sábado, 19 de septiembre de 2015

Argentina: Te llevaré hasta el extremo



Los excepcionales beneficios otorgados a proyectos para explotación de gas y petróleo de yacimientos no convencionales y plataforma continental confirman que los hidrocarburos fáciles de extraer se agotaron en el país. Ante esto, los candidatos presidenciales con posibilidades de llegar a la Casa Rosada repiten un discurso de diversificación energética en abstracto. Los escenarios que buscan complementar a Vaca Muerta no son menos riesgosos que el fracking, tanto en términos ambientales, sociales y financieros.
Por Hernán Scandizzo*
A pesar del relato épico que alimenta percepciones asociadas al bienestar y la abundancia, el fin de los hidrocarburos fáciles de extraer es un hecho asumido por la dirección de YPF y la secretaria de Energía, Mariana Matranga, al plantear que los crudos pesados, los hidrocarburos de formaciones compactas y los de aguas profundas son su horizonte de conquista. Por otra parte, a pesar de que los candidatos con posibilidades de suceder a Cristina Fernández en la Casa Rosada mencionan la diversificación de la matriz energética como una necesidad, mantienen como norte la exploración y explotación de cuencas de frontera –onshore y offshore– y no desplazan a Vaca Muerta de su sitial. Tampoco aclaran qué entienden por diversificación, dado que por ejemplo, Franco La Porta, secretario de Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires y referente de Daniel Scioli en materia energética, promueve como alternativa la gasificación subterránea de carbón en la Cuenca Claromecó.
La reforma a la Ley de Hidrocarburos en 2014 no sólo incorporó beneficios para el desarrollo de yacimientos no convencionales sino también para proyectos de recuperación terciaria, offshore y crudos extra pesados, en consonancia con la estrategia de producción y visión exploratoria diseñada por la conducción de YPF.[1] Estos cambios, que pueden ser interpretados como un intento de acelerar el lento desarrollo Vaca Muerta y la galaxia shale, atrayendo nuevos inversores, y promover vías rápidas para sostener los niveles de extracción, a través de proyectos de recuperación terciaria y de explotación de arenas compactas; en realidad anuncian el ingreso de Argentina al universo de la energía extrema. Un contexto donde la extracción de hidrocarburos entraña mayores riesgos geológicos, ambientales y sociales, debido a que no siempre se tiene un acabado conocimiento de las formaciones a intervenir, las técnicas que se aplican -generalmente- son experimentales y las condiciones operativas muy rigurosas. Además el costo financiero es más elevado y la tasa de retorno energético más baja, dado que la extracción de cada barril demanda más energía.[2]
Aunque tanto desde la petrolera de bandera, ámbitos técnicos y políticos también se alimenten expectativas en torno al descubrimiento de yacimientos convencionales en cuencas productivas -fundando sus escenarios en campañas exploratorias más exhaustivas-, el interés en estos remanentes, al igual que en el rejuvenecimiento de yacimientos maduros (recuperación mejorada)[3], radica más en la posibilidad de incorporarlos rápidamente al mercado -debido a que existe la infraestructura y logística para hacerlo- que en la probabilidad de que acontezcan importantes hallazgos. Por otra parte, tras la euforia de 2012, y a pesar de las políticas de estímulo al sector y reformas normativas, la galaxia shale quedó reducida a Vaca Muerta. Los avances sobre cuencas de frontera, como la Chaco-paranaense, e incluso el promocionado lanzamiento de la formación de lutitas D-129 en Chubut, con la televisación del inicio de la perforación del pozo El Trébol, pasaron a un segundo plano. Lo mismo sucedió con el fugaz interés por los crudos extra pesados de Llancanelo, en Mendoza. Si conseguir financiamiento para un rápido y masivo desarrollo de la formación insignia constituye un obstáculo difícil de sortear, mejor no puede ser la suerte de las otras, supeditadas al devenir de la Cuenca Neuquina.
Pese a reconocer estas dificultades, Miguel Galuccio, CEO de YPF, continúa aferrado a la convicción de que el tight y el shale representan el futuro. “El desarrollo del primero está mucho más avanzado, pero el shale es muy promisorio. Por eso prevemos que en 2020 el tight equivalga al 28% de la producción de gas, el shale contribuya con un 26% y la producción adicional de reservorios convencionales con otro 20%” (Petroquímica, 26/05/2015 y El Inversor Online, 06/08/2015). En tanto las empresas del sector consideran que la explotación de arenas compactas es el puente entre los yacimientos convencionales en declinación y la explotación del shale gas, mucho más costosa. Destacan que éstas cuentan con algunas ventajas: se trata de formaciones conocidas -estudiadas para la explotación de reservorios convencionales- y que el Plan Gas -que fija en 7,5 dólares el millón de BTU- garantiza una rentabilidad que se acerca a la que buscan (Petroquímica, 26/05/2015). Este interés por el tight se verifica en el Alto Valle de Río Negro y en la provincia de Neuquén, donde se han incrementado los proyectos tanto de YPF y su subsidiaria YSUR como de Pan American Energy (PAE), Total, Pluspetrol y Petrobras.

