Fracking en Uruguay: La insustentable ofensiva del imperio

La insustentable ofensiva del imperio

08/02/13 Por Víctor L. Bacchetta

Sin haber concluido la evaluación de los impactos en su tierra, Estados Unidos está usando la tecnología para el petróleo y gas no convencional en su estrategia de dominación mundial.

- En Europa del Este la punta de lanza es la USAID, mientras en América del Sur cumplen ese rol empresas y medios especializados de la petroquímica que se reúnen en foros exclusivos.

- Con YPF reestatizada, Argentina lidera la apuesta al 'fracking' en la región pero Uruguay, con la discreción habitual, se destaca por haber cedido un 15% del territorio con ese propósito.

Una plataforma de 'fracking' en Pennsylvania, Estados Unidos.

¿'Fracking' en Uruguay?

Se perfora verticalmente el suelo miles de metros, luego horizontalmente en varias direcciones de dos a tres kilómetros cada una y se inyecta a alta presión una mezcla de hasta 30 millones de litros de agua, centenares de toneladas de arena y decenas de miles de litros de aditivos químicos no revelados para extraer, a través de las grietas generadas,petróleo y gas atrapados en rocas porosas pero impermeables. Esta es la fractura hidráulica o 'fracking' en acción.

A la superficie vuelve hasta un 50% del fluido inyectado, junto con el petróleo o metano extraído del esquisto. Una vez separados los hidrocarburos, el líquido resultante es un efluente altamente tóxico que contiene además elementos radioactivos y otros carcinógenos probados presentes en la roca. Paralelamente, desde el subsuelo se han contaminado tierras fértiles, aguas subterráneas y superficiales e incluso se han verificado terremotos como resultado del 'fracking'.

En Estados Unidos, donde esta tecnología de extracción de los hidrocarburos no convencionales se viene aplicando desde 1998, vastas áreas rurales en 34 estados de la federación se han vuelto zonas industriales donde opera una maquinaria estrepitosa, atendidas cada una por decenas de camiones con combustible, así como agua y los productos químicos utilizados en la operación, que luego son desechados en lagunas al aire libre o reinyectados en el subsuelo.

La Universidad de Cornell relevó 24 establecimientos rurales en seis estados en donde se registró contaminación del aire, agua y suelo por exposición a químicos del 'fracking', la muerte de más de 70 animales por ingestión de agua contaminada, animales con deformaciones congénitas (por ej., sin cola) y serios trastornos reproductivos y gastrointestinales. Los científicos advirtieron que los químicos podrían aparecer en productos de carne o leche a partir de esos animales.

(Fuente: Glen Sweetnam/US Energy Information Administration)
La gráfica muestra que para 2030 la producción mundial de combustibles líquidos proveniente de los yacimientos conocidos caerá de 86 a 43 millones de barriles por día y que el aporte de loshidrocarburos no convencionales es totalmente insuficiente para suplir esa carencia.

La siesta de la EPA

El plan diseñado por la EPA (Environmental Protection Agency), organismo encargado del control ambiental en Estados Unidos, para Estudiar los Impactos Potenciales de la Fractura Hidráulica en los Recursos de AguaPotable fue iniciado recién en 2011 y debía concluir a fines de 2012. Pero el pasado mes de diciembre, el organismo liberó al público solo un adelanto de sus trabajos y anunció una postergación de los resultados de la investigación por dos años más.

"La EPA está comprometida a conducir un estudio con la mejor ciencia disponible, fuentes de información independientes y un proceso transparente con revisión por pares que asegurará la validez y la precisión de los resultados", declaró. "En última instancia -concluyó-, se espera que los resultados de este estudio suministren al público, y a los tomadores de decisiones a todos los niveles, conocimiento científico de alta calidad". Pero llegará demasiado tarde.

En efecto, según cifras de conocimiento público, en Estados Unidos se han perforado más de 500.000 pozos para 'fracking' a un ritmo de 30.000 pozos por año. Con una densidad de 1,5 a 3,5 por kilómetro cuadrado, cada plataforma ocupa dos hectáreas. La Administración de Información de Energía (EIA) informó que se extrajeron en 2011 en ese país 8,5 TCF (sigla en inglés, millones de millones de pies cúbicos) de gas, 34,9% del consumo anual estadounidense.

Mientras los movimientos sociales creados a raíz de los impactos sufridos proponen prohibir la tecnología o suspenderla hasta tener una evaluación de sus efectos y los científicos enfrentan dificultades para publicar sus investigaciones sobre los daños provocados, las petroleras ExxonMobil, Chevron y Halliburton, las mayores del mundo, dedican cientos de millones de dólares a propaganda, grupos de presión y las campañas electorales de los partidos.

De hecho, el pueblo estadounidense ha sido utilizado como Conejillo de Indias en este proceso. Esas mismas empresas, con el apoyo del Departamento de Estado, lideran la expansión de esta tecnología en el mundo. Primero se la llamó Iniciativa Global del Gas de Esquisto y ahora pasó a ser el Programa para el Compromiso Técnico en Gas No Convencional (UGTEP).

USAID en el Noreste

La expansión internacional del 'fracking' no responde solo al interés de las empresas sino que se ha vuelto un instrumento de la estrategia de Estados Unidos para dominar la política energética de los países. Así lo hace, en particular, con las ex repúblicas y aliados de la extinta Unión Soviética como Ucrania, Lituania, Polonia y Bulgaria, rivalizando con la Federación Rusa.

