Rubrique histoire mondiale de l'énergie
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¿ Por qué el fracking en Argentina ?

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Fig.  1 : ArgentinaArgentina alcanzó su autoabastecimiento de petróleo y gas natural a fines de los años 1970 por obra, casi exclusivamente, de Yacimientos Petroleros Fiscales (YPF) estatal. Es decir que los hidrocarburos que se consumían en Argentina eran extraídos de los propios yacimientos argentinos. Las exportaciones eran muy pequeñas y lo mismo las importaciones : se importaba una pequeña cantidad de gas natural desde Bolivia por razones geopolíticas.

En la empresa estatal se decía que Argentina era un país con petróleo pero no un país petrolero. El gas natural iba sustituyendo al fuel oil en las centrales eléctricas térmicas. Lo mismo hacía el agua y los combustibles nucleares. La idea era bajar el consumo de petróleo. Incluso a comienzos de los años 1980, recuperada la democracia, comienza a usarse alconafta (alcohol de caña mezclado con las naftas), en especial en la Zona Norte, Nor Este Argentino (NEA) y Centro del País.

1. Las consecuencias de la liberalización

Pero llegados los 1990, con el gobierno de Menem-Cavallo, cambia por completo la política energética y en especial las de petróleo y gas natural. Se privatizan YPF, Gas del Estado y casi todas las Empresas Eléctricas, excepto las binacionales (Salto Grande y Yacyretá y las nucleares Atucha y Embalse y algunas provinciales). Se decía que el Estado era mal empresario y que con el sector energético en manos privadas se iba a tener mucha energía, más barata y a precios internacionales.

Fig.  2 : Carlos Menem, 1989En materia de petróleo y gas natural, las empresas extranjeras, en especial REPSOL, que había comprado muy barato a YPF, se lanzaron a incrementar fuertemente la producción y construyeron, incluso, gasoductos para exportar el abundante gas natural a Chile, por ejemplo. (Leer Shale oil y shale gas en Argentina)

Se dejó de explorar para reponer reservas y estas disminuyeron dramáticamente de casi 12 años, para el petróleo, al comienzo de los 1990 a casi 10 en 2013 (con una producción casi 30% menos) y de casi 20 años a menos de 8 para el gas natural. YPF perforaba unos 120-150 pozos de exploración por año, cuando era estatal y después la totalidad de las empresas bajaron a 60-50 e incluso 30 pozos por año.

Sin exploración se terminaban las reservas y se debía importar cada vez más. A fines de los años 1990 se exportaba casi el 40% del petróleo producido y buena parte del gas natural. Se exportaba a 22 U$S el barril de petróleo y a menos de 3 dólares el millón de BTU de gas natural. En 2013, se debe importar petróleo (en forma de derivados) a casi 120 dólares y gaz natural licuado (GNL) a casi 18. Es decir entre 4 y 5 veces más caro.

Es que las empresas dedicaron casi todo su esfuerzo a exportar grandes cantidades para recuperar lo antes posible lo gastado en comprar YPF, para girar las ganancias al exterior y para aumentar los dividendos a sus accionistas. Es que las divisas obtenidas por las exportaciones no pasaban por el Banco Central y el petróleo era de libre disponibilidad. Esta situación duró hasta el año 2011.

El gas natural local, en 2013, no alcanza, para satisfacer las necesidades del consumo de las industrias, de las centrales eléctricas e incluso, a veces, de los usuarios residenciales, pese a que más del 40% de la población carece de gas natural. Es que además se dejaron de construir centrales hidroeléctricas y nucleares. Como tampoco se invirtió para ampliar la capacidad de las refinerías, hoy se debe importar gas oil, en parte en sustitución del gas natural en las centrales eléctricas, y a veces naftas y fuel oil.

Estas importaciones provocan un importante déficit en la balanza comercial y esto sumado a los grandes subsidios que se dan al sector energético, esencialmente para comprar GNL, y por los muy bajos niveles de las tarifas de gas natural y electricidad, contribuye, también, a generar un déficit en el Presupuesto Nacional creando una situación muy difícil al país que en parte se refleja en las dificultades de los Presupuestos Provinciales, que a veces ni siquiera están en condiciones de pagar los sueldos de los empleados públicos.

Frente a esta situación, la de la caída de las reservas y producción de petróleo y gas natural, el gobierno decide, acertada y tardíamente, recuperar el manejo de YPF comprando a REPSOL el 51% de las acciones. Energia Argentina Sociedad Anonima (ENARSA) [1] que se había creado a principios de los años 2000 no pudo contribuir a la solución de este problema.

El otro problema, el de los subsidios a las tarifas de gas natural y electricidad, se sigue demorando (los derivados de petróleo por el contrario aumentan gradualmente su precio). Esto genera serios inconvenientes a CAMESSA, la empresa administradora del sistema Eléctrico, que compra la electricidad a las generadoras con esos subsidios del Estado ya que las distribuidoras, que a su vez compran la electricidad a CAMESSA, le deben a esta cada día más dinero por el congelamiento de las tarifas.

2. La explotación convencional de los hidrocarburos

Las estructuras que contienen petróleo y gas natural están en el subsuelo a profundidades mayores, generalmente, a los 1 000 metros, aunque en algunos casos llegan casi a los 4000. (Leer Géologie et géodynamique des hydrocarbures)

No se presentan como napas o ríos subterráneos de petróleo y gas natural sino que ambos están alojados en capilares, pequeños tubitos, a veces no conectados entre sí, en rocas sólidas, pero que tienen la propiedad de ser porosas (hay espacios ocupados por los hidrocarburos) y permeables (los hidrocarburos pueden fluir), es decir pueden moverse. Están depositados en lo que se llama trampas : se puede imaginar la parte interior de un sombreo donde la parte superior es una roca impermeable que los contiene y evita se escapen. El gas natural ocupa la parte superior de los capilares, el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior.

