Jéssica Esturillo.- Más cerca de lo que se cree podría estar la solución a uno de los problemas más serios que enfrenta la minería en el Norte Grande: el alto precio de la energía, producto de las limitadas opciones de abastecimiento de la zona. Tras casi una década asumiendo uno de los costos más altos de Sudamérica, la industria cuprífera tiene un rol activo en la búsqueda de soluciones, al punto de que analiza comprometer consumos de shale gas extranjero para impulsar la construcción de un segundo terminal de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en Mejillones -por parte de la generadora GasAtacama-, ante la falta de acuerdos comerciales con IPR GDF Suez, que administra la planta en operación.

Pero la solución a este problema podría estar más cerca de lo que creen, prácticamente bajo sus pies. En el corazón de la Región de Tarapacá habría depósitos de gas natural no convencional conocidos como tight y shale gas por la formación geológica que lo contiene, lo que se sumaría al gas tradicional que se sabe existe en la zona, aunque sus reservas no han sido determinadas. Éste ha sido explorado a lo largo de las últimas dos décadas sin éxito, por limitaciones tecnológicas más que por ausencia del hidrocarburo.
Varias empresas se han acercado al Ministerio de Energía para sondear la posibilidad de presentar solicitudes formales para la firma de Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP), instrumentos similares a los que rigen al otro extremo del país, en la Región de Magallanes, y que regulan la relación de trabajo y regalías entre el Estado, como dueño de los hidrocarburos, y los privados que buscan y quieren extraer esos recursos.
La viabilidad de esta opción dependerá de que los CEOP puedan ser firmados en los próximos meses, reeditando así por tercera vez las exploraciones en la zona, pero también de la disponibilidad de equipos y recursos para hacer los estudios sísmicos y las perforaciones, los que están extremadamente demandados en el mundo.
Veintitantos no es nada
A casi 25 años se remontan los primeros antecedentes de exploraciones de hidrocarburos en el norte. Campañas que no fueron satisfactorias y se desplegaron en zonas como el salar de Atacama (1988); o en 1989 en el altiplano de Arica, San Pedro de Atacama, la pampa de Chiu-Chiu y el salar de Pedernales.
El panorama poco y nada mejoró durante la década siguiente, cuando en asociación con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), distintas petroleras se aventuraron a buscar reservas en Arica (1991), el altiplano de Iquique (1991) y, finalmente, en 1997 en la Pampa del Tamarugal.
Ejecutivos de la industria petrolera dicen que los resultados que se obtuvieron en esos años fueron negativos, por razones tan simples como que entonces el interés comercial estaba en el petróleo y no en el gas natural. Además, la tecnología de medición tenía un alcance más limitado, que no permitía detectar reservas gasíferas no convencionales -como shale o tight gas-, que posteriormente revolucionaron el mapa mundial de la energía al establecer un nuevo equilibrio de poder comercial y estratégico en esta industria.
Si bien fueron varios los puntos del Norte Grande que concitaron el interés de distintas empresas durante las décadas del ‘80 y ‘90, la Pampa del Tamarugal sigue captando la atención de compañías extranjeras y, a la luz de las necesidades actuales de abastecimiento, estaría a punto de ser sometida a un nuevo proceso de exploración.
“La tercera es la vencida”, dicen conocedores del tema, haciendo referencia a que si alguna de las empresas fundamentalmente juniors de exploración de hidrocarburos que en los últimos meses se han reunido con profesionales del Ministerio de Energía deciden formalizar sus intenciones, el Estado firmaría un tercer CEOP en Tarapacá.
La historia de las reservas de gas natural en las cercanías de Pica ha estado rodeada de contingencias. Todo comenzó en 1997, cuando la estadounidense Evergreen firmó los primeros contratos de exploración para esa zona: Tamarugal Norte y Sur. Al cabo de cuatro años la firma reportaba escasos resultados. En 2001, en entrevista con BNamericas, John Kelso, entonces director de Relaciones con Inversionistas de la compañía, decía entusiasta que aunque el 100% de su negocio consistía en extraer gas desde depósitos de carbón, las mediciones sísmicas les permitían asegurar que ambas áreas tenían mucho potencial para encontrar reservorios convencionales de petróleo y gas, razón por la que a fines de 2002 perforarían un primer pozo. Finalmente pareció pesar más la vocación comercial de la empresa, y Evergreen abandonó la cruzada.
Pura mala suerte