“No parece prudente hacer descansar las expectativas de autosuficiencia energética en las supuestas bondades aún no descubiertas”
Un mar de dudas
“La exploración en aguas profundas en la Argentina tiene el potencial de ser el único remanente en reservorios convencionales con grandes cantidades de petróleo y gas. YPF iniciará la exploración en Cuenca del Colorado y del margen norte de la Plataforma Continental Argentina. Además, nos proponemos relanzar la exploración en las cuencas Austral y Malvinas”, asegura la petrolera de bandera en la Visión Exploratoria publicada en su web. Si bien lo presenta como un objetivo a largo plazo, el vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, Jesús Grande, asegura que “el mar es la próxima frontera a la que hay que tratar de aspirar”. Desde la conducción de la compañía afirman que la plataforma continental ofrece un millón de kilómetros cuadrados sin explorar, de los cuales 600.000 probablemente sean prospectivos. “Estimamos recursos en el mar por 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Es decir, volúmenes de una magnitud similar a la que encontramos en el No Convencional en la Argentina, pero con un riesgo bastante más elevado por la falta de información absoluta”, reconoció el ejecutivo de la petrolera de bandera (El Inversor Online, 11/05/2015 y Petroquímica, 26/05/2015 y 13/07/2015).
La visión del mar como la Nueva Frontera, con mayúsculas, está en sintonía con la tendencia global que avanza sobre los crudos de las profundidades del presal o los de las gélidas aguas del Ártico, entre otros horizontes extremos.[4] En el caso argentino, el objetivo es el área Colorado Marina, frente a las costas bonaerenses, cuya concesión la compañía de mayoría estatal comparte con Petrobras, Petrouruguay (subsidiaria de Ancap) y Enarsa. Cuando YPF todavía era controlada por Repsol se proyectó la perforación de un pozo exploratorio cuya profundidad final se estimaba en 3600 metros, de los cuales 1600 corresponderían a la columna de agua. La iniciativa luego fue desestimada por las bajas posibilidades de éxito y el alto costo: US$ 200 millones. Si bien para el comienzo de esta nueva campaña debería resolverse primero la participación de Enarsa en el consorcio, dado que a partir de la reforma de la Ley de Hidrocarburos esta sociedad anónima controlada por el Estado debe revertir sus permisos y concesiones en la plataforma continental, YPF apuesta a retomar la exploración en 2016.
Respecto al promisorio horizonte que yacería bajo aguas profundas, el geólogo Daniel Kokogian, presidente de la consultora New Milestone, aseguró hace un lustro que el potencial exploratorio está enmarcado en un ambiente de alto a muy alto riesgo y “los posibles recursos, sumados a los datos existentes, no parecen ser tan obvios ni estar en los rangos que suelen discutirse en público”. “No parece prudente hacer descansar las expectativas de autosuficiencia energética en las supuestas bondades aún no descubiertas ni comprobadas del subsuelo del Mar Argentino”, afirmó en un extenso artículo publicado en la revista del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (Petrotecnia, diciembre 2010). Las campañas offshore en Argentina comenzaron en la década de 1960, sin embargo la producción se inició en 1989, a partir del desarrollo del yacimiento Hidra, por parte de Total, y se consolidó en 2005 con la puesta en producción de Carina y Aires, yacimientos también ubicados en la Cuenca Austral Marina, frente a las costas de Tierra del Fuego. Según datos de la Secretaría de Energía, los reservorios offshore actualmente aportan el 2,8% de la oferta total de petróleo y el 17,4% de la de gas.