Fig.  3 : Yacimiento de petroleo

Para extraerlos, como están contenidos a mucha presión (hay casi 1 000 a 4 000 metros de capas de roca por encima), hay que llegar al « sombrero » con un pozo vertical perforado desde la superficie. Este pozo se perfora con una pieza especial que se llama trepano, colocado en el extremo de una serie de barras articuladas. El pozo comienza con un diámetro de 50-60 cm y termina, en la trampa, con 8-10 cm. Cuando el trepano llega adonde están los hidrocarburos, es decir perforando la tapa del sombrero, el petróleo sale por las tuberías del pozo vertical hacia la superficie arrastrado por el gas natural y empujado por el agua. Los pozos que se perforan son verticales y desde hace unos 20 años, en Argentina, también mediante tramos horizontales. Es decir el pozo llega vertical a la zona donde están los hidrocarburos y luego con una herramienta especial se lo hace horizontal. De esta manera puede sacar muchos más hidrocarburos que si fuera vertical solamente.

Para que el agujero del pozo que se está perforando no se tape por los trocitos de roca triturada y para enfriar el trepano, se agrega por el centro de la tubería un fluido que se llama lodo, y que es un barro, formado con agua y con un mineral especial que se llama baritina, que no es contaminante, y a veces contiene productos químicos, dependiendo de la naturaleza del terreno a perforar. Estos productos químicos pueden ser, por ejemplo, gas oil. El lodo recorre un circuito desde la boca del pozo hasta el trépano, en la profundidades y desde allí vuelve a la boca del pozo arrastrando los trocitos de roca triturada. El lodo usado se recupera, sacando los trocitos de roca y se vuelve a inyectar. Al final de la perforación el lodo sobrante se arroja a una pileta al lado del pozo.

Este lodo suele tener petróleo y si la pileta no se trata y se elimina el petróleo, se convierte en una zona contaminada que arruina el suelo y es muy dañina para las aves. Hay técnicas para remediar. Pero la historia de la perforación de pozos en la Patagonia presenta miles de piletas abandonadas, sin tratar, que constituyen importantes pasivos ambientales. En la Provincia de Chubut se denuncian más de 5 000. Es que ha habido muy poco control de las empresas petroleras por parte del Estado.

Una característica de los yacimientos de hidrocarburos es que su producción declina con el paso del tiempo. Pues se agota una de las principales fuerzas que permiten su extracción que es el gas natural que va perdiendo presión. Por eso para prolongar la vida útil se suele inyectar agua y gas a presión desde la superficie. En Argentina la media de producción de un pozo de petróleo es de unos 8-10 metros cúbicos por día cuando al comienzo de su producción puede estar en 80 o 100 y esta declinación suele ocurrir paulatinamente a lo largo 10 o 15 años. En los grandes países productores del Medio Oriente producen unos 500 metros cúbicos por día por pozo, es decir casi 50 veces más que en Argentina. Esta baja productividad de los pozos de Argentina, que apenas produce el 0,2% del petróleo del mundo, hace que Argentina se encuentre entre los 5 países que tienen mayor número de pozos perforados. Es decir lo que en Arabia Saudita produce un pozo en Argentina requiera de 50 pozos.

3. El fracking

El petróleo y gas natural se originan en lo que se llama roca madre. Allí, en cientos de años, en lechos de antiguos mares, la materia orgánica sepultada se descompuso y generó el petróleo y gas natural. Por eso se llama roca madre. Pero desde la roca madre el petróleo y gas natural migran, se mueven hasta quedar entrampados en formaciones especiales que forman una barrera de rocas impermeables que les impide seguir subiendo en busca de la superficie. Allí alojados forman un yacimiento. (Leer Le gaz de schiste, La formation du gaz de schiste et son extraction y Le pétrole de schistes)

Hoy la tecnología recupera entre el 30-50% del petróleo originado en la roca madre y el resto queda en el suelo. Razones técnicas y económicas impiden recuperar más. En los yacimientos convencionales, a veces la roca donde está alojado el petróleo tiene los poros no comunicados entre sí y para aumentar la recuperación se realiza la llamada fractura hidráulica, que es casi tan vieja como la industria petrolera. Esta técnica consiste en inyectar desde la cabeza del pozo agua, con alguna sustancia química, a presión que llega a la roca donde está el petróleo y aumenta la porosidad y permite o producir petróleo o aumentar su producción.

Es decir que la fracturación hidráulica es una técnica vieja. ¿Pero dónde se realiza hoy el fracking, que es una fracturación múltiple? En la figura 1 se esquematiza el proceso y sus impactos.

En las formaciones donde el petróleo y gas natural están alojados en rocas de muy baja porosidad y permeabilidad, o en arcillas muy compactas, incluso en la misma roca madre, se las llama : shale oil o shale gas (petróleo y gas natural de arcillas) o tigth oil o tight gas (petróleo y gas natural de arenas compactas).

Fig.  4 : El fracking

El fracking consiste en una inyección de agua, arena y productos químicos a gran presión pero no en la parte vertical sino en la parte horizontal del pozo. El tramo horizontal puede tener 1 000 metros y el vertical 2 000 o 3 000. La paredes del tramo horizontal de deben perforar mediante explosiones controladas, que producen una serie de agujeros a lo largo del tramo horizontal. Por estos agujeros pasará el agua con la arena y los productos químicos a muy alta presión provocando fracturas múltiples en la zona de la roca alrededor del tubo horizontal. De esta manera se incrementa la porosidad y permeabilidad de estas rocas que no la tienen originalmente y esto hace posible que salgan por la tubería el petróleo y gas natural.

Se consume mucha agua casi 20 000 metros cúbicos por pozo con el agregado de unas 400 toneladas de productos químicos diluidos en agua de manera que la solución tiene un 2% de productos químicos y un 98% de agua. La arena impide que los agujeros en la cañería horizontal se cierren.

Las explotaciones de este tipo constan de baterías de pozos llamadas plataformas (2 o 3 por km2) y de cada una se perforan, muy juntos, entre 6 a 8 pozos. De manera que le número de pozos es enorme. Luego se recoge la producción de cada pozo en la plataforma. Es decir los pozos confluyen a la plataforma. En cada pozo se realizan cerca de 15 fracturas lo cual da una idea de la cantidad de agua y de productos químicos a usar.

