El calor que se generó hace más de 4.500 millones de años con la formación de la Tierra —y del que aún algo se conserva—, sumado a las fricciones entre rocas, minerales y fluidos, hacen que del centro del planeta emanen temperaturas que se estiman superiores a los 5.000 °C. A la superficie apenas llegan algunos rastros de ese calor, con temperaturas que usualmente rondan los 30 a 50 °C, aunque en algunas zonas pueden superar los 100 °C.
En un viaje por carretera, en Boyacá o Tolima, por ejemplo, las señalizaciones avisan: “Termales a 2 kilómetros”. Dependiendo del lugar, puede tratarse de piscinas naturales en las que las personas se bañan o pozos que solo pueden observarse para ver el burbujeo del agua hirviendo. Otra de las manifestaciones de ese calor en la superficie, aunque a temperaturas mucho más altas, es el magma que se encuentra al interior de los volcanes.
Hacia la década de 1970, Colombia estaba dando sus primeros pasos en el desarrollo de una forma novedosa de producir energía a partir de este calor, pero de la que poco se sabía. Para hacerlo, 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.
Para entonces, los geólogos mostraron un interés particular por el complejo de volcanes que se encuentra entre Tolima, Caldas, Risaralda y Quindío, compuesto por algunos como el Cerro Bravo, el Cerro Machín, el Nevado del Tolima o el Nevado del Ruiz.
En esos años, explica el geólogo Julián López, “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”.
“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”.
Para 1983, se había definido a Villamaría, Caldas, un municipio muy cerca de Manizales, como 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 luego de la erupción del volcán Nevado del Ruiz, cambió los planes. Los investigadores, las empresas y los recursos que se destinarían a la geotermia, se utilizaron para crear el Observatorio Vulcanológico y Sismológico de Manizales, que hoy es responsable de monitorear los doce volcanes activos del país.
El sueño de generar energía a partir del calor que viene del centro de la Tierra tuvo que apagarse por varios años. Ahora recuperó su impulso y está cerca de materializarse, pero aún necesitaría de varios años para entrar en funcionamiento.
La energía geotérmica
En las zonas volcánicas, explica López, quien también es vicepresidente de la Asociación Colombiana de Geotermia, es más probable encontrar altas temperaturas cerca de la superficie. “Basta con perforar entre uno y tres kilómetros para encontrarse con fluidos a 200-300 °C”.
En Colombia, estas zonas abundan debido a que su territorio se encuentra sobre el “Cinturón de fuego del Pacífico”, que va desde Argentina hasta Alaska, en América, y atraviesa la costa Pacífico de Asia y Oceanía. Allí se estima que están el 75 % de los volcanes activos que hay en el mundo. En geotermia, a estas se les conoce como zonas de alta entalpía, porque generan temperaturas superiores a los 200 °C, capaces de generar energía eléctrica.
El sistema, como en casi todas las formas de generación eléctrica, consiste en mover una turbina. Para esto, los científicos encuentran reservas de agua bajo la superficie que, por el calor, se encuentra como una mezcla de vapor y líquido. “Lo que uno busca es desarrollar una perforación que pueda acceder a esas reservas, que fluyen naturalmente por la presión y la temperatura en que están. En la superficie se separa el agua caliente del vapor, que se va a una turbina, mueve un generador y hace la electricidad”, apunta López.
Una vez pasa por la turbina, el vapor se condensa y vuelve a juntarse con el resto del agua en un tanque para ser reinyectada al pozo del que se tomó. La energía 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.
“Lo que uno busca es desarrollar una perforación que pueda acceder a esas reservas, que fluyen naturalmente por la presión y la temperatura en que están. En la superficie se separa el agua caliente del vapor, que se va a una turbina, mueve un generador y hace la electricidad”.
A otras zonas, que no están cerca de volcanes, pero sí cuentan con las características geológicas para tener altas temperaturas cerca de la superficie, se les llama de media (80-150 °C) o baja entalpía (30-70 °C). “Se trata de sistemas que extraen energía geotérmica para propósitos diferentes a la generación eléctrica. Por ejemplo, calefacción para invernaderos o algunos procesos industriales que requieren temperaturas menores a los 70°C”, explica Carlos Vargas, Ph. D. en Ingeniería Sísmica de la Universidad de Cataluña y líder del Grupo de Investigación Geofísica de la Universidad Nacional.
En el Parque Industrial Gran Sabana, en Tocancipá, por ejemplo, funciona un piloto de generación geotérmica que aprovecha la temperatura del subsuelo para alimentar una planta de refrigeración. Otros usos incluyen el secado de semillas o frutos en la agricultura, la calefacción en hogares, la cocción de alimentos o los ya conocidos usos turísticos.
Según el Servicio Geológico Colombiano, la geotermia podría llegar a generar alrededor de 1.200 megavatios de electricidad, lo que correspondería al 5 % del total de la generación nacional.