"Apoyamos firmemente la estrategia de independencia energética de Lituania, que incluye el desarrollo regional de la energía nuclear, del gasnatural licuado, del petróleo y el gas no convencionales, así como las conexiones de gas y electricidad entre los Estados Bálticos y el resto de la Unión Europea", dijo Hillary Clinton en julio de 2011, de visita en aquel país. Con el mismo fin, la secretaria de estado recorrió varios países de la órbita de Rusia.

En estos casos, el programa UGTEP es ejecutado por la USAID, la agencia de cooperación internacional de Estados Unidos. Un informe de la USAID para Ucrania, divulgado por OPSur (www.opsur.org.ar), expone las condiciones bajo las cuales Estados Unidos y las petroleras se instalan en el país. La USAID no sólo se ocupa del marco regulatorio económico, ambiental y fiscal, sino también de la estrategia para gestionar el probable conflicto social.

El informe desarrolla minuciosamente las actividades a desarrollar para obtener la confianza de gobiernos locales, pobladores (propietarios de tierras y comunidades) y ONGs. “Una temprana articulación con estos grupos es importante para facilitar el desarrollo", dice la USAID y propone -"modificadas para Ucrania"- las recomendaciones elaboradas por el NPC (Consejo Nacional del Petróleo de EEUU) para "un desarrollo eficiente, sustentable y prudente"(sic).

Diez días después de haberse publicado el informe de la USAID, el presidente ucraniano, Viktor Yanukovych, concedió áreas de exploración a Chevron y Shell para realizar trabajos asociadas con la estatal Nadra. Pocos meses más adelante, Ucrania concedió a ExxonMobil, Shell, OMV Petrom (rumana) y Nadra un área gasífera en el Mar Negro, en desmedro de la rusa Lukoil, y le dio ingreso a la italiana Eni asociada con capitales británicos y ucranianos.

Otra cara en el Sur

Tal vez por los malos antecedentes de la USAID, la ofensiva del 'fracking' en esta región cambia de fachada. American Business Conferences(ABC), las empresas, los ingenieros y publicaciones especializadas del sector petroquímico son quienes promueven aquí las reuniones dedicadas a evaluar la calidad de los yacimientos, el marco normativo y las condiciones de inversión en "los mercados emergentes de petróleo y gas no convencional" de América del Sur.

ABC es clara: "La revolución del gas de esquisto & petróleo crudo no convencional ha permitido la capitalización en masa de nuevas y lucrativas oportunidades no convencionales por parte de empresas energéticas norteamericanas. Por lo tanto, la pregunta es ¿Ahora, hacia dónde?". El próximo evento será la conferencia "Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional - Sudamérica 2013", a realizarse el 27 y 28 de febrero, en Buenos Aires.

Según la convocatoria del evento, "El congreso examinará el riesgo político y regulador (...) para determinar la viabilidad económica de invertir en (...) Colombia, Brasil, Argentina, Perú, Chile, Ecuador, Paraguay & Uruguay". Estos son los invitados del programa UGTEP y, de hecho, los caminos que seguirán las inversiones en los países nombrados se definen en estas reuniones entre ejecutivos de las empresas privadas y funcionarios gubernamentales.

Argentina posee las mayores reservas de gas de esquisto de la región (774 TCF) y la estrategia de desarrollo de la re estatizada YPF se basa en los hidrocarburos no convencionales. A fines de 2012, YPF firmó sendos acuerdos con Chevron, por 100 pozos y una inversión de mil millones de dólares, y con el grupo Bulgheroni, por 130 pozos y una inversión de 1.500 millones de dólares, en 290 y 663 kilómetros cuadrados del yacimiento de Vaca Muerta, respectivamente.

Segundo en reservas en la región (681 TCF), México explota un pozo de esquisto desde febrero de 2011. La estatal Pemex espera operar 6.500 pozos en 50 años. En Brasil, la ANP (Agencia Nacional de Petróleo) estima sus reservas en 500 TCF, pero va más lento. La primera cesión de bloques de exploración de gas de esquisto está prevista para diciembre de 2013.

"A la uruguaya" ...

Con 21 TCF de reservas de gas de esquisto estimadas por la EIA de Estados Unidos, Uruguay adjudicó en 2012 para actividades de prospección, exploración y explotación un total de 23.500 kilómetros cuadrados, un 15% del territorio nacional. En la relación entre reservas posibles y superficie afectada, este país lleva por lejos la delantera frente al resto de la región.

ANCAP firmó dos contratos de exploración y explotación con la estadounidense Schuepbach y otro de prospección con YPF, sobre 13.890 y 9.694 kilómetros cuadrados, respectivamente. Las áreas se localizan en los departamentos de Durazno, Tacuarembó, Paysandú, Salto, Artigas y Rivera. Como es norma en estos contratos, YPF tiene la prioridad para obtener, si lo desea, un nuevo contrato para las dos etapas siguientes. Así ocurrió antes con Schuepbach.

Las autoridades de ANCAP han sido reacias a admitir que están detrás de los esquistos, cuya extracción solo es redituable con 'fracking'. Fue necesaria una acción judicial para que el ente mostrara los contratos y confirmar que se buscan hidrocarburos tanto convencionales como no convencionales. En los últimos días de enero, un comunicado de la empresa estatal argentina sobre una reunión entre los presidentes de ANCAP y de YPF arrojó nueva luz.

Un pasaje del comunicado referido a las autoridades uruguayas expresó:"Asimismo, manifestaron su vocación en asociarse con YPF para el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta y el desarrollo de proyectos conjuntos en campos maduros. Los ejecutivos de Ancap dijeron que será importante que el desarrollo de Shale (petróleo o gas de esquisto) en Argentina sea una “verdadera escuela” para el resto de las petroleras de la región". Está todo dicho.