La composición de los productos químicos no es dada a conocer por las empresas, ya que dicen que es un secreto comercial, pero se supone que son unas 500 substancias químicas : 17 tóxicas para los organismos acuáticos ; 38 tóxicos agudos ; 8  cancerígenos probados. Se trata en general de oxidantes, biocidas, aromáticos, sulfuro de carbono, piridinas, etc.

Fig.  5 : Problemas con el fracking En síntesis gran cantidad de agua, químicos contaminantes y tóxicos y expulsión de gas natural a la atmósfera, pues no todo se recupera. Esta expulsión de gas natural incrementa el efecto invernadero, pues el poder de efecto invernadero del gas natural es 23 veces el del principal agente de este tipo que es el anhídrido carbónico. Gran parte del fluido inyectado retorna a la superficie (entre el 30-50%) y este fluido es altamente contaminante. El que queda en el subsuelo puede migrar hacia napas de agua y contaminarlas. En Neuquén se va a exigir que se cementen los primeros 500 metros de la cañería vertical, para evitar la contaminación de las napas subyacentes de agua. De todas maneras por las grietas generadas en las rocas por las inyecciones de agua, arena y químicos, el fluido contaminado puede ascender hasta esas napas.

Los pozos de petróleo y gas que pierden su integridad estructural también filtran metano y otros agentes contaminantes por los revestimientos y los liberan en la atmósfera y las fuentes de agua. ¿Por qué son tantos los pozos que tienen filtraciones? Las presiones subterráneas, los cambios de temperatura, el movimiento de la tierra producto de la perforación de pozos cercanos, así como el encogimiento, agrietan y dañan la delgada capa de cemento que se supone sella los pozos. Mantener el cemento en perfecto estado mientras la perforación avanza de forma horizontal en el esquisto es en extremo difícil. Una vez que el cemento se daña, repararlo miles de metros bajo tierra es caro y con frecuencia no tiene éxito. Las industrias de gas y petróleo llevan décadas tratando de solucionar ese problema [2].

Para los fluidos que salen hay dos alternativas : tratarlos en plantas al pie de cada plataforma, pero entonces los contaminantes separados a donde van ¿ se cambian de lugar ? o sacarlos en camiones y depositarlos en otros sitios y nuevamente se los cambia de lugar. En las explotaciones convencionales hay en la Provincia de Chubut solamente, casi 5 000 piletas contaminadas. La vida útil de estos pozos no convencionales es muy baja y la producción se agota en 5 o 6 años. Luego esto intensifica la perforación. Terminada la vida útil de los pozos hay que abandonarlos y sellarlos con tapones de cemento.

El transporte de agua y materiales e insumos provoca un tránsito enorme de camiones, entre ellos los cisternas, que circulan por caminos rurales. En Neuquén se estima que el agua provendría del lago Mari Menuco o de los ríos Colorado, Neuquén o Río Negro. El consumo de agua de las napas subterráneas estaría prohibido y sólo podrá usarse agua superficial. Incluso hay anuncios por parte del gobierno neuquino de construir a cargo de la provincia una red se acueductos para abastecer las necesidades de las empresas petroleras. El problema no sería el consumo de agua sino la contaminación del agua y la disposición de los lodos reciclados desde los pozos perforados.

De todas maneras existen técnicas de trabajo que pueden ahorrar el consumo de agua. Según la empresa de servicios petroleros Schlumberger, las operaciones no convencionales de cinco operadoras que trabajan en la cuenca neuquina demandan un promedio anual de 1.800.000 de metros cúbicos (m³) de agua en una etapa de inicio de exploración o semidesarrollo. De esa cifra, unos 600.000 m³ regresan a la superficie (lo que se conoce como flowback water), volumen que debe tratarse y reinyectarse y en esto consiste precisamente el problema en el tratamiento y disposición de estas aguas.

Las empresas dicen que en lugar de 1 800 000 m³, se podría usar sólo 1 millón, o tal vez menos. Pero se trataría de un reto técnico considerable, que requeriría la ayuda de nuevos software. Es que habría que tener en cuenta que entre un 40% y un 50% de los pozos fracturados no terminan produciendo. Por ende, deberían hacerse más análisis de detalle a todo nivel hasta llegar a completar la operación. Y todas esas variables deberían integrarse en una sola plataforma a fin de reducir los costos e incrementar la producción.

Según los empresarios ya es totalmente viable modelar las fracturas no convencionales (que son irregulares y presentan múltiples ramificaciones) para pronosticar mejor cuáles son los puntos con mayor potencial productivo. Al optimizar las fracturas, también se puede disminuir el consumo de agua. La técnica a utilizar sería la de fractura con canales que fue creada en la Argentina y que ya se utiliza efectivamente en muchos países, incluyendo Estados Unidos. Así en lugar de inyectar arena continuamente durante toda la fractura, se harían pulsos intermitentes de arena y fluidos de fractura provocando el ahorro de esta materia prima.

En definitiva, las empresas afirman que es posible utilizar hasta un 60% menos agua en la industria del shale, combinando dos técnicas ya probadas y aprovechando la experiencia y los conocimientos disponibles en el país. Este ahorro lo lograrían, en un 20%, a través de la selección de las fracturas, integrando la información y usándola para tomar mejores decisiones y el 40% restante, mediante la citada técnica de fractura con canales, que además de impulsar el ahorro hídrico tendría otras ventajas, entre las cuales sobresaldría una mayor conductividad. De todas maneras el volumen de aguas utilizadas, aún reducido en casi un 60%, debe tratarse y reinyectarse y en esto consiste precisamente el problema, en el tratamiento y disposición de estas aguas denominadas flowback. Es decir que el problema principal no es el consumo de agua, que si se reduce será bienvenido, sino en la disposición final de las aguas contaminadas y esto ya deja de ser un problema de cantidad para convertirse en un problema de calidad

4. ¿Las reservas o recursos? de hidrocarburos « no convencionales »

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), algunos países tienen unas enormes reservas de petróleo y de gas que hasta hace relativamente poco no podían aprovecharse, y ni siquiera entraba en sus planes hacerlo. Gracias a los avances tecnológicos estos hidrocarburos no convencionales ya pueden extraerse más fácilmente y a precios lo suficientemente razonables. El shale oil y el shale gas, sus nombres en inglés (en castellano reciben otros como arenas bituminosas, petróleo y gas de esquisto, gas pizarra...) pueden acabar revolucionando el mapa energético mundial. Según las últimas estimaciones del Departamento de Energía de Estados Unidos, el mundo cuenta con yacimientos que contienen unos 345 000 millones de barriles de petróleo no convencional, un 10% del total de las reservas de crudo del globo. Y también con casi 7 300 billones de pies cúbicos de gas natural no convencional, lo que supone un 32% de la totalidad de las reservas mundiales. Unas cifras que ya suponen un vuelco para la concepción del futuro de las energías fósiles (suponen incrementar las reservas globales un 11% en el caso del crudo y un 47% las de gas natural) y que, además, pueden quedarse muy cortas en relación a las reservas reales de shale con que cuenta el planeta.