El primer pozo exploratorio en aguas profundas se perforó en la Cuenca Malvinas a fines de 2010, el cual superó los 2 mil metros, sin registrarse la presencia de hidrocarburos. En aquella oportunidad se invirtieron más de 150 millones de dólares. Un dato aportado por YPF y subrayado en las crónicas periodísticas fue que los trabajos se realizaron bajo condiciones climáticas absolutamente hostiles: con vientos de casi 180 kilómetros por hora y olas de 8 metros de altura (MDZ, 06/07/2011). Por otra parte, y en relación a las cuencas sedimentarias del extremo sur de América, si bien a principios de 2015 se anunciaron importantes descubrimientos de crudo y gas en Malvinas Norte, en zona de usurpación británica, éste sería el primer indicio del potencial que se le adjudica a la plataforma continental. La información surgida de las restantes campañas exploratorias realizadas en diferentes cuencas aledañas a las islas lejos estuvo de certificar la existencia de un mega reservorio (Petrotecnia, diciembre 2010).
Además del interés en las aguas profundas, YPF evalúa el potencial en yacimientos someros del Golfo San Jorge, en tanto la francesa Total y la chilena Enap Sipetrol apuestan a ampliar sus proyectos en el Mar Argentino. La compañía europea apunta a extraer en el bloque Vega Pléyade alrededor de 6 millones de metros cúbicos diarios de gas -un 5% de la oferta nacional. La campaña de perforación incluye, además, dos pozos de producción en el yacimiento Carina, a través del consorcio que integra con PAE y Wintershall Energía. Mientras que Enap Sipetrol, que opera en área Magallanes, al sur de Santa Cruz, está renegociando la prórroga de concesiones que vencen en 2016 (El Inversor Online, 29/05/2015).

“Perpetuar la dependencia de los fósiles por el mayor tiempo posible sin problematizar la alta y creciente demanda de energía.”
Proyectos offshore y economías preexistentes
Así como la explotación de formaciones de lutitas y arenas compactas ha despertado movimientos de oposición tanto en el Alto Valle del Río Negro y Neuquén como en Comodoro Rivadavia, la campaña de exploración sísmica realizada por PAE en el Golfo San Jorge, en 2009, dio lugar a un fuerte conflicto. Pescadores artesanales de Santa Cruz denunciaron que con el inicio de esos trabajos y durante más de un año y medio prácticamente habían desaparecido la centolla y la merluza del caladero. En 2014 los hombres de mar se declararon en estado de alerta ante el anuncio de YPF de realizar exploraciones en aguas de jurisdicción chubutense. La flota amarilla de Caleta Olivia teme que una nueva incursión en las aguas del Golfo tenga impactos similares y ponga en peligro 1.500 puestos de trabajo (La Opinión Austral, 17/08/2014).
En julio de 2013, fruto de una sostenida movilización, los pescadores artesanales de Santa Cruz lograron que se promulgue la ley provincial 3313 de Exploración de Hidrocarburos, norma que prohíbe en aguas del dominio público provincial “la exploración de hidrocarburos que utilicen detonaciones submarinas en las formas 2D y 3D por medio de prospecciones sísmicas, cuya intensidad supere los ciento veinte (120) decibeles”. Mientras que autoriza la realizada por medio de estudios que no afecten la biodiversidad marina, el lecho marino y las actividades pesqueras. Cabe destacar que la explotación de hidrocarburos costa afuera en el país no tiene un marco regulatorio específico, más allá de dos resoluciones dictadas por la Secretaría de Energía -219/77 y 189/80- que refieren al cuidado del ambiente (Petrotecnia, diciembre 2008).
El interés por ampliar la frontera extractiva hacia aguas profundas, formaciones compactas, crudos extra pesados e incluso yacimientos de carbón no sólo confirman el fin de los hidrocarburos fáciles de extraer sino también la obstinación de perpetuar la dependencia de los fósiles por el mayor tiempo posible sin problematizar la alta y creciente demanda de energía. A pesar de su importancia, el elevado riesgo ambiental y costo financiero son variables que inciden en decisiones coyunturales pero no en políticas de fondo. Por otra parte, más allá de los discursos corporativos que intentan transmitir seguridad y certezas, todas estas explotaciones se basan en técnicas experimentales, que se prueban y perfeccionan sobre la marcha, y cuyos impactos en el mediano y largo plazo se desconocen.
Claromecó, la frontera del carbón [recuadro]
A fines de 2014 el secretario de Servicios Públicos bonaerense, Franco La Porta, había asegurado que el gobernador Daniel Scioli estaba interesado en explotar gas y carbón de la cuenca Claromecó y sumar a Buenos Aires al grupo de provincias petroleras nucleadas en la Ofephi. En esa oportunidad el funcionario aclaró que era necesario realizar estudios complementarios de cuantificación y calificación de recursos de los yacimientos para definir la primera etapa de extracción de gas intersticial y proseguir la gasificación subterránea. También se anticipó el interés de la provincia de participar en la explotación a través del esquema de alianza público-privado, predominante en el desarrollo de no convencionales. Ya en 2010, cuando PAE denunció el hallazgo de carbón mineral en dicha cuenca, el Ministerio de Producción bonaerense ejecutó el Estudio de Tecnologías “Limpias” para la Explotación y Utilización del Carbón Mineral, con el objetivo de “desarrollar las políticas y fijar las normas y regulaciones de aplicación en la explotación y utilización de carbón mineral de su propio territorio, con tecnologías ‘limpias’ respetuosas del medio ambiente” (OPSur, 19/06/2015).
