspendiera las operaciones de la empresa, alegando que no había consultado adecuadamente a cuatro comunidades indígenas de la costa que dependen de la pesca nativa para su subsistencia. Petrobras rechazó la acusación afirmando que, de hecho, realizaron una consulta pública como lo exige la ley brasileña.
Imagen destacada: El yacimiento de gas de Urucú es dirigido por el concesionario Petrobras que explota un complejo aislado de pozos y una planta industrial de gas en medio de la selva. Además, transporta al mercado, a través de un gasoducto que se construyó alterando la cubierta forestal. Crédito:© Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) Flickr.com.
«Una tormenta perfecta en la Amazonía» es un libro de Timothy Killeen que contiene los puntos de vista y análisis del autor. La segunda edición estuvo a cargo de la editorial británica The White Horse en el año 2021, bajo los términos de una licencia Creative Commons -licencia CC BY 4.0).
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