Quizás, para saber ahora lo que irá a pasar en nuestro país y cuándo, convenga ir al congreso de fin de mes en Buenos Aires sobre los mercados emergentes de la región. Según el programa del evento, al tratar el caso de Uruguay "Evaluaremos una combinación de potencial geológico y entorno regulador para determinar la futura viabilidad de laexplotación productiva"(sic).

MANIPULANDO INFORMACIONES

A comienzos de enero, varios medios de prensa uruguayos difundieron la noticia de que Zamin Ferrous, dueña de Aratirí, había comprado a la minera Anglo American, una de las mayores del mundo, la mina de hierro de Amapá en Brasil. Según esas versiones, Anglo American había comprado en 2008 el 70% de Amapá por 5.500 millones de dólares estadounidenses.

Esta información fue coincidente con el anunció por Aratirí del envío al seguro de Paro de casi todos sus empleados y la afirmación falsa de que llevaba más de un año la presentación de la información requerida para la aprobación de su proyecto en la Dinama. Un vez más, la minera usaba la fuente de trabajo como presión para que su proyecto fuera aceptado.

La deducción implícita de la noticia venida de Brasil era que Amapá habría costado unos 5 mil millones de dólares, cifra muy superior a la anunciada por Aratirí para su proyecto Valentines. El comentario explícito fue que mientras Zamin invertía esa suma en Brasil, en Uruguay no podía hacerlo por la demora en la aprobación de su proyecto. Otro elemento de presión.

Si los medios de prensa nacionales se hubieran tomado el trabajo de chequear la información, habrían visto que 5.500 millones de dólares fue lo que tuvo que pagar Anglo American por una operación que incluyo dos minas, Amapá y Rio, y un operador portuario. Desde hacía un año, Anglo American tenía a la venta la mina Amapá con el fin de sanear sus activos.

Y en cuanto al valor de la mina Amapá, en los medios especializados se dijo primero que sería de "algunos cientos de millones de dólares" y, poco después, citando al Financial Times, que habría sido de 300 millones de dólares (Cecilia Jamasmie, Mining.com 4/1/13). Una diferencia bastante significativa, por cierto. No hay inocencia en estos errores, solo conveniencia.

Pocos días después, una noticia tan o más relevante pasó desapercibida en la prensa uruguaya. La estatal india NMDC (National Mineral Development Corporation) desistió de adquirir la mina Greystone, en Brasil, por el nexo de su dueño con un paraíso fiscal. La titular de Greystone es Zamin cuya sede está en la isla de Jersey, un paraíso fiscal del Reino Unido.

En la misma noticia, dada por Business News Americas, se decía que Zamin está buscando un socio para su Proyecto Valentines. Vino a la mente aquella historia de la empresa familiar de la India enamorada del paisito que prometía quedarse hasta el cierre de sus minas en Uruguay. Si para los indios de la India no es confiable, ¿nosotros qué estamos haciendo? V.B. Ecoportal.net

http://www.ecoportal.net/Temas_Especiales/Energias/La_insustentable_ofensiva_del_imperio

Manual de operaciones: shale gas en Ucrania

Cómo para tener en cuenta la táctica ucraniana: cualquier parecido con como se implementó aquí en la Argentina la Ley "pro-shale" de YPF "nacional" con concesiones a mano de industrias multinacionales con el capital y tecnologías necesarias para venir a solucionar de rompe y raje el escenario de falencia energética creado previamente pero con fines a largo plazo de exportación de recursos (no para cubrir las necesidades de la gente) es ¡¡¡pura coincidencia!!!

http://www.opsur.org.ar/blog/2013/01/22/manual-de-operaciones-shale-gas-en-ucrania/

Por OPSur.- El gobierno de Ucrania fue asesorado por la agencia de cooperación internacional de EE.UU. -USAID- para el desarrollo masivo de yacimientos de shale gas en su territorio. Este organismo, junto a otros, integra el Programa para el Compromiso Técnico en Gas no convencional (UGTEP) del Departamento de Estado norteamericano; brazo ejecutor de la política exterior en la materia. En más de 300 hojas el organismo detalla los cambios normativos que la ex república soviética debía hacer, tanto en materia ambiental como de celebración y ejecución de contratos  del sector a fin de minimizar los impactos propios de la industria y asegurar la rentabilidad de la explotación. Pero, lo más notorio, es que el estudio no sólo contempla un nuevo marco regulatorio económico, ambiental y fiscal, sino también estrategias y mecanismos para gestionar el conflicto social. El Manual de Operaciones de la USAID, en definitiva, explicita bajo qué marco normativo estatal esperan EE.UU. y las empresas desarrollar los no convencionales y cómo obtener la mentada licencia social. Días después de haber presentado el informe al gobierno ucraniano, éste firmó con Shell y Chevron contratos de exploración. Lejos de ser la excepción, el país cumple la regla de una diversidad de países donde los no convencionales avanzan de la mano de trasnacionales y bajo argumentos de ‘seguridad energética’. En el caso de Europa, su alta dependencia del gas ruso provocó una ola exploratoria en Lituania, Polonia, Rumania y Bulgaria. Este último ha prohibido el fracking a comienzos del año pasado, marcando un futuro distinto para la región.