La gasificación subterránea de carbón, presentada por sus promotores como la alternativa limpia para el aprovechamiento de recursos de baja calidad, alojados en mantos profundos, es, sin embargo, una técnica experimental y de alto riesgo. Un estudio reciente del Departamento de Medio Ambiente del estado de Queensland, Australia, señaló a la empresa Linc Energy, a cargo de un proyecto de gasificación subterránea de carbón en Chinchilla, como responsable de la contaminación de suelos utilizados para el cultivo de trigo, cebada y algodón y pastoreo de ganado. Según el informe publicado por el diario ABC, de ese país, el Gobierno del Estado impuso una “zona de exclusión de excavación” en una superficie de 314 km2, debido a las filtraciones de hidrógeno y metano liberado en el subsuelo. Los agricultores tienen prohibido cavar pozos de más de dos metros de profundidad (ABC, 10/08/2015).
A principios de este año trascendió que el grupo argentino australiano Delmo proyecta la generación de electricidad en el centro/sur de la provincia de Buenos Aires a partir de la gasificación subterránea del carbón de la Cuenca Claromecó. La firma asegura que adquirió derechos de exploración sobre 600 mil hectáreas, sin embargo, el ministro de Producción bonaerense, Cristian Breitenstein, aclaró que están analizando los pedidos de prospección y cateo de las firmas Delmo Group S.A., Claromecó Energy S.A. y Delmo PTI S.A, debido a que el Código de Minería de la Nación no permite que una persona física o jurídica concentre más de 200 hectáreas, y el directorio de las tres empresas tiene miembros en común.
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Periodista e investigador del OPSur, coordinador de Oilwatch Latinoamérica. - Foto:  Alexis Vichich* - Linc Energy
Fuentes consultadas:
El Economista (Facundo Matos Peychaux), 11/08/2015. Los programas energéticos de los presidenciables.
Electricidad. Revista energética de Chile, 29/07/2015. Anuncian hallazgo de hidrocarburos en aguas ultra-profundas del Caribe colombiano.
La Opinión Austral (Irene Stur), 17/08/2014. Pescadores en alerta por una potencial prospección sísmica.
— (Daniel Alberto Kokogian), diciembre 2010. Perspectivas exploratorias de la plataforma continental argentina (Nota II).
Presidencia. República Oriental del Uruguay, 05/08/2015. Firma francesa Total realizará inédita perforación en busca de hidrocarburos en marzo.
Rebelión (Michael T. Klare), 21/03/2012. Un mundo sin petróleo fácil.
YPF (Daniel Figueroa), 2010. Perspectivas Exploratorias en el Offshore de Argentina, presentado en el Congreso de Producción del Bicentenario, realizado en Salta del 18 al 21 de mayo.
[1] Ver ¿Y si la vaca se cae?, pp. 5-8.
[2] Ver Michael T. Klare, Un mundo sin petróleo fácil, publicado en Rebelión (21/03/2012)
[3] En este sentido, cabe destacar que actualmente la recuperación secundaria representa alrededor del 40% de la producción de petróleo anual de YPF, según informa la compañía en su portal.
[4] Si bien la autorización de EE.UU. para las operaciones Shell en el Ártico es tal vez de los horizontes extremos más difundidos, en Sudamérica esta tendencia toma fuerza. El caso más saliente es el de Brasil, donde la explotación de los yacimientos del presal a una profundidad cercana a los 7.000 metros, guardaría 90 % de las reservas petrolíferas probadas del país y 77 % de las gasíferas (IPS, 27/04/2015). Por otra parte la francesa Total anunció que en marzo de 2016 perforará un pozo en la plataforma marítima uruguaya, atravesará 3.400 metros de “columna de agua” y otros 3.000 bajo el lecho oceánico en busca de hidrocarburos (Presidencia. República Oriental del Uruguay, 05/08/2015). En tanto Colombia avanza sobre hidrocarburos en aguas ultra-profundas del Mar Caribe (Electricidad, 29/07/2015).