Y es que el informe de la Administración de Información de Energía de EEUU (EIA) considera las reservas presentes únicamente en 42 países, sólo contempla los recursos que pueden ser extraídos mediante las tecnologías que actualmente ya se utilizan y, además, deja fuera otros yacimientos potenciales que se encontrarían bajo los grandes pozos de crudo de Oriente Medio y la región del Caspio, y que podrían llegar a ser sustancialmente mayores a los ya conocidos. Las nuevas técnicas de fracturación hidráulica (fracking) y de perforación horizontal están sirviendo para descubrir nuevos yacimientos de crudo y de gas atrapados en la roca.

Fig.  6 : Shale gas, reservas mundiales

Pero podría haber mucho más. Las enormes reservas detectadas pueden ser la puerta para una revolución del sector energético, pero aún hay que acoger con cautela que todas ellas pueden ser realmente explotadas en el futuro. "El informe muestra un potencial significativo a escala internacional del petróleo y el gas no convencionales. Pero aún no está claro en qué medida los recursos técnicamente recuperables también son aprovechables en términos económicos", apunta Adam Sieminski, director de la EIA. Las nuevas reservas pueden impulsar un giro en el statu quo de la energía mundial. Hoy por hoy, tan sólo Estados Unidos y Canadá explotan sus reservas de gas y crudo no convencionales con volúmenes realmente comerciales. Y están llamados a ser protagonistas de este boom de los nuevos hidrocarburos. Estados Unidos parece que será el gran beneficiado. De hecho, la AIE ya pintó hace unos meses un nuevo escenario global en que gracias a sus reservas no convencionales EEUU se convertirá en 2015 en el mayor productor mundial de gas natural y en 2017 también sería líder en producción de petróleo. Pero otros países que aún no explotan todo el potencial de sus yacimientos no convencionales pueden convertirse también en gigantes globales en este nuevo negocio. La gran potencia del crudo no convencional hoy es Estados Unidos, pero Rusia la supera ampliamente por sus reservas de petróleo de esquisto. El gigante ruso concentra una quinta parte de todas las reservas mundiales técnicamente recuperables de crudo no convencional (con 75 000 millones de barriles), le sigue Estados Unidos (58 000 millones) y a más distancia China (32 000 millones), Argentina (27 000 millones) y Libia (26 000 millones). Estos cinco países reúnen más del 60% de todas las reservas de shale oil del planeta.

La batalla por el liderazgo mundial del gas natural no convencional será mucho más apretada. Las estimaciones de la EIA reconoce a China como el país con mayores reservas de gas pizarra (con 1.115 billones de pies cúbicos), a la que seguirían Argentina (802) y Argelia (707). Los datos oficiales del Gobierno norteamericano contemplan que las reservas estadounidenses se quedan en los 665 billones de pies cúbicos de gas, lo que le dejaría en cuarta posición. Pero las magnitudes que manejan algunas consultoras disparan los volúmenes de Estados Unidos hasta colocarlo en cabeza del ránking mundial. El grupo Advanced Resources International fija las reservas estadounidenses en los 1 161 billones de pies cúbicos, con lo que superaría a China como gran potencia del gas de esquisto. De todas maneras otras opiniones, especialmente en Europa, y en algunos Estados de EEUU y Canadá manifiestan inquietudes bien fundadas respecto de los negativos impactos ambientales de la explotación de estos hidrocarburos « no convencionales ». Finalmente, salvo en EEUU y Canadá, donde ya se están produciendo comercialmente, en los restantes países, las cifras suministradas se parecen más a recursos que a reservas, pues aún falta mucha tarea de exploración y comprobación del comportamiento, en régimen de explotación, de estas estructuras.

5. ¿Por qué el fracking en Argentina?

Varias causas explican el interés de la Argentina.

Porque se está importando cada vez más petróleo y gas natural y esto afecta la balanza comercial y prácticamente se corre el peligro de que las mencionadas importaciones absorban el superávit comercial. Y entonces ¿de donde saldría el dinero para las importaciones que necesita hacer el país, por ejemplo, para el funcionamiento del sector industrial y para pagar la deuda externa? Es que las reservas del Banco Central no son infinitas y en parte están comprometidas.

Fig.  7 : Shale gas, reservas in ArgentinaPorque los subsidios al sector energético (al gas natural y a la electricidad) junto con los destinados al sector transportes son una de las causas principales del déficit del presupuesto y el gobierno demora inexplicablemente un cambio en la política de tarifas. Si se aplicaran subsidios cruzados en las escalas tarifarias, para que los usuarios  residenciales que consumen más y el sector de servicio, pagaran más por unidad consumida que los residenciales de menores ingresos y el sector industrial, y haciendo esto paulatinamente, las empresas podrían tener una tarifa media que cubriera sus costos y una adecuada expansión de sus inversiones.

