Hace unos días seguí, a través de una grabación en la red, el panel «Gas, transición energética y ambiente», organizado por la Pontificia Universidad Católica del Perú. Participaron profesionales con sólido dominio técnico de sus especialidades. Sin embargo, varias de las intervenciones incurrieron en imprecisiones, mensajes radicales verdes, omisiones y contradicciones que delatan una evidente parcialidad contra el petróleo y el gas. Escribo estas líneas no para negar la necesidad de descarbonizar, objetivo que comparto, sino para poner sobre la mesa los datos que suelen quedar fuera de ese debate.
La primera contradicción es de fondo: se promueve el abandono de los hidrocarburos sin cuestionar los patrones de consumo, producción y movilidad que dependen de ellos. Nadie en el panel propuso consumir menos, viajar menos o producir menos; solo se propuso dejar de producir petróleo y gas. Esa ecuación no cierra.
Conviene, además, recordar cómo ha evolucionado realmente el consumo de energía en el mundo. A lo largo de la historia, cada nueva fuente se ha sumado a las existentes; ninguna ha reemplazado a la anterior. El carbón no desplazó a la biomasa, el petróleo no desplazó al carbón y el gas natural no desplazó a ninguno de los dos. Lo mismo ocurre hoy con la energía solar y eólica: crecen con rapidez, pero se adicionan a la matriz, no la sustituyen. El gráfico siguiente lo muestra con claridad: los combustibles fósiles siguen aportando cerca de cuatro quintas partes de la energía primaria del planeta.
El petróleo y el gas tampoco son solo combustibles. Son la materia prima de la petroquímica, de la que provienen plásticos, fertilizantes, fibras sintéticas, lubricantes, asfaltos y una larga lista de insumos médicos y farmacéuticos. Paradójicamente, también intervienen en la fabricación de las propias tecnologías de la transición: las palas de los aerogeneradores se fabrican con resinas y fibras derivadas de hidrocarburos, y los paneles solares, las baterías y las redes eléctricas dependen del cobre, el litio, el níquel, el silicio y otros minerales que provee la minería, una actividad intensiva en energía, sobre todo combustibles líquidos como el diésel.
Por eso sostengo que los hidrocarburos no son el problema, sino parte de la solución a la seguridad energética de cualquier país, al menos durante las próximas décadas y hasta que existan tecnologías capaces de reemplazarlos como fuente de energía y como materia prima. La discusión relevante no es negar su uso ni perpetuarlo sin cambios, sino gestionar su producción y consumo con eficiencia, menores emisiones y una estrategia realista de sustitución tecnológica. Escuchar algunas de las radicales exposiciones me trasladó a los debates de la Unión Europea, donde se decidió prescindir de los hidrocarburos sin calcular las consecuencias. Los casos que siguen lo ilustran.
La Unión Europea: una lección de lo que no se debe hacer
Durante más de dos décadas, la Unión Europea ha sido el principal bastión político contra los hidrocarburos. En muchos de sus foros, hablar de petróleo y gas equivale a hablar de un mal que debe erradicarse.
Bajo esa premisa, Europa redujo de manera drástica su capacidad propia. Según Concawe y FuelsEurope, desde 2009 se han cerrado o reconvertido unas 30 de las aproximadamente 100 refinerías de petróleo que operaban en el continente. Al mismo tiempo, Francia, Dinamarca, Irlanda, España y Portugal, entre otros, prohibieron o dejaron de otorgar nuevas licencias de exploración, y los Países Bajos cerraron Groningen, el mayor yacimiento de gas de Europa occidental, por los sismos asociados a su explotación. No todos los cierres de refinerías responden a la política climática, también pesaron los márgenes estrechos y la competencia de plantas más modernas en Asia y Medio Oriente, pero el resultado es el mismo: menos capacidad propia de refino y más dependencia de combustibles importados de gran demanda, como el diésel y el turbo de aviación.
