También se los conoce como arenas bituminosas, shale gas, shale oil y tight gas. Las técnicas que se usan se llaman fracking o fractura hidráulica ¿Qué dicen las normas ambientales al respecto?

Muchos especialistas coinciden en que la importación de energía llegó para quedarse. La demanda de hidrocarburos registra una demanda en ascenso y como contraposición a esto las reservas como su producción vienen declinando en forma sistemática desde la última década.

El país ya perdió la condición de autoabastecido que supo tener años atrás y para cerrar la brecha entre la oferta y la demanda necesita de la importación de energía. Muchos son los factores que hicieron que la Argentina deba importar combustible, uno de ellos es el sostenido crecimiento económico de los últimos años. 

Frente a este panorama surge la pregunta sobre cuáles serán las fuentes de abastecimiento de energía para cubrir la creciente demanda, reduciendo la externa y los altos costos que esto implica. 

“La gran paradoja es que la Argentina en este momento importa crecientemente energía”, precisó José Martinez de Hoz (h.), socio de Perez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martinez de Hoz (h.)

El abogado indicó que se calcula que este año esta clase de importaciones superarán los u$s9 mil millones.

Y, agregó, que a los productores locales se les paga aproximadamente tres millones de dólares por millón de BTU (unidad de medición británica), cuando por el gas importado de Bolivia se abona un valor cercano a u$s10 millones y a los buques que llegan a los puertos de Bahía Blanca y Escobar, u$s14 y a veces hasta u$s16 por millón de BTU.

Y además, se preguntó por qué no se paga más al que produce acá que es el que invierte.

En este contexto, desde hace un tiempo, se viene hablando con mayor frecuencia de los yacimientos no convencionales.

“Son un boom y hay enorme interés del mundo en este tipo de energía”, explicó Martínez de Hoz (h).

Y en ese sentido, precisó que se supone que la Argentina es el tercer país a nivel mundial con  recursos de hidrocarburos no convencionales, antes están EE.UU y China”.

El especialista contó que a  EE.UU. la explotación de shale gas le cambió la vida, ya que dependía altamente de la importación. “Para 2020 se supone que van a dejar de importar petróleo crudo, y que van a tener mayor producción que Arabia Saudita y para 2030 se estima que van a dejar de importar petróleo”, indicó.

Y, agregó, que hoy en día estas plantas son de enorme interés en el mundo, depende de nosotros ser razonables para aprovecharlo. “La Argentina tiene una enorme oportunidad pero tenemos que hacer las cosas bien, como por ejemplo tener un régimen impositivo que no genere incertidumbre, respeto por los contratos, nivel de precios adecuado.”

“Si firmo un contrato con determinada persona que no venga el Gobierno -como ha ocurrido en el gas desde el 2004 en adelante- y lo tire abajo”, indicó.

De no cumplirse estas condiciones, el abogado especuló que podrá haber inversiones de toma de posiciones, pero no cree que grandes inversiones. “Hay enorme oportunidad y depende de nosotros ser razonables. Los dividendos hoy no se pueden sacar del país, al menos no sin autorización especial”.

En ese sentido, Martínez de Hoz (h) sostuvo que es difícil convencer a un inversor para que ponga mucha plata si la puerta de salida está cerrada, si sigue habiendo restricciones a las importaciones. La arena, maquinarias y equipos fundamentales para este tipo de explotaciones se importan. Sin contar la innumerable cantidad de trabas, aprobaciones y licencias necesarias.

“Nadie hace una inversión de esta magnitud sin condiciones que hagan prever condiciones rentables y ni hablar que si les va bien puedan repartir dividendos”, subrayó.

También indicó que es natural que se reinvierta si el negocio es rentable pero una cosa es hacerlo forzado y otra distinta es que sea un proceso natural.

Apectos Legales de la Producción no Convencional

Martínez de Hoz (h) destacó que hay que tener en cuenta dos aspectos, primero la regulación específica en materia de hidrocarburos: hoy en día con la explotación de no convencionales se torna en una situación que hay que evaluar en forma permanente.

El abogado explicó que eventualmente se puede dar la existencia de operaciones en diferentes niveles de profundidad en una misma área donde coexistan convencionales y no convencionales -estas perforaciones ocurren a una profundidad que implican el desarrollo de recursos o reservas que están a un calado mayor que lo reservorios convencionales- esto generó y genera en algunos países la necesidad de adaptar la legislación para prever el otorgamiento de derechos de concesión o licencias por ejemplo para ser concesionario en determinado nivel de profundidad.

“Todo lo relacionado con la estratificación, por ejemplo tiene que ver con reformas que deberían hacerse a la ley de hidrocarburos a nivel nacional”, explicó.

El socio de PAGBAM indicó que esto tiene aspectos positivos y negativos, “lo positivo es que el dividir los derechos de explotación puede generar un incentivo y mayor inversión, la contracara es cuando sucede a concesionarios existentes y si se afecta o no derechos adquiridos”.

Hoy en día, las concesiones en la Argentina dan el derecho de explotar y explorar desde la superficie hasta el centro de la tierra, no está estratificado. No hay derecho hasta determinada profundidad. En cambio, hay otras legislaciones como en Canadá donde se tuvo en cuenta la posibilidad de estratificar.

Ahora bien, ¿qué hacemos donde hay concesiones existentes? Esto puede generar juicios y reclamos de quien ya tenía un derecho.

“La Legislación argentina probablemente debiera adecuarse pero tener cuidado de no generar más incertidumbre o inseguridad jurídica por vía de afectar derechos ya existentes”, especuló el letrado.