El caballo de Troya norteamericano. Fuente: notmytribe.com

Firme aquí, nosotros nos ocupamos del resto

La comitiva estadounidense logró en diciembre de 2010 en Kiev, capital de Ucrania, un acuerdo marco con el Ministerio de Ecología y Recursos Naturales (MENR), dando el primer paso de un proceso que culminaba en mayo de 2012 con la publicación del reporte final. El asesoramiento contempló ayudar a Ucrania en la confección de un marco regulatorio ambiental sólido para el desarrollo de shale gas, abordar alternativas energéticas frente al shale, identificar los puntos ambientales, económicos, legales y regulatorios generales asociados a la actividad y, finalmente, coordinar con  el MENR, el Grupo de Trabajo de Shale Gas y otros asesores técnicos la participación de organismos y organizaciones de la sociedad civil, para asegurar una contraloría ambiental de forma abierta, transparente y colaborativa (USAID, 2012a: 18).

El trabajo fue coordinado por la consultora International Resources Group (IRG) y contó con la participación de representantes de universidades y consultoras del Environmentally Friendly Drilling Systems¹ (Sistema de Perforación Ambientalmente Amigable, EFDS) y pares ucranianos de instituciones similares. Como organismo contraparte se dispuso al MENR.

Que quede claro, no hay alternativas

A fin de cumplir con la legislación norteamericana, paso obligado para realizar el trabajo, el equipo primero, debió verificar si existían otras vías posibles de lograr un aumento de la oferta de energía antes de explotar el shale (2012a). Se abordaron como alternativas los incentivos en eficiencia energética, energía renovable, avances técnicos en carbón y el incremento de importaciones de gas.²

Para estimar el potencial del shale gas en el país se delinearon una serie de escenarios hasta 2030. Para ese ejercicio se tomaron algunas constantes -en 2015 inicia la producción, doce pozos por plataforma, producción similar en cada pozo y cantidad de torres de perforación fijas- mientras que la variable principal era la cantidad de metros perforados (ROP). En el caso más cauto, la cantidad de pozos perforados a 20 años de iniciada la actividad era de casi 6 mil; en el escenario medio, casi 9 mil; y en el más extremo, araña los 11 mil. Más tarde o más temprano, se asevera que en los tres escenarios³hay potencial para superar el consumo interno del país, teniendo como horizonte común la exportación.

Proyectando la relación entre la producción de shale (escenario medio de producción) y las alternativas, los investigadores afirmaron que la eficiencia energética tendría el mayor impacto, al reducir en un 44% los niveles de extracción. Pero, de continuar con la importación de gas, habría poco margen comercial para el desarrollo de shale debido a la modalidad contractual de los acuerdos. Sin embargo, en los escenarios medio y alto, la importación se reduciría a casi cero para 2024, permitiendo un ahorro anual hacia 2030 de €2,8 billones y €7.8 billones respectivamente.

En suma, al estudiar las alternativas a la explotación de shale el grupo concluye que “el desarrollo de shale gas tiene el potencial de alterar drásticamente el sistema energético en Ucrania. La eficiencia energética y la energía renovable representan elecciones viables, pero su potencial económico no es de la misma escala en el período estudiado, ni tiene un impacto similar al que se pueda llegar con el desarrollo seguro de los recursos de shale gas. De muchas maneras, la eficiencia energética y las renovables, cuando son implementadas en tándem con el desarrollo del shale gas son complementarias y profundizan la seguridad energética, la diversificación, el acceso, al tiempo que se mitigan las emisiones” (2012a: 6)⁴.

 Cuencas hidrocarburíferas. Fuente: USAID (2012a)

Atraiga inversión foránea, garantice la seguridad jurídica

Al detallar quiénes operarían las áreas, el informe prioriza las concesiones a empresas privadas. “Desde la década de 1960, muchos países han confiado en los Acuerdos de Reparto de Ganancias [PSA, por sus siglas en inglés] al carecer del capital o del conocimiento tecnológico para desarrollar petróleo y gas” (2012b: 16). Esta modalidad contractual consiste, básicamente, en otorgar áreas a fin de que encaren los procesos extractivos y las ganancias son repartidas con el Estado, de acuerdo a lo establecido previamente, una vez recuperada la inversión inicial por parte de la empresa.

Asimismo, el informe destaca los últimos cambios normativos que acompañan la correcta implementación de los PSA: “En un intento de ordenar esta complejidad [por el marco jurídico] el Parlamento de Ucrania aprobó una [reforma de la] ley de PSA. Esta ley explícitamente provee  exenciones sobre leyes ambientales y de recursos naturales ordinarias, reduce el rol de gobiernos locales, centraliza la capacidad de decisión en un ministerio [el MENR] y provee especificaciones internas en materia impositiva, de arbitrio y otros; sorteando elementos tortuosos de la vieja ley sobre petróleo y gas. Modificaciones recientes a la ley de PSA tuvieron como resultado una mejora en la estabilidad al introducir una cláusula que protege a los inversores de cambios arbitrarios o no esperados en las condiciones operativas y contractuales” (2012a: 10). En cuanto a este último punto, el reporte nombra a la cláusula como “de estabilización legislativa”, si bien permite cambios en materia de defensa, seguridad nacional, orden público y protección ambiental. Al mismo tiempo, se inmuniza al operador de cambios en regulación local que limite los derechos del inversor, salvo que se legisle en casos de protección de la salud y el ambiente. La reducción del rol de los gobiernos locales se traduce en quitar la capacidad de vetar o promover la actividad en su jurisdicción –al no poder firmar contratos tipo PSA o excluir ciertas áreas de ellos-, como se contempla en la ley de Gas y Petróleo. Otro punto favorable, según la óptica de USAID, es que los inversores podrán proponer formalmente áreas para desarrollar la actividad. Por último, se establece como obligatorio, en caso de desearlo desde la esfera gubernamental, la asociación con la empresa estatal (2012b).

