Colombia quiere revivir el sueño de producir energía con el calor de los volcanes

Investigadores del Servicio Geológico Colombiano durante su recorrido por algunos de los sistemas geotérmicos del país.

Foto: Servicio Geológico Colombiano

Al viajar por carretera en Boyacá o Tolima es usual ver señalizaciones que avisan sobre la presencia de aguas termales. Dependiendo del lugar, puede tratarse de piscinas naturales donde las familias van a bañarse, una actividad muy popular en varios lugares de Colombia, o pozos en los que se puede observar el burbujeo del agua hirviendo.

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Esos puntos, con temperaturas de 30 °C, 50 °C y hasta 100 °C, son el rastro de un proceso poco conocido que empezó hace más de 4.500 millones de años, con la formación de la Tierra. Las fricciones entre rocas, minerales y fluidos hacen que del centro del planeta emanen temperaturas de más de 5.000 °C, que van disminuyendo en su camino hacia la superficie.

Además de permitir la formación de “piscinas” cálidas o de magma en el interior de los volcanes —otra de las manifestaciones de aquel calor—, ese fenómeno tiene un potencial particular para producir energía con muy bajo impacto ambiental, iniciativa que se está reviviendo en Colombia: la geotermia.

La muestra es que, el 27 de diciembre, el Ministerio de Minas y Energía otorgó la primera licencia para la explotación de este recurso en Casanare a la empresa Parex Resources. Por otro lado, la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC) quiere producir este tipo de energía para 900.000 personas. Para hacerlo, planea perforar dos pozos exploratorios cerca de Manizales.

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Pero el origen de estos proyectos no es reciente; de hecho, Colombia dio los primeros pasos en el desarrollo de esta novedosa forma de producir energía en 1970. Se hicieron estudios geofísicos y geoquímicos que, en palabras simples, consisten en tomar una “radiografía” del suelo para saber de qué está compuesto bajo la superficie.

Por aquel entonces, los geólogos mostraron un interés particular por el complejo de volcanes que hay entre Tolima, Caldas, Risaralda y Quindío, compuesto por algunos como el Cerro Bravo, el Cerro Machín, el Nevado del Tolima y el Nevado del Ruiz.

En esos años, explica Julián López, geólogo y vicepresidente de la Asociación Colombiana de Geotermia, “se hicieron los primeros estudios que mostraron que había potencial para generar energía. Eso hizo que se preparara un análisis sistemático para identificar, dentro de ese gran complejo de volcanes, cuáles eran los puntos de mayor interés para un aprovechamiento geotérmico”.

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Más tarde, en 1983, se definió que Villamaría, Caldas, un municipio muy cerca de Manizales, era una zona de especial interés para poner en marcha un proyecto de exploración geotérmica. Sin embargo, la tragedia de Armero, ocurrida el 13 de noviembre de 1985 tras la erupción del volcán Nevado del Ruiz, cambió los planes. Los investigadores, las empresas y los recursos que se iban a destinar a la geotermia se utilizaron para crear el Observatorio Vulcanológico y Sismológico de Manizales, hoy responsable de monitorear los doce volcanes activos del país.

Así que el sueño de generar energía geotérmica se apagó durante años. Hasta ahora, cuando recuperó el impulso. Esta vez ¿podrá entrar en funcionamiento? ¿Qué hace falta para que esos proyectos se consoliden?

¿Cómo se genera la energía geotérmica?

Colombia le debe su potencial geotérmico a su geología. En el país estas zonas abundan debido a que están sobre el “cinturón de fuego del Pacífico”, que va desde Argentina hasta Alaska, en América, y atraviesa la costa Pacífica de Asia y Oceanía. Se estima que allí está el 75 % de los volcanes activos del mundo. En geotermia esa zona se llama de alta entalpía, pues tiene temperaturas superiores a los 200 °C.

En las zonas volcánicas, explica Julián López, es más probable encontrar altas temperaturas cerca de la superficie. “Basta con perforar entre uno y tres kilómetros para encontrar fluidos de hasta 300 °C”, capaces de generar energía.

El sistema, como en casi todas las formas de producción de electricidad, consiste en mover una turbina. Para esto, los científicos buscan reservas de agua bajo la superficie que, por el calor, se encuentra como una mezcla de vapor y líquido. Para alcanzarlas, hacen perforaciones similares a las que se usan para extraer el petróleo o el gas.