Porque se dejó de explorar en busca de petróleo y gas natural convencionales y un informe de la AIE coloca a Argentina en tercer lugar, detrás de EEUU y China como el país como mayores recursos de gas natural no convencional. Recursos que equivaldrían a casi 70 veces las actuales reservas comprobadas de gas natural. Los recursos estarían localizados en : la Cuenca Neuquina (en las formaciones Los Moles y Vaca Muerta hay 14 yacimientos que están investigando YPF, Petrobras, Pluspetrol, Pan American Energy, Apache, Exxon, Shell y la empresa provincial); la Cuenca del Golfo San Jorge (Aguada Bandera); la Cuenca Magallánica-Austral y la Cuenca Chaco Paranaense. En 2013, se está explotando Vaca Muerta y la empresa Apache ha producido unos 1 000 m3 / día de petróleo, equivalentes al 1,4% de la producción total de petróleo del País. En el resto de la estructura Vaca Muerta, YPF tiene depositadas sus mayores esperanzas y con la producción obtenida estima que alcanzaría en 4 a 6 años el autoabastecimiento de petróleo y así se dejaría de importar GNL. Uno de los inconvenientes más graves, desde el punto de vista empresario (YPF) es la magnitud de las inversiones requeridas para explorar (hay que convertir los recursos en reservas) y explotar estas estructuras. Es que un pozo con fracking Fig.  8 : Vaca Muerta cuesta entre 12 y 18 millones de dólares cuando un pozo de exploración convencional no supera, exagerando, los 4 millones. Es decir que las necesidades de inversión son cuantiosas mencionándose no menos de 7000 millones de dólares / año durante no menos de 5 años y actualmente YPF no dispone de esas cifras. En cuanto a la disponibilidad de tecnología, sin minimizar, si bien YPF no cuenta con la experiencia necesaria, la puede obtener rápidamente, pues los dos elementos esenciales de la misma, la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, los maneja desde hace muchos años.

6. Principales impactos ambientales del fracking

El desarrollo del fracking [3] tendrá que tomar en cuenta varios impactos ambientales.

6.1. Riesgos durante la perforación

Como ya se ha comentado, es necesario emplear técnicas de perforación especiales para poder proceder posteriormente a la fracturación hidráulica. Por todo ello, a los riesgos habituales de un sondeo de hidrocarburos, se unen los específicos de los sondeos desviados. Hablamos por lo tanto, de riesgos de explosión, escapes de gas, escapes de ácido sulfhídrico (muy tóxico en bajas concentraciones), y derrumbes de la formación sobre la tubería. Este último es mucho más habitual en el caso de sondeos desviados como los que se realizan en este caso. Recordemos que se están perforando una media de 6-8 pozos por plataforma, y entre 1.5 y 3.5 plataformas por km2, con lo que aunque a priori el riesgo de que ocurra un accidente de este tipo por pozo es baja, al aumentar el número de pozos a realizar el riesgo aumenta de forma alarmante.

6.2. Contaminación de agua

Una de las mayores preocupaciones de la fracturación hidráulica es la afección a los acuíferos subterráneos. Al fracturar el subsuelo, existe la posibilidad de que una de las fracturas inducidas alcance un acuífero, contaminando el agua con los fluidos de fracturación y con el propio gas de la formación. Además de este riesgo, existe también la posibilidad de que durante la fracturación se conecte con un pozo antiguo, mal abandonado, y de ahí el gas se comunique bien con un acuífero, como con la superficie. Este tipo de accidente ya ha sucedido con antelación, contaminándose un acuífero a través de un pozo abandonado en la década de los 1940.

6.3. Riesgo químico de los aditivos

Como comentado, en cada perforación es necesario emplear unas 400 toneladas de productos químicos, la mayoría de ellos altamente contaminantes. Al diluirse a un 2% en agua, su nivel de toxicidad se ve fuertemente reducido. De todos modos, estos productos químicos llegan a la plataforma sin mezclar. El riesgo de accidente durante el traslado debe tenerse en cuenta. La cantidad de trasiegos de camiones a realizar para la densidad de pozos que se perforan es elevada (lo que provoca por cierto a su vez contaminación acústica e inseguridad vial). Para cada plataforma se estima que el movimiento de camiones mínimo es de 4 000, una gran cantidad de ellas para el trasiego de productos químicos. De nuevo, aunque el riesgo de producirse un accidente con derrame del producto químico sea bajo, el gran número de operaciones a realizar lo convierte en un riesgo importante.

6.4. Contaminación del aire

Durante todo el proceso de perforación y fracturación, se utilizan una gran cantidad de aditivos, muchos de los cuales son compuestos volátiles. Lo mismo sucede posteriormente en la etapa de producción, en la que es necesario acondicionar el gas extraído para inyectarlo en el gasoducto. Todos estos compuestos pasan en mayor o menor grado a la atmósfera, pudiendo generar ozono, o BTX (Benceno, Tolueno, Xileno) entre otros.

6.5. Terremotos

En aquellas zonas donde el desarrollo del fracking está más avanzado, se ha constatado un aumento de la sismicidad coincidido con los periodos de fracturación hidráulica. Hay que tener en cuenta que durante las operaciones de fracking se presuriza el subsuelo en más de 100 ocasiones. Este sobreesfuerzo al que se le somete puede ser suficiente como para provocar desplazamientos de fallas subterráneas, y por lo tanto terremotos, como ha pasado en Lancashire en Reino Unido donde la empresa Cuadrilla Ressources ha reconocido que su perforación era la causa de dos terremotos locales.

6.6. Efecto invernadero

El gas no convencional, por las condiciones en las que se encuentra, suele estar formado casi en su totalidad por metano. Este es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el propio CO2, en concreto, 23 veces más potente. Esto quiere decir que cualquier escape del mismo durante la perforación, fracturación, y producción, es mucho más nociva que los gases que se generan posteriormente durante su combustión.

El problema añadido de las técnicas de fracking con respecto a los escapes de gas, es el agua de fracturación en su retorno. Al haber estado en contacto con el gas en subsuelo, absorbe una cantidad de gas, que al retornar a superficie es emitido a la atmósfera. Se ha estimado que en un pozo en el que se ha realizado fracturación hidráulica, el aumento de emisiones de metano es del 2%. Un informe de la Universidad de Cornell estima por lo tanto que el gas de pizarra suponen un aumento de emisiones de gases de efecto invernadero de entre un 30% y un 100% comparado con el carbón.

6.7. Ocupación de terreno

Un problema añadido es la gran ocupación de terreno de este tipo de explotación. Como se ha comentado anteriormente, es necesario realizar un gran número de pozos para aprovechar correctamente los recursos. Se suelen perforar de 1.5 a 3.5 plataformas por km2, con una ocupación de 2 hectáreas por cada una. El impacto visual de esta acumulación de sondeos es muy grande.