Lo que faltó fue mirar siquiera de reojo el llamado trilema energético, cuyos tres componentes deben mantenerse en equilibrio: la seguridad, es decir, garantizar el abastecimiento las 24 horas del día, los 365 días del año; la accesibilidad, o sea, energía a precios que permitan a todos satisfacer sus necesidades y vivir dignamente; y la sostenibilidad, entendida como una energía suficientemente limpia que, a la vez, preserve la competitividad del país.
Europa por sus drásticas políticas verdes desconectó fuentes propias de petróleo y gas, pero paradójicamente no dejó de consumirlos, y se convirtió en una región altamente vulnerable. Hoy importa crudo de Noruega, Estados Unidos, Kazajistán, Libia y Medio Oriente, y este año han vuelto a llegar cargamentos de crudo venezolano a refinerías de España e Italia. En gas natural, tras la invasión rusa de Ucrania, el sabotaje de los gasoductos Nord Stream en 2022 y la guerra en Medio Oriente, su gran proveedor de gas natural licuado (GNL) pasó a ser Estados Unidos, que en el primer semestre de 2026 aportó el 59% del GNL importado por la Unión, según S&P Global. Paradójicamente, Rusia sigue siendo su segundo proveedor de GNL.
La ironía es mayúscula. Buena parte de ese GNL proviene de gas de lutitas (shale gas) producido mediante fracturamiento hidráulico (fracking), una técnica prohibida o suspendida en varios países europeos. Europa no permite producir ese gas en su territorio, pero lo consume, y lo seguirá consumiendo por muchos años más, trayéndolo desde el otro lado del Atlántico. En el camino suma las emisiones de la licuefacción, el transporte marítimo y la regasificación, de modo que su huella de carbono resulta sensiblemente mayor que la del gas propio o transportado por gasoducto.
Las consecuencias están a la vista. El 6 de octubre, ante el Parlamento Europeo, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen, reconoció que desde fines de febrero el precio del gas ha subido 140% y el del diésel se ha duplicado, y que las importaciones de combustibles fósiles le han costado a Europa 100,000 millones de euros adicionales sin recibir una sola molécula adicional de energía. Advirtió, además, que la presión por disponer de la cantidad requerida podría intensificarse con la llegada del invierno.
Es inevitable preguntarse: ¿qué pasó con los paneles solares, los aerogeneradores y sus baterías? ¿No son suficientes? ¿Qué ocurre de noche o cuando no sopla el viento? ¿Dónde está el almacenamiento por bombeo, eso de elevar agua para turbinarla después, que iba a dar firmeza al sistema? La respuesta de Bruselas es duplicar hacia 2040 la participación de la electricidad en el consumo final de energía, hoy inferior a una cuarta parte. Puede ser un objetivo legítimo, pero una economía más electrificada exige más generación firme, y esa firmeza NO la aportan por sí solas las renovables variables.
La energía más cara es la que no se tiene. Europa paga hoy algunos de los precios de energía más altos del mundo como consecuencia de políticas que desmantelaron la capacidad propia antes de contar con un reemplazo confiable.
La paradoja noruega: sin petróleo y gas no hay transición sostenible
La transición energética requiere enormes recursos económicos y financieros, y sostener la competitividad de un país con una matriz basada exclusivamente en energías renovables es, por decir lo menos, muy complejo.
Noruega lo ilustra bien. Es uno de los principales productores de petróleo y gas del mundo y su producción se mantiene alta: en 2025 extrajo el mayor volumen de petróleo desde 2009, y hoy abastece cerca del 30% del gas que consumen la Unión Europea y el Reino Unido. Casi toda esa producción se exporta. Sus ingresos alimentan el Fondo de Pensiones del Gobierno, conocido como el «Fondo del Petróleo», cuyo valor al cierre de 2025 rondaba los 21.3 billones de coronas noruegas (unos 2 billones de dólares): casi cuatro veces el PBI del país y unos 3.8 millones de coronas por habitante. Ese fondo sostiene buena parte del Estado de bienestar noruego.