La presión que se genera bajo tierra hace que el vapor llegue a la superficie con la fuerza suficiente para mover una turbina dentro de un generador y producir electricidad. Después, el vapor se vuelve agua y regresa al pozo subterráneo, en donde otra vez se calienta y reinicia el sistema. La energía luego se dirige a líneas de transmisión que pueden alimentar la demanda de las comunidades cercanas al proyecto, o nutrir al Sistema Interconectado Nacional para llevar electricidad al resto del país.

Pero no siempre se alcanzan los niveles necesarios para generar energía. Algunos proyectos, como el que hay en el Parque Industrial Gran Sabana, tienen una intención un poco más modesta: alimentar una planta de refrigeración, secar semillas o frutos, o dar calefacción en los hogares.

Como explica Carlos Vargas, Ph. D. en Ingeniería Sísmica de la Universidad de Cataluña y líder del Grupo de Investigación Geofísica de la Universidad Nacional, “se trata de sistemas que extraen energía geotérmica con propósitos diferentes a la generación eléctrica”. En esas zonas, conocidas como de baja y media entalpía, las temperaturas no son tan altas, pero pueden alcanzar de 30 °C a 150 °C.

Según estudios adelantados por el Servicio Geológico Colombiano (SGC), la geotermia podría llegar a generar unos 1.200 megavatios (MW) de electricidad en el país, la misma cantidad de energía que hoy produce Hidroituango. En el mundo ya se utiliza en más de 20 países y tiene una capacidad de 16.000 MW, que serviría para satisfacer más del 80 % de la demanda de un país como Colombia. Su potencial, sin embargo, “puede ser mucho mayor que estas modestas cifras”, apunta Vargas.

Además, se trata de un recurso que tiene una ventaja sobre otras formas de generación de energía renovable. Mientras que la eólica y la solar dependen de condiciones climatológicas favorables para funcionar, la geotermia “garantiza un suministro estable por mucho tiempo”, dice Vargas. Aunque su inversión inicial es muy alta, su capacidad de energía podría compensar esos costos.

López estima que la primera inversión en una central geotérmica puede ser tres o cuatro veces mayor que en un proyecto eólico o solar. Pero, cuando entra en funcionamiento produce energía durante el 95 % del tiempo, mientras que los solares y eólicos dependen de las condiciones climáticas y se estima que generan energía del 25 % al 35 % del tiempo, respectivamente.

Reviviendo un sueño de hace tres décadas

En el país hay dos licencias de exploración y eventual explotación de energía geotérmica. Una corresponde al proyecto que tuvo que ser aplazado tras la tragedia de Armero, que se retomó cinco años más tarde. En 1994, por medio de la resolución 0211, el Ministerio de Ambiente otorgó a la empresa Geotérmica Andina S. A. (GESA) la primera licencia ambiental para explorar la producción de energía con el calor del subsuelo.

En Pirineos, una zona de Villamaría, Caldas, donde se había identificado gran potencial, se estableció una plataforma para hacer una perforación exploratoria. Los recursos provenían de la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC), que era dueña de GESA, y de una empresa mexicana, con lo que estaban dispuestos a llegar a los 2.000 metros de profundidad en busca de reservas. Sin embargo, antes de iniciar, “el grupo mexicano no logró alinearse en la asociación y se salió. CHEC asumió el desafío de hacerlo sola y desarrolló la perforación, pero solo llegó a los 1.500 metros porque se agotó el presupuesto”, cuenta Julián López, hoy director del proyecto.

A pesar de que registró una temperatura de 200 °C, el pozo no fue productivo porque no tenía flujo de vapor. Sin recursos ni éxito en su primera perforación, “en 1997 no fue muy atractivo avanzar en la geotermia. Creo que pesó más la construcción de algunas hidroeléctricas, el Gobierno no dio un apoyo marcado y el proyecto se congeló”, apunta López.

En 2006 CHEC tomó la decisión de retomarlo. Con los avances tecnológicos que se habían dado en los estudios del suelo, decidieron actualizar lo que ya se había hecho. “Eso nos permitió corroborar lo que se había pronosticado en los años 80: el área tiene mucho potencial. También logramos tener información más detallada en cuanto a la ubicación de los sitios”, comenta el geólogo.