A pesar de esto indicó que hay que relativizar la importancia de este problema porque de hecho esto está sucediendo a nivel contractual.

“No es infrecuente cuando por ejemplo al titular de un área no le alcanza el capital propio y busca distribuir riesgos  y  encuentran un socio para explotar el área”, ejemplificó.

Entre las negociaciones se pactan acuerdos respecto de cómo explotar esa área hasta tal nivel distribuyéndose total o parcialmente diferentes niveles de profundidad. Desde el punto de vista de quién otorga los derechos de concesión, por ejemplo a nivel provincial el acuerdo es entre privados el reclamo lo haría contra el concesionario, sin considerar el acuerdo privado.

Este es uno de los temas más obvios en los que hay en necesidad de adecuar la legislación.

El abogado dijo que hay otra serie de temas que también están asociados y que tienen que ver con lo ambiental.

Así, explicó que el desarrollo de recursos no convencionales es producto del desarrollo tecnológico  y particularmente requiere de dos técnicas: pozos horizontales que se ubican debajo de reservorios convencionales cuando coexisten.

Mientras en los convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la roca reservorio, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó.

Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservorios.

Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth sands, mientras que si es en una roca, de conoce como shale gas.

También existe otro tipo de yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane, que está compuesto por metano proveniente del carbón.

Luego, en la etapa de perforación, uno de los cambios más importantes que permitieron el desarrollo de los yacimientos no convencionales es la mejora en la tecnología de perforación dirigida.

El objetivo radica en cubrir la mayor distancia posible de la roca, ya que al presentar una baja permeabilidad sólo se puede recuperar el gas que no esté muy alejado del pozo.

Esto implica perforar en forma vertical hasta la profundidad en la que se detectó la presencia de hidrocarburos, para luego modificar la dirección del mismo y, generalmente, continuar haciéndolo de manera horizontal y mediante la técnica de fracking o fractura, cuando se hace la perforación se inyecta enorme cantidad de agua con químicos y arena a enorme presión.

Se fisura la roca y se libera petróleo o gas, la arena mantiene abierta la fisura y a través de esta se lleva para arriba, se separa el agua del petróleo o el gas y se inyecta en un oleoducto o gasoducto.

Otra cuestión a debatir es qué se hace con el agua, ya que tras este proceso vuelve un 15 o 35% del agua utilizada mezclada con químicos y arena, entre otros.

Martínez de Hoz (h)indicó que hay dos temas, el primero a tener en cuenta es el acceso al agua, esta explotación exige enorme cantidad de agua, muchas veces se trata de lugares áridos donde no hay tanta agua.

Neuquén, una de las provincias con alto potencial de recursos no convencionales, donde se encuentra las formaciones de Vaca Muerta y Los Molles, sacó una regulación el año pasado donde se exige que se informe cuáles son los líquidos que contiene el agua y el tratamiento para que este agua pueda ser reutilizable.

Hay tres alternativas posibles para que el desarrollo de esta energía sea sustentable: que sea utilizable para ciertos procesos industriales, para riego o para ser reinyectado en  sumideros. No se puede crear un lago artificial, o piletas ni tirarla en un río.

La cuestión ambiental se va a ir poniendo sobre el tapete, precisó el abogado. “Las compañías tienen interés en hacer este trabajo bien para que no sea contraproducente luego”.

En ese sentido explicó que deben cumplirse ciertas normas de seguridad, al inyectar el agua a gran presión hay que asegurarse que no haya filtraciones o de químicos o del gas con los acuíferos, o en las napas de agua.

En Estados Unidos, el único país donde se ha desarrollado el shale gas, la cantidad de incidentes que ocurrieron han sido muy limitados. “Los pocos casos que se registraron fueron porque las empresas no cumplieron con normas de seguridad relativamente aceptadas. En definitiva, se puede pero con cuidado”, precisó el abogado.

Martínez de Hoz, explicó que paradójicamente, el mayor problema ambiental o factor de riesgo en ese país es el tema vehicular, más camiones, falta de caminos. “Ocurre que para poder inyectar el agua en determinadas zonas se ha incrementado enormemente el tránsito y esto generó cuestiones de seguridad vial, accidentes, donde antes no pasaba nadie ahora lo hacen infinidad de camiones”, sostuvo.

“No es que los americanos no tengan problemas cuando se desarrollan las cosas, sino que los reconocen y solucionan en lugar de negarlo y meterlo debajo de la alfombra”, insistió.

Las provincias están desesperadas en que se puedan explotar yacimientos no convencionales porque genera fuentes de trabajo, las empresas deben pagarles 12% de regalías por cada metro cúbico de gas o petróleo que se produce.

“Hay una enorme oportunidad es cuestión de ponerse las pilas y ser razonables. Ni siquiera hay que inventarlo o desarrollar una ciencia nueva, es adaptar cosas que han tenido éxito en otras partes del mundo”, arriesgó el socio de PAGBAM.

Otra ventaja que tiene nuestro país es la baja densidad de población, no hay cultivos ni bosque, en las zonas donde se encuentran esos recursos. Ya que realizarlo en una zona poblada es complejo porque esta manera de extraer requiere mayor cantidad de pozos que las operaciones convencionales.

“Demorar esto es perder fuentes de trabajo, riqueza que deja de producirse e  impuestos que no se percibirán. Mientras ese gas o petróleo sigue abajo”, concluyó Martínez de Hoz (h).