Un par de años después, cuando la tecnología de exploración había avanzado y permitía mayor detalle, un grupo de profesionales que trabajaron con  Evergreen salió a buscar nuevos capitales. Estaban seguros de que la idea de extraer hidrocarburos en el norte podía convertirse en un negocio rentable, y convencieron de ello a la junior March Resources, que en 2007 firmó sus contratos con el Estado para trabajar en las mismas zonas, pero ahora denominadas Pica Norte y Sur. En paralelo, sumó como socia a la petrolera California Oil & Gas.
El plan de trabajo que presentó la canadiense estaba basado en los datos que levantó su antecesora y consideraba perforar tres pozos en puntos estratégicos. Sin embargo, pese a que los trabajos avanzaban según lo propuesto, los resultados no. En 2008 y sin haber tenido éxito cerraron el segundo pozo y se aprestaban a iniciar el tercero, pero la crisis financiera mundial truncó ese plan.
En la industria se comenta que los problemas de la canadiense comenzaron cuando sus directivos alejaron a los técnicos que les proporcionaron la información inicial y modificaron su estrategia. “Terminaron perforando los dos pozos en línea recta y donde había menores probabilidades”, dice un ex colaborador local de March.
Con todo, Pica Norte y Sur volvieron a quedar a la deriva hasta ahora. En el Ministerio de Energía explican que hoy el atractivo de estas zonas podría ser mayor que en las tres décadas anteriores, en gran medida porque la tecnología de exploración ha mejorado y permite resultados más certeros, lo que reduce el riesgo en la inversión. También las técnicas de explotación han avanzad o y se han masificado, lo que permitiría no sólo pensar en la producción de gas de reservorios convencionales, sino que también en el shale y tight gas que podrían encontrarse en una zona tan vasta como las inmediaciones de la Pampa del Tamarugal.
Un especialista del sector agrega que el cuadro comercial se completa sumando la presencia en el mismo vecindario de potenciales clientes que están ávidos por conseguir energía barata y de preferencia limpia. Ésos son los atributos que podrían inclinar la balanza de las mineras hacia el gas de Pica, pues en caso de que, hubiera extracción en el norte, ese gas se consumiría allí mismo, lo que reduciría drásticamente el precio del insumo, primero porque el costo de transporte sería menor, a diferencia de lo que sucede con las importaciones de IPR-GDF Suez o lo que pasaría con el hidrocarburo que GasAtacama pretende traer desde Estados Unidos. En este último caso, advierte un ejecutivo del sector energético, además del precio del combustible en boca de pozo, se suma un valor adicional -en torno a US$ 1 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por su sigla en inglés)- para el traslado en buques metaneros especiales. A ello se suman US$ 3 y US$ 2,5 por millón de BTU adicionales, por los servicios de licuefacción y posterior regasificación, respectivamente.
Con la verdad por delante
En lo que respecta sólo a reservas de shale gas, la estimación de la Agencia Internacional de Energía (AIE) es que en Chile habría 64 trillones de pies cúbicos (TCF) de este combustible no convencional. Aunque este volumen es inferior al que tendrían vecinos de la región como Argentina (774 TCF) y Brasil (226 TCF), supera, por ejemplo, los 11 TCF que habría en Venezuela y es suficiente para ubicar a Chile en el grupo de 32 países donde la AIE ha detectado este tipo de gas y que en conjunto tendrían reservas por 6.620 TCF, equivalentes a 187,4 billones de metros cúbicos de shale gas.
Para hacerse una idea de lo que este volumen representa basta con señalar que en 2004, antes de que Argentina comenzara los recortes a sus envíos, el consumo total de gas natural de Chile rondaba los 27 millones de metros cúbicos diarios.
Estos cálculos chocan con una de las debilidades que históricamente han impedido un mayor desarrollo de la industria petrolera local: la escasa información que está disponible para que las empresas puedan determinar el real potencial de las reservas de hidrocarburos del país. En el Ministerio de Energía reconocen que esta falta de información le resta atractivo a la inversión en el mercado local, pues hace más riesgoso un negocio que además de incierto es caro. Al mismo tiempo, hace que todo el proceso sea más largo porque obliga a que cada empresa levante los datos para determinar si vale la pena seguir adelante con las etapas posteriores del negocio.
Una muestra clara de esta situación se vive en la Región de Magallanes, donde prácticamente la totalidad de las empresas que suscribieron contratos, en el marco de la licitación internacional de 2007 han tenido que acercarse al Estado para renegociar los plazos originalmente establecidos para ejecutar las primeras fases de la exploración.
“Levantar la información adecuada para iniciar las perforaciones ha sido complicado, porque los datos iniciales que recibimos eran imprecisos y tuvimos que afinarlos”, comenta un ejecutivo de una de las petroleras que trabajan en esa zona.
El gobierno, consciente de la estimación de la AIE y del fenómeno suscitado en torno al gas no convencional, decidió mejorar la información disponible, especialmente en la zona costera entre Valparaíso y Chiloé, donde ya existen indicios de depósitos de hidrocarburos que han sido monitoreados por algunas empresas, como sucedió con la estatal ENAP en 2008 en la zona de Valdivia.

