Con un recurso estimado en 70 TCF en la cuenca de Carandayty, Boquerón, y más de USD 70 millones invertidos en prospección, la compañía Zeus Energy confirma la existencia de un subsuelo generador de gas natural en Paraguay. Pensando en su uso para la generación, la estrategia principal plantea importar insumos argentinos para inaugurar la era de la energía térmica de base y habilitar así el desarrollo hidrocarburífero propio.
El debate sobre la soberanía, la estabilidad eléctrica y la diversificación de la matriz energética en el Paraguay dio un giro decisivo durante el evento “Energía eléctrica para la continuidad del desarrollo en el Paraguay”. En este marco, Giuliano Franco, CEO de Zeus Energy e ingeniero eléctrico especializado en Economía del Petróleo y el Gas Natural, expuso la radiografía técnica y los números reales que respaldan el gran potencial de gas natural existente en el subsuelo chaqueño.
Según detalló Franco, las prospecciones realizadas en la cuenca de Carandayty dentro del territorio chaqueño ratifican un potencial estimado en 70 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural. Para dimensionar el volumen de este recurso energético a nivel regional, el especialista presentó comparaciones. Por un lado, es equivalente a la totalidad de las reservas probadas de la República del Perú. Además, representa un volumen siete veces superior a toda la producción histórica que registró Bolivia y corresponde al 10% de los descubrimientos totales realizados por la República Argentina, los cuales rondan los 800 TCF.
“Llevamos ya 10 años trabajando en esto, tenemos un poco más de 70 millones de dólares invertidos y yo lo puedo decir hoy con absoluta certeza de que en el Chaco paraguayo existe generación de gas natural. Nosotros tenemos tanto recursos convencionales como recursos no convencionales”, aseveró el CEO de Zeus Energy.
Firmeza eléctrica. El impacto potencial de estos recursos sobre el sistema eléctrico nacional resulta directo. La empresa explicó que la equivalencia técnica es lineal, ya que con un solo TCF es posible alimentar una central de ciclo combinado de 1.000 megavatios (MW) de potencia operando de manera continua durante 20 años, o bien 2.000 MW durante una década.
Sin embargo, el directivo remarcó que actualmente Paraguay se encuentra en la categoría de “recursos” y el desafío inmediato es convertirlos en “reservas probadas” comerciales. Explicó que el obstáculo histórico para el desarrollo de esta molécula radica en la incidencia del transporte sobre el costo final. Incluso con el proceso de licuación (LNG) que incrementa la densidad energética 600 veces respecto al estado gaseoso original, el diésel continúa siendo 1,4 veces más denso energéticamente.
El gasoducto bioceánico. Para resolver la encrucijada entre infraestructura y mercado –el clásico dilema de qué fue primero entre el huevo y la gallina–, la propuesta técnica se basa en construir primero el gasoducto bioceánico aprovechando las reservas probadas argentinas.
“El gasoducto bioceánico es la piedra angular para que nosotros podamos desarrollar este recurso de 70 TCF. Porque ese gasoducto hoy puede ser justificado con lo que hoy son reservas probadas en Argentina. Es traer gas argentino a nuestro mercado”, puntualizó Giuliano Franco.
Según el empresario, bajo esta hoja de ruta la primera central térmica en el país se abastecería inicialmente de la producción argentina. Esto viabilizaría la infraestructura de transporte necesaria para que, posteriormente, las pequeñas y medianas empresas locales puedan conectar sus pozos y comercializar la producción autóctona de gas natural del Chaco.
“La primera central hidroeléctrica y la primera central termoeléctrica probablemente sea con gas argentino. La segunda, tercera y cuarta les aseguro que no. Y así vamos a poder desarrollar este sector”, enfatizó.
En materia económica, el combustible incide aproximadamente en un 60% del costo final del megavatio-hora en una planta térmica de ciclo combinado. En el Chaco paraguayo y utilizando suministro proveniente de Argentina, se proyecta un costo de generación del orden de los USD 80 por cada megavatio hora (MWh).
Si bien esta cifra resulta superior a los costos de las centrales hidroeléctricas binacionales de Itaipú y Yacyretá, el directivo destacó su carácter estratégico para la seguridad del sistema eléctrico en la Región Occidental. El profesional explicó que una generación a base de gas natural brinda una estabilidad contundente a una zona donde la red eléctrica de la ANDE es actualmente débil.
Plazos. El profesional reconoció que los plazos de suministro de equipamiento a nivel global se han duplicado de manera alarmante, por lo que sugirió al Gobierno adoptar decisiones pragmáticas que permitan avanzar en soluciones.
“Mientras que hace 4 años una central con motores demandaba 2 años de ejecución y una turbina 3 años, hoy en día la entrega de motores para la generación a gas demora al menos tres años y las turbinas 4 años. A esto se suma un periodo adicional de uno a dos años para el comisionamiento”, explicó el referente del sector hicrocarburos.
La prospección y el medioambiente
El inminente fin de la abundancia energética y la construcción de la Ruta Bioceánica impulsan iniciativas que permitirán utilizar los recursos chaqueños con fines de desarrollo. El diputado oficialista José Rodríguez presentó una propuesta que pretende devolver el derecho que tenía el concesionado Primo Cano para que vuelva a explotarse el único pozo fluyente de gas en Paraguay. Esta actividad quedó suspendida tras la ampliación del área protegida del Parque Nacional Médanos del Chaco. La propuesta tiene un alto rechazo por parte de oenegés.