Con ese respaldo, Noruega descarboniza su economía interna: alrededor del 98% de su electricidad es renovable, principalmente hidroeléctrica, y los autos eléctricos representaron el 88.9% de las ventas de vehículos nuevos en 2024 y el 95.9% en 2025. Conviene precisar que su parque hidroeléctrico es anterior a la era petrolera; lo que sí han financiado los ingresos del petróleo es el generoso esquema de incentivos tributarios sin el cual la masificación del vehículo eléctrico no habría sido posible.
Ser un gran productor de hidrocarburos y financiar con esos ingresos la descarbonización interna es lo que se conoce como la «paradoja noruega». Es uno de los pocos casos en los que el trilema energético se cumple razonablemente bien. Pero solo es posible gracias a los ingresos del petróleo y del gas. No es un modelo automáticamente replicable, pero demuestra que la descarbonización se financia, en buena medida, con la riqueza que generan los hidrocarburos.
China: más autos eléctricos, cargados con carbón y sostenidos con subsidios
China es, sin duda, el caso más citado. En el primer semestre de 2026, los vehículos eléctricos desplazaron unos 36 millones de toneladas de petróleo, alrededor de 260 millones de barriles, aproximadamente un tercio de la caída de su demanda de crudo, según el Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA). La crisis desatada por la guerra con Irán y las restricciones en el estrecho de Ormuz aceleraron la tendencia al encarecer los combustibles.
La otra cara de la moneda es menos difundida. China ha incrementado de manera notable su generación solar y eólica, pero también la generación con carbón: en el mismo semestre, esta creció 3.4%, entraron en operación 30 GW de nuevas centrales, la cifra semestral más alta desde 2016, y las emisiones del sector eléctrico aumentaron alrededor de 3%. Alguien tiene que generar cuando no hay sol ni viento, y ese alguien sigue siendo el carbón. Más aún: según CREA y Global Energy Monitor, en ese periodo China desperdició, por falta de redes y de almacenamiento, suficiente energía eólica y solar como para cubrir todo el crecimiento de su demanda eléctrica.
Seamos rigurosos: los estudios de ciclo de vida, como los del International Council on Clean Transportation (ICCT), indican que, aun con la matriz china actual, un auto eléctrico emite menos que uno a gasolina. Pero la ventaja es bastante más modesta de lo que se publicita, porque una parte importante de las emisiones no desaparece: se traslada del tubo de escape a la chimenea de una central a carbón. La pregunta sigue en pie: ¿es realmente eficaz expandir la flota eléctrica sin un respaldo renovable y de almacenamiento a la altura?
El modelo tampoco es financieramente sólido. En diciembre de 2025, el South China Morning Post, diario de Hong Kong, informó que alrededor de 50 fabricantes chinos de vehículos eléctricos que operan con pérdidas enfrentan en 2026 la presión de reducir operaciones o salir del mercado, a medida que se recortan los subsidios y las exoneraciones tributarias. La consultora AlixPartners estima que solo unas 15 marcas, cerca del 10% del total, serán rentables en los próximos cinco años. Como en Noruega, el auge del vehículo eléctrico descansa en gran medida en el apoyo fiscal.
Queda, además, un tema que merece un análisis propio: el destino de las baterías al final de su vida útil. El ICCT estima que unos 1.2 millones de baterías de vehículos eléctricos llegarán a ese punto en 2030 y unos 14 millones en 2040. Su reciclaje es técnicamente posible y valioso por los metales que contienen, pero exige una industria costosa y una regulación que aún están en construcción. Si en casa ya nos cuesta desechar correctamente las pilas de un control remoto, cabe imaginar la escala del desafío. El plástico fue en su momento una gran solución, y nadie previó que su disposición final se convertiría en uno de los grandes problemas ambientales; las baterías podrían seguir un camino similar, a una escala e impacto mucho mayor.
California: el estado más verde, con una de las electricidades más caras
No se trata de ser verde a cualquier costo, sino de generar bienestar para la población y preservar la competitividad del país. Los defensores de la transición acelerada suelen citar a California como ejemplo: es, sin duda, el estado más «verde» de Estados Unidos. Lo que no suelen mencionar es el valor de la factura que llega a casa.