En este sentido, el informe resalta que las modificaciones a la ley de Acuerdos de Reparto de Ganancias permitirán ‘despegar’ a la industria del shale gas. Además remarca que la ley específica del sector (de Gas y Petróleo) no puede ser aplicada de lleno a los yacimientos no convencionales, ya que no contiene las  exenciones que están contempladas en los contratos PSA. Tampoco la legislación vigente presenta limitaciones respecto al uso de agua para el desarrollo de no convencionales, por lo que el equipo a cargo del reporte propuso que las modificaciones a la ley se hicieran luego de la radicación de la industria. De esta forma, el vehículo legal a utilizar sería la ley de PSA, ya que “la mayoría de las disposiciones legales deberían estar incluidas” en los contratos (2012a: 55). Asimismo, esta modalidad podría extenderse a las explotaciones convencionales en el futuro.

El reporte contiene como modelo el contrato PSA exploratorio del área Oleska, situada en el oeste del país. Según ese acuerdo, el inversor contará con el acceso a los depósitos sedimentarios hasta diez mil metros de profundidad. El reparto de dividendos será de 50% para el inversor y 50% para el Estado, tanto actúe asociado a través de la empresa pública como no. El acuerdo tendrá una duración de 50 años y algunos condiciones para destacar son: la operadora tendrá que presentar planes anuales de trabajo bajo supervisión pública, declaración anual de las características del yacimiento, utilizar la mejor tecnología disponible para las operaciones y, dentro de lo ambiental, la maximización del uso de agua subterránea no potable para el proceso de fractura.

Al mismo tiempo destaca el reporte una serie de puntos que arrojan dudas y será necesario esclarecer en futuras modificaciones: como tener una definición amplia y clara de ‘plan de trabajo’, resolver la incertidumbre en torno a quién puede oficiar como oferente desde una compañía internacional, cuál será el rol de la compañía estatal, bajo qué régimen de arbitraje internacional se regulará, quién tendrá los permisos (si la empresa estatal o la ‘compañía inversora’) y la necesidad de establecer un “método para gestionar los impactos locales o problemas afines del desarrollo del shale gas que puedan eventualmente derivar en problemas políticos para los contratistas” (2012a: 10). Otros puntos en los que recomienda avanzar, pero no prioritariamente, son requerir sanciones obligatorias por violaciones ambientales.

En suma, según la visión del USAID, la modificación del marco regulatorio permitió coherencia y claridad en las reglas de juego. La limpieza y reagrupamiento jurídico, tanto en procesos de decisión como un marco regulatorio ambiental que exima de algunas tortuosas responsabilidades, son considerados grandes avances para la instalación de inversionistas internacionales.

Los tentáculos de Standard Oil y la influencia en el gobierno norteamericano. Ilustración por Udo J. Keppler (1904). Fuente: aftermathnews.wordpress.com

Respete al ambiente, la inversión dependerá de ello

El reporte establece que “es crítico tener en cuenta que la combinación de perforación horizontal, fractura hidráulica y extracción de shale gas tiene menos de 20 años. Incluso con esta corta historia, las operadoras están encontrando nuevos métodos para reducir la demanda de agua, disminuir el uso de químicos y, en general, reducir la huella ambiental de las operaciones de shale gas. Sin embargo, ciertas interacciones con el ambiente natural son inevitables y medidas de mitigación tendrán que ser integradas dentro de las operaciones normales” (2012a: 7).

El estudio estableció como de carácter urgente avanzar en la confección de una línea de base ambiental, ya que se carecía de relevamientos completos de las áreas que serían intervenidas por la industria. A corto plazo se debía trabajar sobre la delineación de los parámetros a relevar y la metodología concreta para las áreas bajo coordinación de un equipo del EFDS. Mientras que a largo plazo el objetivo fijado es “establecer guías útiles para consultoría de pre-perforación diseñadas para proteger a los productores de gas y petróleo de demandas legales injustificadas” (2012a: 127). Esto incluiría cantidad de agua tanto superficial como subterránea, calidad de aire regional, corrientes de agua, mapeo, actividad sísmica y el estudio de las mejores prácticas posibles. Según el reporte, como mínimo serían necesarios dos años para capturar las variaciones que se producen por cuestiones climáticas y estacionales. Otro objetivo que se buscaría alcanzar es la predicción de los impactos positivos y negativos sobre la economía y la comunidad; por ende, sobre vivienda, transporte, recreación/turismo, patrones de uso de suelo, características rurales, hábitat y vida silvestre. Por último, cuál será la forma de tratar las aguas de producción, por lo que resulta imprescindible establecer su composición química, volúmenes y posibles vías de tratamiento (2012a).

Otro punto importante, que se destaca como asignatura pendiente, es avanzar en la reforma del marco regulatorio para resguardar la calidad de aire y agua. A tal fin sostiene que se deberán crear mecanismos de monitoreo acordes a la nueva actividad de forma obligatoria, como también sobre biodiversidad. Pero, aun así, se aclara que dado los tiempos y recursos, no se ha podido avanzar en un estudio integral; y destaca que los resultados preliminares serán un buen puntapié para iniciar los cambios necesarios que consideren los analistas jurídicos del MENR, los desarrolladores privados y otros actores. Y es, principalmente, a lo que el estudio se aboca: más que el contenido específico, la metodología de cómo llevar adelante procesosparticipativos y amplios una vez instalada la industria; en otras palabras, obtener, mantener y gerenciar la licencia social.