7. Conclusiones

A nivel mundial hay que bajar el consumo de hidrocarburos mediante el cambio en las pautas consumistas de la sociedad actual, utilizando el ahorro de energía y sustituyendo estos energéticos por otros renovables (hidroeléctrica, solar, eólica) y nuclear en forma paulatina, sabiendo que de todas maneras no van a desaparecer.

Para Argentina, además de lo expresado en el parágrafo anterior, habría que :

  • insistir en la búsqueda de petróleo y gas natural convencionales, ya que desde hace casi 15 años prácticamente no se explora en las cuencas maduras y en el territorio continental ;
  • explorar la plataforma continental cuyo potencial se desconoce ;
  • incrementar la producción de los yacimientos maduros, los viejos yacimientos. Un ejemplo es la larga vida de Cerro Dragón en Chubut.

Dados los impactos ambientales que genera la explotación de los hidrocarburos no convencionales mediante el uso de la técnica del fracking, declarar una moratoria mientras los especialistas correspondientes analicen detenidamente y con el tiempo necesario todas las implicancias que trae aparejada esta tecnología y luego conseguir la licencia social otorgada por los habitantes de las regiones afectadas, así como de los que en ellas realizan actividades productivas.

Anexo : el contrato YPF-CHEVRON

En primer lugar debe decirse que el contenido del Acuerdo es secreto de manera que lo que se conoce son realmente trascendidos de autoridades que se supone dicen la verdad.

1. Contenido sucinto

Se firma entre YPF y la empresa internacional CHEVRON que es una de las principales empresas petroleras del mundo, de capital privado, de origen norteamericano y que ha tenido un mal comportamiento en materia de respeto por la naturaleza y por los derechos de los pueblos originarios. En el caso argentino la YPF Estatal, si bien no fue un ejemplo en cuanto al cuidado del ambiente, si fue creadora de pueblos que siguieron existiendo aún con menores producciones de petróleo.

INVERSIONES Y TAREAS DEL CONVENIO

Monto CHEVRON
(106 U$S)
Monto YPF
(106 U$S)
Período
(Años)
Superficie
(Km2)
Pozos
(Nº)
1 240
260
1,5
20
100
4 500
4 500
5
375
900
8 250
8 250
28,5
395
1 677
13 990
13 010
35
395
2 677
 10 millones de dólares por pozo. Fuente: Trascendidos del convenio

Se da una concesión, es decir se entrega una superficie determinada de la Provincia de Neuquén, 395 Km2 para sacar los hidrocarburos por 35 años. A cambio CHEVRON invierte 1 240 Millones de dólares en 18 meses para perforar, en 20 Km2,100 pozos, en lo que llaman un trabajo « piloto ».

Si las cosas van bien, es decir si los pozos producen cantidades interesantes para las empresas, las otras inversiones para desarrollar el Yacimiento en los 375 Km2 restantes los pondrían en partes iguales YPF y CHEVRON. En los siguientes 5 años pondrían 4500 millones de dólares, cada una, para perforar 900 pozos, y en los años  que queden hasta completar los 35 años, pondrían 8 250 millones de dólares, cada una, para perforar 1 677 pozos más.

YPF es la que opera el área, es decir se encarga de la responsabilidad de los trabajos con el aporte de los conocimientos técnicos de la gente de CHEVRON. El petróleo y el gas natural que se saquen se reparte en partes iguales.  Cuando el país alcance a producir lo suficiente para que no tengan que importarse petróleo y gas natural, CHEVRON, luego del quinto año de operación, podrá exportar el petróleo y el gas natural teniendo la libertad de enviar libremente al exterior hasta el 20% de los dólares producto de esa venta. Si el país siguiera importando CHEVRON puede vender al país ese 20% como si lo exportara y enviar los dólares correspondientes al exterior.

Para que el Convenio sea efectivo debe dar su aprobación la dueña de los hidrocarburos de Vaca Muerta que es Neuquén. El gobernador dio su conformidad con un decreto que debe aprobar la Legislatura de esa Provincia. Este decreto, esencialmente, extiende la concesión, en una de las áreas, para que venza también en el año 2048. A cambio Neuquén parece recibirá algunos beneficios especiales. Estos son : un canon y algo que llaman Responsabilidad que suman 65 millones de dólares ; además se quita del subsidio al gas natural para una planta de metanol, de lo que se hará cargo el Gobierno Nacional, que también entregará 1.000 millones de pesos para obras en varias localidades cercanas a Vaca Muerta.  Adicionalmente Neuquén recibirá el 5% de la utilidades que deje la asociación YPF-CHEVRON después del 2027. Para cubrirse, el decreto provincial incluye una cláusula de reaseguro que declara nula la concesión, y el área vuele a la Provincia, si las empresas no cumplen con su plan de inversiones Es decir recibe promesas concretas en dinero si es que el proyecto, motivo del convenio, llega a feliz término.

Para que no se pensara que este convenio era sólo para beneficio de CHEVRON el Ejecutivo Nacional  promulgó el Decreto 929 del 15 de Julio del 2013, que da cabida a condiciones similares para empresas que inviertan no menos de 1 000 millones de dólares durante los 5 primeros años de operación.

2. Observaciones y comentarios

En primer lugar los potenciales daños ambientales que implica el tipo de operación, la « fractura hidráulica múltiple ». Esta tecnología es muy cuestionada en Estados de Norte América (país donde más se ha aplicado), ha sido prohibida en algunos países de Europa y ha merecido una declaración negativa por parte de la Comisión de Ambiente del Comunidad Económica Europea. Los daños ambientales, se refieren, esencialmente, a la contaminación del agua usada para las operaciones (tiene algunos agregados de productos químicos peligrosos para la salud de los seres vivos), mas que a la cantidad de agua usada. Una parte de la cual vuelve a superficie y no está definido donde se depositará y como se la tratará en la superficie para que quede ”limpia”. Además de la posible contaminación, el agua usada, a mucha presión, para realizar las fracturas hidráulicas, puede escapar por las grietas de las rocas del subsuelo hacia napas de agua dulce subterránea aunque estas estén muy alejadas del lugar donde se hicieron las fracturas. También puede escapar gas natural al exterior, ha ocurrido en Norte América, y esto es muy dañino para el ambiente pues hace subir la temperatura del planeta. Por supuesto las empresas tienen sus respuestas diciendo que pueden solucionar estos problemas.