Según la Administración de Información Energética de ese país (EIA), la tarifa eléctrica residencial promedio de California rondaba en abril de 2026 los 34 centavos de dólar por kWh, casi el triple que en Dakota del Norte (entre 11 y 12 centavos), y ha subido cerca de 59% en los últimos seis años, muy por encima de la inflación. Las causas son varias: costos de transmisión y distribución, subsidios cruzados a la generación distribuida y costos de integración de las renovables, entre otros, pero todas tienen su origen en decisiones de política energética. El bajo precio de un panel solar en la vitrina de la tienda no garantiza energía barata: el panel es solo una pequeña pieza de toda la infraestructura necesaria para que la electricidad llegue al usuario de forma continua.
Quise contrastar estos datos con un buen amigo que vive en California. Su respuesta fue textual:
«En California tenemos la segunda electricidad más cara después de Hawái; lo que nos salva es que el clima no es tan extremo como en otros estados, entonces no usas el heater o el aire acondicionado las 24 horas».
Añadió que, en los meses de invierno, la factura por calefacción se dispara.
Ecuador: cuando la energía limpia se queda sin agua
Ecuador descubrió en 2024 que una matriz eléctrica predominantemente renovable no garantiza por sí sola la seguridad energética. Durante años exhibió con orgullo una generación en la que más del 70% provenía de centrales hidroeléctricas. Sin embargo, la peor sequía en seis décadas redujo drásticamente los caudales de sus principales ríos y los niveles de sus embalses.
La consecuencia fue una de las mayores crisis energéticas de su historia: desde septiembre de 2024, hogares e industrias soportaron cortes programados que en octubre llegaron a 14 horas diarias. Para cubrir el déficit, el Gobierno recurrió a toda la capacidad termoeléctrica disponible, contrató generación térmica de emergencia, incluida dos barcazas flotantes de 100 MW que operan con derivados del petróleo y buscó importar electricidad de Colombia, que suspendió temporalmente sus ventas porque enfrentaba su propia sequía. Ecuador terminó pagando cerca de 600 millones de dólares por importaciones eléctricas colombianas.
La paradoja fue evidente: para no quedarse a oscuras, el país tuvo que aumentar su generación con combustibles fósiles, elevando sus emisiones y su huella de carbono, y asumir el alto costo de la generación térmica de emergencia, que presionó las finanzas públicas. Colombia y Brasil vivieron emergencias similares por sequías asociadas a El Niño u otras anomalías climáticas.
La lección para América Latina es contundente: una matriz eléctrica limpia no es necesariamente una matriz segura. La transición no puede limitarse a incorporar fuentes renovables; debe contemplar diversificación, almacenamiento, respaldo térmico, interconexiones y redundancia. Cuando la naturaleza deja de proporcionar el recurso, la falta de previsión la paga la seguridad energética.
Chile: energía verde que cuesta «muchos verdes»
El caso chileno demuestra que generar electricidad barata no significa que la población pague menos por ella. La rápida expansión solar y eólica ha reducido los costos de generación en las horas de mayor disponibilidad, pero una parte creciente de esa energía se pierde. Según la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), en 2025 se vertieron 6,084 GWh de energía renovable, 7.8% más que en 2024, por falta de demanda en las horas de máxima oferta, restricciones de transmisión y escasa flexibilidad del sistema. Las baterías instaladas evitaron unos 2,000 GWh de vertimiento ese año, pero siguen siendo insuficientes y costosas.
Cuando no hay sol ni viento o cuando falta agua, como en la sequía de 2025, que redujo la generación hidroeléctrica en 23%, el sistema recurre a fuentes más costosas: ese año la generación a carbón creció 14.5% y la de gas natural 6.5%, según el Coordinador Eléctrico Nacional. Por eso, el menor costo de la generación renovable no se traslada automáticamente a las tarifas. Entre junio de 2024 y enero de 2025, tras el descongelamiento tarifario, las cuentas de luz de los hogares chilenos subieron más de 50%, lo que ubicó al país entre los de electricidad más cara de la región.