De acuerdo con los estudios adelantados en el país por el Servicio Geológico Colombiano (SGC), la geotermia podría llegar a generar alrededor de 1.200 megavatios (MW) de electricidad, lo que correspondería al 5 % del total de la generación nacional. En el mundo, añade Vargas, ya se utiliza en más de 20 países y tiene una capacidad instalada de 16 gigavatios (GW), que serviría para satisfacer más del 80 % de la demanda en Colombia. Su potencial, sin embargo, “puede ser mucho mayor que estas modestas cifras”, apunta el investigador.
Además, se trata de un recurso que tiene una ventaja sobre otras formas de generación de energía renovable. La eólica y la solar, que son las más conocidas, dependen de tener condiciones climatológicas favorables para tener un funcionamiento óptimo, mientras que la geotermia “es el recurso ideal porque garantiza un suministro estable por mucho tiempo”, dice Vargas. Eso sí, la inversión inicial para un proyecto de este tipo es mucho más alta que en otras energías renovables.
Hacia dónde va la generación geotérmica en Colombia
En el país hay dos licencias de exploración y explotación de energía geotérmica. Una corresponde al proyecto que tuvo que ser aplazado tras la tragedia de Armero, y 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 SA (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 López, quien dirige este proyecto en la actualidad.
Ese pozo, a pesar de que registró una temperatura de 200 °C, no fue productivo porque no tenía flujo de vapor. Sin recursos y sin éxito en su primera perforación, “para el año 1997 no fue muy atractivo avanzar un proyecto alternativo en geotermia. Creo que pesaron más algunos proyectos hidroeléctricos, el gobierno no dio un apoyo marcado en este aspecto y el proyecto se congeló”, apunta López.
En 2006 se retomó el proyecto. 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 80: el área tiene mucho potencial. También logramos tener información más detallada en cuanto a la ubicación de los sitios”, explica el geólogo.
Tras 16 años de trabajo, en 2022 CHEC solicitó la actualización de la licencia ambiental que le había sido otorgada en 1994, definió cinco puntos en los que se harán perforaciones para ubicar reservas y conocer el potencial de los pozos. El proyecto cuenta con apoyo financiero de 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.
Luego de 16 años, CHEC solicitó la actualización de la licencia ambiental que le había sido otorgada en 1994, definió cinco puntos en los que se harán perforaciones para ubicar reservas y conocer el potencial de los pozos.
Lo que viene, explica 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 creería que en un par de años, teniendo suerte, podríamos estar avanzando en el proyecto”, dice López. Tener suerte, aclara, 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 pasado 27 de diciembre, está a cargo de la compañía canadiense Parex Resources, que recibe asesoría técnica por parte de la Universidad Nacional Sede Medellín. El proyecto está ubicado en Casanare, en dos pozos de explotación de petróleo, que es la actividad principal de esta empresa.
Camilo Franco, docente de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia (Unal) y parte del equipo que asesora el proyecto, explica que se trata de una generación de baja entalpía, que logra producir entre 15 y 60 kilovatios (KW). Esta capacidad funciona para usos domésticos y cercanos al proyecto en donde se produce, pues conectar una línea de transmisión sería muy costoso frente a la cantidad de energía que podría venderse.
Una instalación geotérmica como esta, aclara Farid Cortés, ingeniero químico, docente de la Unal y también parte de este equipo, se conoce como cogeneración, pues depende de una actividad principal para ser económicamente viable. “Es un sistema de producción dual. Se sigue produciendo petróleo, que es fundamental”, añade.
Sumado a los retos financieros que tienen los proyectos de geotermia, también requieren de una precisión técnica que asegure minimizar su impacto ambiental al máximo, pues podría tener consecuencias graves en el subsuelo.
El cuidado ambiental en la geotermia
El Laboratorio Nacional de Idaho del Departamento de Energía de Estados Unidos publicó en 2006 un documento titulado El futuro de la energía geotérmica. Allí se aseguró 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 Vargas, investigador de la Unal. El debate es, entonces, sobre qué tan grandes son sus impactos en comparación con los beneficios que ofrece.
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”.
“En la naturaleza, la energía no es gratis”.
Para López, por ejemplo, se trata de riesgos que existen, pero que con protocolos basados en ciencia y ejecutados con rigurosidad, podrían 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”.
Dentro de los beneficios destaca la mínima emisión de gases de efecto invernadero. De hecho, como explica López, en el caso del proyecto del Ruiz el impacto está relacionado con la infraestructura que debe construirse para la operación, pero no con la generación de energía en sí. Una carretera de tres kilómetros para conectar las perforaciones con una vía secundaria, las plataformas de perforación, las líneas de transmisión, entre otras, hacen parte de las consideraciones.
De hecho, proyectos como el de Parex Resources y la Unal en Casanare, explica Natalia Cano, Ph. D. en Ingeniería Ambiental y parte del proyecto, calculan que la producción de energía geotérmica reduciría en un 54 % las emisiones generadas con la explotación de petróleo en sus pozos, algo que podría reducir el impacto ambiental que genera este combustible fósil durante el tiempo en el que están vigentes los permisos para explotarlo.