Así que, tras 16 años de trabajo, en 2022 CHEC solicitó la actualización de la licencia ambiental que le otorgaron en 1994. También definió cinco puntos en los que hará las perforaciones para ubicar reservas y conocer el potencial de los pozos. Ahora, en busca de apoyos financieros, están acercándose a la Aceleradora de Financiamiento Climático (CFA por sus siglas en inglés), un programa apoyado por el Gobierno de Reino Unido que busca desarrollar proyectos climáticos con un impacto significativo en la mitigación y adaptación al cambio climático.

Lo que viene, aclara López, es hacer estas perforaciones y definir si es viable o no producir electricidad. En los planes, CHEC estima que la planta que se instale genere unos 50 MW, energía con la que atenderían la demanda de varias veredas de Villamaría, además de distribuir a otras partes del país. “Con una visión optimista, yo creo que en un par de años, teniendo suerte, podríamos estar avanzando en el proyecto”, dice López. Tener suerte implica conseguir todos los recursos que necesitan y que, cuando sepan la capacidad real de generación, sea suficiente para que la inversión valga la pena.

La otra licencia, que la otorgó el Ministerio de Minas y Energía el 27 de diciembre pasado, está a cargo de la compañía canadiense Parex Resources, que recibe asesoría técnica de la Universidad Nacional sede Medellín. El proyecto está ubicado en Casanare, en dos pozos de explotación de petróleo, la actividad principal de esta empresa.

Camilo Franco, docente de la Facultad de Minas de la UNAL y parte del equipo que asesora el proyecto, explica que se trata de una generación de baja entalpía, que logra producir de 15 a 60 kilovatios (KW). Es una capacidad que funciona para usos domésticos y cercanos al proyecto. Conectar una línea de transmisión resulta muy costoso para la poca cantidad de energía que podría venderse.

A este tipo de instalación se le conoce como cogeneración pues, explica Farid Cortés, ingeniero químico, docente de la UNAL y parte de este equipo, es un sistema de producción dual que depende de que se siga extrayendo petróleo para ser viable económicamente.

Pero además de estos desafíos económicos, hay algo que no se puede sacar de la ecuación: la energía geotérmica podría generar algunos impactos ambientales en el subsuelo. Evitarlos exige una gran precisión técnica.

Todo depende de la precisión

El Laboratorio Nacional de Idaho del Departamento de Energía de Estados Unidos publicó, en 2006, el documento “El futuro de la energía geotérmica”. Los autores aseguraban que “cuando se examina el ciclo de vida completo de las centrales geotérmicas, su impacto medioambiental global es notablemente inferior al de las centrales convencionales de combustibles fósiles y nucleares. Además, su impacto puede ser menor que el de otras energías renovables, como la solar, la biomasa y la eólica”.

Ese bajo impacto ambiental fue el que, a la par de los primeros desarrollos en Colombia, la hizo tan atractiva. Sin embargo, no quiere decir que sea totalmente inofensiva con el medio ambiente. “En la naturaleza, la energía no es gratis”, asegura Carlos Vargas. El debate es, entonces, sobre qué tan grandes son sus impactos en comparación con sus beneficios.

Por una parte, añade Vargas, hay que considerar que “la interacción del agua con el material caliente puede generar fracturas y, en consecuencia, sismicidad. También podría haber fugas de fluidos profundos relativamente contaminantes hacia la superficie. Incluso, la inyección excesiva de agua podría enfriar el reservorio y hacer inviable el proyecto”.

López reconoce que esto puede pasar, pero sostiene que con protocolos basados en ciencia y ejecutados con rigurosidad, la probabilidad de que ocurra podría reducirse al mínimo. Uno de esos protocolos para evitar la contaminación de aguas subterráneas, explica el SGC, consiste en “instalar una tubería de acero, recubierta de cemento, que impide la interacción entre la roca y el recurso que se extrae”.

Entre los beneficios destaca la mínima emisión de gases de efecto invernadero. De hecho, como explica López, en el caso del proyecto de Caldas, el impacto está relacionado con la infraestructura que debe construirse para la operación, pero no con la generación de energía. Se requiere, por ejemplo, una carretera de tres kilómetros para conectar las perforaciones con una vía secundaria, las plataformas de perforación y las líneas de transmisión.

Antes de construir todo esto, indica el geólogo, necesitan hacer dos perforaciones a más de 2.000 metros de profundidad para ver si esta vez corren con la suerte necesaria para encontrar reservas productivas. Si lo logran, deberán demostrar que se trata de un proyecto rentable para reunir los más de $650.000 millones que costaría poner en funcionamiento la primera central geotérmica del país.

* Este texto fue producido con el apoyo de Climate Tracker América Latina.