A pesar de su gran flota de buses eléctricos, Chile sigue dependiendo del carbón y del gas natural importado para cerca de un tercio de su generación. La transición no se mide únicamente en megawatts renovables instalados ni en la cantidad de buses eléctricos que recorren las calles, sino en la capacidad de garantizar electricidad continua, confiable y a un precio que la población sienta en el bolsillo.
Perú: lo que se dijo y lo que se omitió sobre nuestros hidrocarburos
El Perú cuenta con recursos energéticos que representan una oportunidad estratégica para su desarrollo y su seguridad energética. En el panel, la representante de Perupetro, profesional de sólida formación y destacada trayectoria, presentó un diagnóstico serio de la industria: la evolución de la producción de petróleo, gas natural y líquidos de gas natural; el estado de los contratos de exploración y explotación, y el potencial de las cuencas sedimentarias del país.
Entre otros puntos, expuso que las reservas probadas de gas natural alcanzan para unos 13 a 14 años al ritmo actual de producción, y que el Lote 58 tiene recursos contingentes de entre 2.6 y 3 TCF que podrían añadir del orden de cinco a seis años de abastecimiento, una vez que su producción se conecte con la planta de separación de Malvinas. Destacó también la importancia de Camisea, el potencial gasífero de zonas como Candamo, la situación de los lotes en exploración y la contribución de la industria al desarrollo nacional a través de regalías, canon, fondos de desarrollo y empleo.
En contraste, uno de los expositores afirmó que todos los líquidos de gas natural (LGN) se exportan sin que el país obtenga provecho de ellos. La afirmación es errada. Los LGN de Camisea se transportan a la planta de fraccionamiento de Pisco, que produce la mayor parte del gas licuado de petróleo (GLP) nacional; esa producción cubre alrededor del 60% de la demanda interna de GLP, hasta 2008 cubría el 100%, además de nafta y diésel. Solo una fracción se exporta. Y su aporte fiscal es tangible: en 2025, los LGN generaron 317.5 millones de dólares en ingresos para el Estado, según Perupetro. El problema real no es que «se regalen», sino que su producción viene declinando y hoy el país debe importar cerca del 40% del GLP que consume.
El rol de los hidrocarburos en la matriz energética peruana
El sector hidrocarburos es un pilar de la seguridad energética, del crecimiento económico, de los ingresos fiscales y de los beneficios que reciben las comunidades de las zonas productoras. Según el Balance Nacional de Energía, el gas natural (incluidos sus líquidos) y el petróleo representan cerca de 80% de la producción de energía primaria del país; la hidroenergía, alrededor de 11 a 12%; la eólica y la solar, cerca de 2%, y la leña, la bosta, la yareta y el bagazo, el resto. Los hidrocarburos explican, además, alrededor del 67% del consumo final de energía, según el Ministerio de Energía y Minas.
La generación eléctrica, en cambio, ya es mayoritariamente limpia: aproximadamente 50% hidráulica, 10% eólica y solar y 40% a gas natural. Y su peso en el problema climático es reducido: la generación de electricidad representa del orden del 7% de las emisiones de gases de efecto invernadero del país.
El gas natural es el combustible fósil de menor intensidad de emisiones, que en generación eléctrica emite entre 50 y 60% menos CO₂ que el carbón, ha permitido reducir los costos de la energía, diversificar la matriz eléctrica y ampliar el acceso a una fuente más limpia para hogares, industria y transporte. Sus beneficios aún no llegan de manera equitativa a todo el territorio, pero la masificación del gas natural avanza para que alcancen a más peruanos. Una ventaja adicional es que el precio del gas de Camisea para el mercado interno tiene precios controlados sin seguir la volatilidad de los marcadores internacionales del petróleo y del gas, como lo demuestra la actual crisis.
El aporte económico también es contundente. En sus primeros 20 años de operación (2004-2024), Camisea generó unos 67,000 millones de soles en regalías e impuesto a la renta, y la región Cusco y sus gobiernos locales recibieron cerca de 33,000 millones de soles por canon: más de 4 millones de soles diarios, alrededor de 1.2 millones de dólares cada día durante dos décadas.