Es decir que el problema principal no es el consumo de agua, que si se reduce será bienvenido, sino en la disposición final de las aguas contaminadas y esto ya deja de ser un problema de cantidad para convertirse en un problema de calidad.

Productividades de los pozos “no convencionales” y “convencionales”

Petróleo
Concepto
Petróleo non convencional
Petróleo convencional
Producción inicial
350 Bl/día
350 Bl/día
Producción a los 5 años
50
205
Pozos adicionales
4 veces
 
Inversión por pozo
10-12 millones U$S
1- 4 millones U$S
Fuente: Tecpetrol, Views & Strategies for Long-Term Development of Unconventionl Resources in Argentina julio 17 del 2013.Para Convencionales estimaciones propias
 
Gas natural
Concepto
Gas natural no convencional
Gas natural convencional
Producción Inicial
255 000 m3/día
255 000 m3/día
Producción a los 5 años
11 300 m3/día
180 000
Pozos adicionales
15 veces
 
Fuente: Tecpetrol,Views & Strategies for Long-Term Development of Unconventionl Resources in Argentina julio 17 del 2013. Para Convencionales estimaciones propias.
  • La falta de consulta seria y con la correspondiente información a los pueblos que habitan en las zonas donde se realizarán las explotaciones, según lo que indica la Organización Internacional del Trabajo (Convenio 169 junio 1989) y la Ley Ambiental Argentina. (Ley 25675 noviembre 2002).
  • El hecho de que el convenio sea secreto y no de conocimiento público, al menos de los legisladores, abre interrogantes respecto de que cláusulas no beneficiosas para el País puede contener. Dicen que es por el secreto comercial.
  • La asociación de empresas estatales con empresas privadas internacionales o nacionales es hoy práctica común en casi todos los países (incluso Venezuela, Ecuador y Bolivia) todo depende de cómo se hacen esas asociaciones y como se resguarda el interés nacional.  Es que los objetivos de las empresas petroleras privadas (prima la ganancia, es la base del sistema capitalista) no son similares a los de las empresas estatales (donde debería primar el brindar el mejor servicio al menos costo pensando en las generaciones presentes y futuras).
  • El que las empresa se puedan quedar con el 20 % (en este caso, después del quinto año de operación) es mejor que lo que ocurría en los años 1990 con el decreto 1589 de 1989 que permitía el giro al exterior del 70 % de las divisas obtenidas y no respetaba la condición de que antes e de exportar el país estuviera autoabastecido de petróleo.
  • Si lo que se quiere es dejar de importar aumentando la producción hay que tener en cuanta que hoy YPF no tiene la totalidad de los yacimientos del país sino sólo produce el 36% del petróleo del país y el 24% del gas natural.
  • Con este convenio, suponiendo que el plan piloto sobre la superficie de 20 Km2, satisfaga a las empresa, en el año 2048 se produciría una cantidad de petróleo (10 000 m3 por día) que no alcanzaría a compensar la caída normal de la producción de petróleo entre el año 2013 y el año 2048 que sería, (siendo muy conservadores) de 16 000 o 20 000 m3 por día. Es decir lo que generaría esta inversión de casi 28 000 millones de dólares entre 2013 y 2048 no alcanzaría siquiera para cubrir la declinación natural de los yacimientos de YPF actuales.
  • Por otra parte en los yacimientos de petróleo no convencional, la producción disminuye año tras año (por ejemplo los pozos comienzan produciendo 350 barriles por día y a los 5 años producen 50 y en los de gas natural comienzan produciendo 255 000 m3 /día y a los 5 años  producen       11 300) y esto obliga, como ocurre en Norte América, a perforar anualmente muchos pozos y a gastar mucho dinero. En cambio los yacimientos convencionales de petróleo comienzan produciendo 350 barriles por día y a los 5 años producen 205 y los de gas natural comienzan produciendo 255 000 m3 por día  y a los 5 años producen 180 000. Esto requiere gastar menos dinero y perforar menos pozos.
  • Este es un acuerdo fundamentalmente para producir petróleo y adicionalmente algo de gas natural, cuando el combustible que más necesita el País es el gas natural y que representa, entre lo que se compra a Bolivia por gasoducto y lo que se trae licuado por barco, casi 7 de cada 10 dólares que se gastan en importar combustibles.
  • La inversión que se propone no estaría lejos de las posibilidades del país y de YPF, si es que fuera conveniente explotar hoy Vaca Muerta, pues implicaría 620 millones de dólares al año hasta el 2015; 1 800 millones por año entre el 2016 y el 2020 y 600 millones de dólares por año entre el 2021 y el 2048.
  • Los conocimientos para realizar la explotación hoy no se tienen pero se pueden “comprar”, contratando y pagando especialistas extranjeros hasta que los nuestros la aprendan.
  • Al juicio del autor, dadas las características de este tipo de explotaciones, y esto va mas allá del convenio CHEVRON-YPF, los que realmente ganan son las empresas vendedoras de equipos y de servicios especializados, todas extranjeras.

3. Por qué se hace este convenio

En Argentina a través de la historia, desde principios de siglo XX, hubo, simplificando groseramente, dos tipos de políticas con respecto a los hidrocarburos. Una de contenido nacional (gobiernos de Irigoyen, Alvear, Illia ; primera y tercera presidencia de Perón y en parte de Alfonsín) que pensó en el país y  en el uso de los recursos naturales para el bienestar del pueblo antes que en la ganancia privada. Otra de contenido favorable al capital privado nacional y extranjero que enajenaba esta riqueza (todos los otros gobiernos) y que era desfavorable para las empresas energéticas del Estado. En el año 2012 pareció, con la expropiación del 51 % de las acciones de REPSOL, que reaparecería la YPF del Estado, pero quedan muchas dudas y el convenio YPF- CHEVRON  no contribuye a aclararlas.