Genere confianza pública, contenga y gestione a la red de actores

Como se decía en el principio, otro de los objetivos del reporte era coordinar con actores relacionados directamente con la actividad, a fin de generar los puentes y lazos que pudieran garantizar trasparencia en el control ambiental, el entendimiento y la aceptación del shale por parte de la población y, de esta forma, cambiar la tendencia actual. Ya que según apunta, la confianza pública en “la habilidad del gobierno y la industria para desarrollar shale gas de una forma ambientalmente sustentable y en beneficio del pueblo de Ucrania se encuentra en un estado crítico” (2012b: 99). Nota que una rápida revisión de la cobertura mediática del tema en Europa da cuenta de la extendida desconfianza que existe sobre la industria y los gobiernos.

El reporte detalla en numerosas páginas los diferentes tipos de actividades a desarrollar con gobiernos locales⁵, pobladores (propietarios de tierras y comunidad en general) y ONGs. “La experiencia en EE.UU. en el desarrollo de gas no convencional ha indicado que una temprana articulación con estos grupos es importante para facilitar el desarrollo y beneficiar a la comunidad” (2012b: 108).

La elección de los actores no es arbitraria, si bien hipotética como lo menciona el reporte, ya que se basa en la experiencia de EE.UU., en cuanto a las modalidades de resistencia social que generó la instalación de la industria. Las afectaciones locales son de primer orden y de prioritaria minimización. Como establece el manual, estas pueden dividirse en transporte⁶, impactos ambientales, sociales y económicos⁷ e inconvenientes en gobiernos locales por planta estatal y servicios públicos. Para ello, a través de guías y talleres, se busca una apertura de los ámbitos públicos a las inquietudes y la institucionalización de la participación ciudadana en el proceso de confección y ejecución del marco regulatorio, en conjunto con la industria. Un diálogo entre las partes que tienda a la resolución de conflictos de forma ordenada, de acuerdo a las pautas que establezcan el MENR y otros organismos gubernamentales especialmente referidos a lo local.

Fuente: toyadvaark.wordpress.com

Con respecto a la divulgación y formación del público el reporte despliega un abanico de estrategias: material bibliográfico, introducción del tema en la currícula escolar, campañas mediáticas, páginas webs, charlas, elaboración de informes científicos, etc. Otro de los puntos que plantea es asegurar que la industria adhiera a una serie de principios operativos donde se minimizan los riesgos y protege el ambiente, y esta deba dar a publicidad informes ambientales regularmente⁸.

Como actividad a corto plazo, se recomienda la intervención de una ONG que lleve adelante una campaña para informar y recabar opiniones del público. También la realización de talleres -convocados por la USAID, la Cámara de Comercio Estadounidense en Ucrania, el Ministerio de Energía del país, compañías internacionales, la ONGEnvironment-People-Law⁹ y el Precarpathian Law Institute (Universidad Estatal de Relaciones Internacionales de Lviv, de una zona comprendida por las áreas potenciales)- que deberían buscar la participación de ONGs y la población (2012a: 130). Asimismo, una ONG ambiental debería preparar una guía de participación ciudadana y de otras organizaciones, a fin de entender qué rol les cabe en los procesos de decisión y protección ambiental, con el objetivo de asegurar mecanismos para incorporar las propuestas en el marco regulatorio (2012a: 134). A largo plazo, plantea desarrollar una estrategia de nacionalización de las actividades desarrolladas localmente.

La asesoría y las recomendaciones ayudarían a las autoridades ucranianas a lograr dos objetivos: uno, la confianza sobre la seguridad ambiental de la tecnología empleada; y, dos, afrontar la desconfianza en la capacidad regulatoria del gobierno –tanto por cuestiones técnicas como de voluntad política.

El manual pone especial énfasis en los pobladores rurales, destaca que tras la disolución de la Unión Soviética el proceso de compra individual de tierras se ha realizado paulatinamente, si bien quedan aún muchos propietarios sin título. En este sentido, y a fin de “minimizar la alteración de la población local durante el desarrollo delshale gas, el Código de Tierras y la ley de Necesidad Pública deberán ser reformadas para proteger tanto a los propietarios como a aquellos que no tienen un claro título legal a las tierras” (2012a: 56), de forma que permita la compra directa de tierras o acuerdos de uso superficiario (arrendamiento) a precio de mercado por parte del Estado y el ordenamiento y acreditación de títulos a quienes no lo posean.

Más allá de la población, otro tema abordado por el reporte son los gobiernos locales. El informe detalla no sólo los problemas ambientales a los que se verían expuestos -con los consiguientes inconvenientes sobre la capacidad de ejercer el poder de policía¹⁰- sino también impactos en empleo, incremento de la población y aumento del delito (2012a: 100). Con respecto al primer punto, el reporte detalla que por cada empleo que genera la industria, se adicionan 2,7 por fuera de ella. El mayor inconveniente, subraya el estudio, es que la demanda es alta en la etapa de construcción y desarrollo, pero cuando el yacimiento está en producción, cae. Con respecto al segundo, y fuertemente vinculando al punto anterior, de desarrollarse masivamente el shale gas habría un incremento considerable de la población, que incrementaría la demanda de escuelas, viviendas y otros servicios públicos, que el gobierno local tendría que afrontar¹¹. Por último, menciona que en EE.UU. hubo un correlato entre el avance de la industria y el crimen, por lo que el gobierno nacional tendría que establecer esfuerzos adicionales en aumentar las capacidades de las prisiones y el cuerpo policial.