Todo ello cobra especial relevancia en el contexto de la transición global, cuyo desafío no consiste solo en reducir emisiones, sino en garantizar sistemas energéticos confiables, resilientes y asequibles. No es casual que la propia Unión Europea haya incluido al gas natural en su taxonomía de actividades sostenibles como «actividad de transición», bajo condiciones, clasificación que su Tribunal General confirmó en septiembre de 2025. El gas mantiene así un papel estratégico, sobre todo en economías en desarrollo que deben conciliar sus objetivos ambientales con la seguridad del suministro, la competitividad y el cierre de brechas de acceso.
Ese papel exige, a su vez, responsabilidad: controlar las emisiones de metano en toda la cadena desde el pozo hasta el usuario, y mejorar continuamente la eficiencia. Es la mejor respuesta a quienes cuestionan al gas como combustible de transición.
Finalmente, los hidrocarburos no deben verse solo como fuente de energía, sino también como materia prima. Incluso el escenario más exigente de la Agencia Internacional de Energía, el de cero emisiones netas al 2050 (NZE), mantiene a esa fecha un consumo de unos 24 millones de barriles diarios de petróleo y más de 900,000 millones de metros cúbicos de gas al año. Y en su escenario de políticas actuales, publicado en 2025, la demanda de petróleo seguiría creciendo hasta unos 113 millones de barriles diarios hacia mediados de siglo.
Camisea: producir gas y conservar la Amazonía es posible, y abre la puerta a Candamo
A menudo se presenta la explotación de hidrocarburos y la conservación ambiental como actividades incompatibles. El proyecto Camisea, en el Bajo Urubamba, ofrece una experiencia que merece analizarse: tras dos décadas de producción, su huella de intervención es inferior al 0.2% del área de contrato, mientras los ecosistemas de la región conservan un alto grado de integridad. Según su Programa de Monitoreo de la Biodiversidad, en casi 10,000 hectáreas monitoreadas se han identificado más de 4,200 especies de flora y fauna, incluidas 13 nuevas para la ciencia (nueve de insectos, dos de aves, una de rana y una de pez), con la participación de cerca de 300 miembros de las comunidades como colaboradores y coinvestigadores.
Ese resultado se explica por decisiones de diseño e ingeniería que minimizaron la intervención del bosque: el concepto offshore inland, es decir operar en la selva como si se tratara de una plataforma marina, la perforación dirigida, el transporte aéreo y fluvial y la ausencia de carreteras de acceso, que evitaron la fragmentación del territorio. A ello se suma la restauración de los derechos de vía mediante el concepto de «ductos verdes», que favorece la recuperación de la cobertura vegetal. Se puede concluir que la zona después de 20 años de operación está en mejores condiciones que en su inicio.
Tal como se puede apreciar esta operación cumple con las cuatro razones para conservar la biodiversidad y que es de preocupación de uno de los expositores del panel: Éticas, estéticas, económicas y científicas.
Esa experiencia debería abrir una discusión técnica sobre Candamo. Entre 1998 y 1999, Mobil Oil, en sociedad con Exxon y Elf perforó el pozo exploratorio Candamo 1X en el entonces Lote 78, en la cuenca de Madre de Dios, y encontró gas natural; el Gobierno de la época estimó el hallazgo entre 1.3 y 2 TCF. Mobil devolvió el lote en el año 2000 por razones de mercado y el Estado incorporó el área al Parque Nacional Bahuaja Sonene sin que se evaluara públicamente el valor energético del recurso ya descubierto.
Aquí conviene distinguir dos planos. En el plano técnico, el Perú ha desarrollado en Camisea la tecnología y la capacidad para operar en ecosistemas amazónicos sensibles, minimizando la intervención y monitoreando permanentemente la biodiversidad; ese conocimiento debe formar parte de cualquier evaluación. En el plano legal, Candamo se encuentra hoy dentro de un parque nacional. Cualquier desarrollo requeriría, por tanto, una decisión del Congreso sobre los límites o la categoría del área, precedida de estudios rigurosos y de la consulta que corresponda.