En el Ministerio de Energía explican que las mediciones sísmicas en el mar son complejas y además caras, porque se ejecutan con barcos especiales que son escasos y por estos días están muy demandados en distintos puntos del planeta. Sin embargo, la intención del gobierno es contratar a una empresa para que “lance” y registre la sísmica de la cuenca Pacífico, es decir, de la zona costera entre las Regiones de Valparaíso y Los Lagos, bajo un modelo de negocios en el cual la firma que hace la sísmica recibe ciertos derechos a cambio de proporcionar los resultados a las petroleras que inviertan en la extracción de los hidrocarburos.
“La empresa que mide, que por lo general es una junior especializada o incluso una petrolera, puede venderles la información que levante a las empresas que lleguen a invertir o bien podría obtener derechos sobre algunos de los bloques que detecte a lo largo de los más de 2.000 kilómetros de costa que medirá”, dice un profesional del ministerio.
En este momento, la secretaría de Estado está buscando empresas que hagan estas mediciones y se interesen por trasladar sus equipos hasta nuestras costas. Aseguran que este proceso podría ser más fácil si las áreas a explorar fueran más extensas, es decir, si otros países de la región también encargaran estas exploraciones y no sólo en el mar, sino que también a nivel continental, lo que resultaría más atractivo para las empresas que cuentan con la tecnología adecuada.
De hecho, éste sería uno de los tópicos en las conversaciones de cooperación e integración energética que las autoridades locales han sostenido con algunos de sus pares de la región.

Las lecciones de la búsqueda de gas en Magallanes

Aunque muchos lo tilden como un fracaso, lo cierto es que con sus bemoles la búsqueda de gas en Magallanes se sigue desarrollando aunque el hallazgo de resultados ha tomado más tiempo del esperado y hasta ahora ningún operador se ha retirado porque no encontró gas o petróleo. La historia de los CEOP en la zona austral se constituye en cuatro etapas. La primera es el contrato que GeoPark firmó con el Estado en 2006 para adjudicarse el bloque Fell, donde hoy la firma sudamericana extrae petróleo.

Luego, en 2007 a través de nueve contratos (tres de ellos en sociedad con ENAP) con firmas internacionales, se adjudicó igual número de bloques de exploración. Hoy una de estas áreas, ligada a Petromagallanes, está cerca de declarar la comercialidad de sus reservas. En las otras se han producido ajustes societarios por la salida de operadores especulativos y otros que tenían estructuras operativas mayores a la magnitud de las reservas magallánicas, lo que ofreció la oportunidad para la entrada de nuevas empresas operadoras, como GeoPark o Wintershall, y financistas como Methanex.
En 2009, GeoPark firmó un tercer CEOP por Dorado- Riquelme, donde actualmente obtiene gas y petróleo. Finalmente, en 2011 Enap cambió la modalidad de adjudicación e invitó a tres empresas (YPF, Wintershall y Geopark) para firmar contratos en cincoo bloques que en 2007 fueron reservados y en los que la estatal contaba con más información.

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