Otros puntos también suscitaron interés por parte de los consultores con respecto a los gobiernos locales. “La tensión entre los deseos de los gobiernos locales queriendo alguna capacidad de regulación sobre el desarrollo de shale gas y las certezas requeridas por el gobierno central y los inversores se encuentra en casi todos los países productores de petróleo y gas” (2012b: 89). Como se ha mencionado, las modificaciones en los contratos PSA han reducido el rol de las entidades subnacionales al centralizar la decisión en el Gabinete de Ministerios nacionales, hecho festejado por USAID. Esto simplifica las gestiones pero genera preocupaciones por la tensión a la que se hacía referencia más arriba. A fin de reducir las fricciones naturales con los gobiernos locales, el equipo propuso una serie de cambios que apuntalen la participación y ganancia de estos actores, buscando asegurar que parte de la renta generada permanezca en las localidades.

En este sentido, como primer punto, el Estado debería expandir las oportunidades legales para la participación de los gobiernos locales en la transferencia de tierra pública para uso minero, como también la posibilidad de participar en la creación y negociación de PSA’s en sus localidades; tanto en materia ambiental como regulatoria general. Por otro lado, la cuestión es qué beneficios concretos traerá el desarrollo de shale a las regiones, frente a un aumento sideral en materia de costos y responsabilidades, y sin mecanismos claros de transferencias de recursos desde el Estado nacional. Una vía contemplada es la firma de acuerdos de carácter social entre la empresa y el gobierno, como “compensación a las comunidades por daños territoriales en efectos adversos, uso de tierra, recursos naturales, transporte e infraestructura” (2012b: 95). Otra vía es cobrar impuestos específicos a “los beneficiarios de la PSA antes que estos sean subsidiados por la población local mediante una disminución en la calidad ambiental o la reducción de otros servicios” (2012b: 96). La contribución del inversor a fines específicos en el presupuesto local podría ser otra vía, con el consiguiente informe de ejecución; y se remarca que las “inversiones en las comunidades locales podrían minimizar la posibilidad de protestas sociales” (2012b: 96). Como última posibilidad, se plantea trasferir a los gobiernos locales una porción de las regalías cobradas por parte el gobierno central por el uso de recursos no renovables. “Permitir a gobiernos locales obtener una renta neta de la extracción de minerales en su región podría ayudar a que estos se sientan partícipes de los PSA y podría aliviar, al menos un poco, la resistencia política” (2012b: 96).

Su operación ha tenido éxito, las fracturas se iniciarán prontamente

La seguridad energética se convirtió en uno de los objetivos estratégicos del presidente ucraniano, Viktor Yanukovych (PR Newswire, 28/8/2012). De esta manera, el gobierno rápidamente tomó cartas en el asunto y, a diez días de haberse publicado el reporte, concedió áreas de exploración a las gigantes Chevron¹² y Shell, trabajos que harían asociadas a la estatal Nadra (Reuters, 11/5/2012). Continuó el loteo y a los pocos meses de firmadas las concesiones, se le otorgó a ExxonMobil¹³, Shell, OMV Petrom (empresa rumana) y Nadra un área gasífera en el Mar Negro, en desmedro de la rusa Lukoil (Reuters, 15/8/2012). Por último, la italiana Eni también ingresó al país asociada a capitales británicos y ucranianos con los ojos puestos enshale gas (KyvivPost, 4/10/2012).

El presidente de Ucrania (Viktor Yanukovich) junto CEO de Shell (Peter Voser). Fuente: Upstream.com

Si bien el mismo informe requería un proceso más lento, a fin de implementar reformas jurídicas para proteger el agua y el aire y un plazo de dos años para realizar los estudios de base ambiental, en pocos meses amplias regiones del país fueron entregadas a compañías internacionales. El esquema mixto implementado en estos contratos era la opción que el estudio recomendó para el shale. “Las alianzas gobierno-empresas han probado ser una herramienta exitosa para colaborar con las partes interesadas y llevar adelante objetivos ambientales sustentables en el sector. Estas alianzas ponen al regulador en un rol diferente. En vez de implementar programas dictados por los legisladores, son gerentes trabajando por resultados que concluyen en un beneficio público al navegar por las diferentes elecciones estratégicas” (2012b: 98). Según esta visión, el Estado nacional, en su rol gerencial centralizado, oficiará como articulador de las diferentes partes en pos del objetivo de extracción de shaledestinado a la exportación, bajo operación de privados. Para esto, mediará y gestionará entre los objetivos en pugna -sean gobiernos locales, ciudadanos, ONGs o empresas petroleras. Respecto a la empresa estatal, si bien el reporte establece que su rol debe ser clarificado, no arroja muchos inconvenientes para la operatoria concreta. Se aclara que, “sin embargo, la realidad es que la gestión compartida suele ser mucho más débiles en la práctica de lo que pueden llegar a aparentar. Normalmente, la compañía nacional de gas y petróleo se someterá al inversor extranjero en la gran mayoría de las decisiones de gestión” (2012b: 18).

Los conflictos por contaminación y afectación social y productiva, inherentes al desarrollo de shale, quedarían mediados por el Estado nacional, gobiernos locales y ONGs. Estas últimas con campañas publicitarias y educativas, apuntalando un trabajo colectivo de discusión sobre cómo se regulará la industria. No solo se restringe en lo formal cualquier tipo de instancia que pueda oponerse a la instalación de un proyecto, sino que a su vez ámbitos de participación de carácter no vinculantes, como los promovidos por el reporte, ¿pueden ser considerados realmente como instancias para el debate plural y en igualdad de condiciones?