¿Es necesario desarrollar el gas de Candamo? Mi respuesta es sí: por la vía legal que corresponde, con los más altos estándares operativos y ambientales y trasladando la experiencia y el conocimiento acumulados en Camisea. El desafío para el Perú es dejar de plantear la seguridad energética y la conservación como objetivos necesariamente opuestos.
El verdadero problema climático del Perú está en nuestros bosques
Cuando se habla de gases de efecto invernadero (GEI) en el Perú, suele señalarse al transporte, la minería y la generación eléctrica como los grandes responsables. Las cifras oficiales cuentan otra historia: la mayor fuente de emisiones del país es la deforestación y el cambio de uso del suelo.
El Perú aporta apenas el 0.42% de las emisiones globales de GEI, aunque es especialmente vulnerable al cambio climático: sequías, inundaciones, retroceso de glaciares y alteraciones del ciclo hidrológico. En el marco del Acuerdo de París, el país asumió compromisos de mitigación y adaptación que exigen acciones concretas en los sectores que más emiten. Según el último Inventario Nacional de GEI del Ministerio del Ambiente, el sector Uso de la Tierra, Cambio de Uso de la Tierra y Silvicultura, en esencia, la deforestación representa cerca del 48% de las emisiones nacionales, frente a 7% de la generación eléctrica. Detrás de la deforestación están la ocupación informal de tierras y actividades ilegales como la tala y la minería aurífera.
La conclusión es inevitable: si queremos reducir emisiones y cumplir nuestros compromisos climáticos, la prioridad debe ser detener la deforestación, recuperar los bosques y combatir la minería y la tala ilegales que destruyen nuestro patrimonio natural. Descarbonizar el transporte, la industria y la generación eléctrica también es necesario; nadie debe quedar fuera del esfuerzo de mitigación. Pero las prioridades deben guardar proporción con el peso de cada fuente, y no podemos perder de vista dónde se origina el mayor problema.
Sin embargo, en el panel cuyo eje temático era precisamente «el ambiente», la minería ilegal apenas se mencionó durante el evento como un problema fuera de control, frente al que poco se puede hacer. Se dedicaron, en cambio, cerca de dos horas a presentar a los hidrocarburos como la gran amenaza. Esa desproporción no es un detalle: reproduce un patrón frecuente en parte del activismo ambiental, que concentra su crítica en la actividad extractiva formal fiscalizada, monitoreada y que tributa, mientras guarda silencio frente a las actividades ilegales que más daño causan a la Amazonía. La respuesta no puede ser la resignación: se necesita una fiscalización efectiva y una política ambiental que enfrente todas las fuentes de daño, sin selectividad.
Conclusión: adición, no sustitución
Los casos revisados conducen a una misma conclusión: cuando las nuevas tecnologías de generación se enfrentan a la realidad, es decir seguridad, accesibilidad, sostenibilidad, competitividad y confiabilidad, los discursos deben tomarse con pinzas. Las energías renovables son indispensables y seguirán creciendo, pero la historia y los datos muestran que se suman a los hidrocarburos; no los reemplazan en los plazos ni en las condiciones que algunos proponen.
Descarbonizar es un objetivo legítimo. Hacerlo desmantelando la capacidad propia antes de contar con reemplazos confiables no es transición: es vulnerabilidad. Por eso, más que de transición energética, hoy corresponde hablar de adición energética.
La discusión energética y climática merece menos consignas y más evidencia. La pregunta no es si debemos avanzar hacia una economía menos intensiva en carbono, sino cómo hacerlo sin debilitar la seguridad energética, la competitividad ni el bienestar de la población. Eso exige realismo, tecnología, inversión y una mirada integral, esperemos que sigan apareciendo nuevas tecnologías que permitan descarbonatar bajo el esquema del trilema energético. Los datos están sobre la mesa; saquen ustedes sus propias conclusiones.