La producción de petróleo y gas natural en Argentina viene cayendo año tras año, mientras el consumo crece. Las causas principales de esta situación son la reducción de la capacidad productiva de la YPF Estatal primero y después la venta a precio bastante bajo de YPF Estatal a REPSOL, empresa española. Esta empresa se dedicó a producir fuertemente petróleo y gas natural, ya descubierto por YPF Estatal, para exportarlo y recuperar lo antes posible el dinero de la compra de YPF Estatal. REPSOL dejó de invertir, es decir dedicar dinero a explorar, para reponer el petróleo que exportaba y el país se fue quedando sin reservas de petróleo y gas natural. El petróleo y gas natural se vendieron al exterior en una época en que los precios eran casi cuatro veces menores que lo que cuesta hoy traerlos del exterior.

En consecuencia hoy el país debe gastar muchos dólares para importar el petróleo y gas natural que hacen falta para el consumo. Las importaciones de combustibles, principalmente el gas natural , se llevan 15 de cada 100 dólares que ingresan por exportaciones y queda menos dinero para comprar afuera cosas que el país necesita para que funcionen por ejemplo las industrias y el campo. Los otros combustibles que se importan son el fuel oil y el gas oil que se consumen para producir electricidad y para las Industrias y que antes usaban gas natural.

Además tampoco en los últimos 20 años se invirtió lo necesario para construir nuevas refinerías que convierten el petróleo en naftas, gas oil y fuel oil por lo que hay que importar cada vez mas de los dos últimos, por no tener suficiente gas natural que los reemplaza, especialmente para producir electricidad. Tampoco se usa el abundante viento, ni centrales hidroeléctricas nuevas, ni centrales nucleares, que evitarían consumir más gas natural.

La tercera causa que se menciona, para firmar el convenio con CHEVRON, es que, según los expertos internacionales Argentina tiene mucho petróleo y gas natural en yacimientos llamados no convencionales. Dicen que las reservas (es decir lo que se puede sacar de lo que está en las rocas) pueden ser, y sólo en la zona de Vaca Muerta, 10 veces mayores que las reservas de petróleo y 70 de gas natural que hoy tiene el país. Esta es sólo una hipótesis que no está verificada todavía. Pero sacar ese petróleo y gas natural no convencionales de las rocas del subsuelo es muy caro (casi 3 o 4 veces más  que el petróleo y gas natural que se saca hoy de otros lugares en el país) y se dice que YPF no sabe sacarlo, no dispone de los conocimientos para hacerlo, lo que se llama tecnología. Es decir, se dice, no se tiene ni el dinero ni la tecnología para producir este petróleo y gas natural no convencionales sin el aporte y los conocimientos de empresas extranjeras.

En síntesis las causas aducidas para firmar el convenio son : la caída de la producción, el aumento de las importaciones, la falta en YPF del dinero para invertir y de la tecnología para producir en la zona de Vaca Muerta.

4. Posibles alternativas

El problema energético del País no es sólo de petróleo y gas natural sino del conjunto de todas las formas de energía que se pueden utilizar (electricidad producida por el agua, por los combustibles nucleares, por el viento, por el sol; y lo que puede obtenerse con un buen manejo de los vegetales).  Es decir que primero antes de hacer convenios para el petróleo y gas natural hay que elaborar un Plan Energético que tenga en cuenta a todas las energías para que sea útil para el país futuro que queremos . O sea que tenemos que ver que País tendremos dentro de 30 años.

Hay que modificar la estructura de las tarifas de electricidad y gas natural y aumentarlas poco a poco para los consumidores familiares de altos y medios ingresos y para el sector comercial y en menor medida para las industrias, De esta manera se podrán hacer más parecidos los precios del gas en garrafas con el gas natural y disminuirá el monto, hoy muy grande, de los subsidios a la energía que en buena medida reciben los ricos que pueden pagar tarifas más altas.

En lugar de poner casi todos lo huevos en la canasta del petróleo y gas natural de yacimientos como el de Vaca Muerta, destinar una cantidad de dinero, unos 1 000 millones de dólares por año, para hacer entre 200 y 250 pozos de exploración en zonas donde se puedan encontrar petróleo y gas natural convencionales. Es que el costo de perforar pozos en áreas no convencionales, tipo Vaca Muerta, es entre 3 y 4 veces mayor que en áreas convencionales. Además en los últimos 20 años, desde la privatización de YPF Estatal, es casi nulo el esfuerzo exploratorio. Si no se explora es imposible descubrir petróleo y gas natural. Pero hay que encontrar más petróleo y gas natural convencional y en cambio el no convencional  (tipo Vaca Muerta) ya se ha « descubierto » y la gran duda es cuanto petróleo y gas natural se sacará finalmente y a que costo ambiental, social y monetario. Sobre esto se tendrá mayor información después de invertir 1 240 millones de dólares en la primera etapa de Vaca Muerta y verificar cuanto bajan las producciones de gas natural y petróleo anualmente.

Lo ideal habría sido que un grupo de especialistas, estudiara los aspectos energéticos, ambientales, sociales, económicos que trae aparejado explotar zonas como Vaca Muerta, antes de lanzarse a un plan masivo de perforaciones. Luego se comunicaría a la población los resultados y en especial a los pueblos originarios que viven en la zona y recién entonces se tomarían medidas como la firma de contratos con empresas privadas o si puede hacerlo la Estatal por si sola. Es decir decretar una moratoria para el desarrollo de estas áreas como Vaca Muerta hasta que se tenga toda la información requerida para afrontar o no las explotaciones.


Notes et références

[1]Fue creada el 29 de Diciembre del Año 2004 con la misión de proveer energía eficientemente en todas sus formas, acompañando las políticas públicas del Estado Nacional
 
[2] Shale gas vía hacia un futuro más cálido. Ingeniero Anthoni R. Ingraffe investigador y profesor de la Universidad de Cornell –USA. Diario Clarín, Bs. As. 09 de agosto 2013.
 
[3] Este punto está tomado textualmente del Documento : “Fracking: una fractura que pasa factura” de Aitor Utresti y Florent Marcellesi de septiembre 2012.