Los dulces y caramelos, bajo forma de derrame de renta, son otros elementos de contención y gestión del conflicto. La obtención de la mitad de los beneficios, una vez recuperada la inversión inicial de la operadora, muestra hasta dónde están dispuestos a ceder las empresas a su garante de paz social. Los impuestos u otras formas de transferencia directas de recursos a gobiernos locales esquivan la difícil negociación entre poderes radicalmente diferentes. La magra renta tendrá que afrontar a su vez la reconversión de amplias áreas a los fines de industrialización intensiva, como se veía más arriba: transporte, servicios, poder regulatorio y aumento del personal, mayores fuerzas policiales y otras erogaciones tendrán que encontrar rápidas y efectivas soluciones a fin de garantizar el buen negocio. Los propietarios de tierras, con título o sin él, también se verían beneficiados con la inyección de dinero por sus tierras. Si a esto se le suma los inherentes impactos ambientales, y la responsabilidad posterior del Estado en hacerse cargo de los pasivos ambientales, dilucidar si hay, finalmente, renta por la explotación de recursos no renovables está en duda. Cualquier tipo de ingreso a las arcas públicas tendría como fin acondicionar el país para la industria y poco restaría para otros objetivos. El fin exportador suma otro elemento para que la operatoria, así presentada, confluya en regiones de sacrificio para los mercados internacionales; renunciando a la soberanía al remitir cualquier conflicto con la operadora a tribunales internacionales, otro elemento que pone trabas a la independencia pública.

Por último, las alternativas energéticas, así consideradas y sin tener en cuenta el conflicto de intereses que habría por ser evaluadas por representantes de la industria, no podrían ser tales en tanto y en cuanto se planteen desde la óptica de esquema de negocios y la rentabilidad sea el faro que determine las decisiones; difícil que otras fuentes de energía sean tan lucrativas como los hidrocarburos.

Fuentes

Environment-People-Law (3/10/2012): On 2 October 2012, the press-conference “SHALE GAS: ENVIRONMENTAL THREATS” was held in “Ukrinform” agency.

Environment-People-Law, et al. (9/10/2012): Open letter of Ukrainian civil society institutes to the European Parliament.

Medios oficiales

United States Agency for International Development (USAID) (2012a): Ukraine shale gas: Volume I: Environmental and regulatory assessment.

——————————————————————————– (2012b): Ukraine shale gas: Volume II: Legal and regulatory analysis.

Medios de prensa

Euractiv, 22/2/2012: Ukraine turns to ExxonMobil for shale gas.

KyvivPost, 4/10/2012: Eni buys 50.01% of Westgasinvest for shale gas production in Ukraine.

PR Newswire, 28/8/2012: Ukrainian President: Energy Independence – Our Strategic Goal.

Reuters, 11/5/2012: Ukraine picks Shell, Chevron to develop shale gas fields.

———–, 15/8/2012: Exxon, Shell-led group win $10 billion Ukraine gas project.

Upstream, 2/2/2011: Chevron eyes Ukraine shale gas.

1. Esta organización norteamericana es fruto de una alianza de universidades públicas y privadas, organismos gubernamentales, centros de investigación ligados a la industria y empresas; tiene como objetivo el aumento de la producción doméstica y la reducción de la huella ecológica a través de avances científicos (http://www.efdsystems.org/). [↩]
2. Si bien se consideró en un primer momento incluir también metano en mantos de carbón fue dejado de lado ya que éste “solo puede avanzar en una agenda que esté con o por detrás del shale gas, y su desarrollo es similar en muchos puntos al del shale gas” (2012a: 19). [↩]
3. En el más cauto recién en 2027 la actividad sería rentable. [↩]
4. En este último punto es importante ver cómo en el escenario medio de producción junto a la eficiencia energética se proyecta una caída drástica del consumo de energía, no sólo de shale gas, como se mencionó previamente, sino de otras fuentes como el petróleo, el carbón, etc. Asimismo, al aplicar este último escenario la tasa de aumento de emisiones de CO2 bajaría de un 23% al 16%. [↩]
5. El reporte extiende la definición de gobiernos locales a todos aquellos que se limiten a un territorio subnacional específico: provincia, departamento, municipio (2012b: 87). [↩]
6. El informe consigna que en todo el proceso de fracturación de un pozo, entre 4 y 5 semanas, son necesarios más de mil camiones pesados y 800 camiones livianos; dando un promedio de 50 viajes por día. Al tener en cuenta que un camión pesado equivale al paso de 9 mil automóviles, los investigadores afirman que las rutas y puentes no están preparados para recibir tal impacto, especialmente cuando algunas ya se encuentran deterioradas (2012a: 74). [↩]
7. Estos impactos han sido tratados en otras notas y publicaciones del OPSur. [↩]
8. Menciona como ejemplo la página FracFocus, que provee información sobre los químicos utilizados en la fractura, herramientas educativas sobre el fracking, protección de agua y regulación ambiental (2012b: 99). [↩]
9. Llamativamente, esta organización -junto a otras- firmó una carta pública al Parlamento Europeo para que reevalué las políticas de promoción de exploración y explotación de yacimientos no convencionales dadas las consecuencias ambientales y sociales que conlleva. Al mismo tiempo, insta al Parlamento que muestre preocupación y no promueva actividades beneficiosas para Europa occidental en desmedro de Ucrania (Environment-People-Law et al., 9/10/2012). En una conferencia de prensa realizada días previos a la carta se estableció que una mayor independencia energética del país se conduce a través del ahorro, la eficiencia y la promoción de fuentes renovables (Environment-People-Law, 3/10/2012). Se denuncia que el informe final de la USAID ha sido ocultado al pueblo ucraniano -habiéndose encontrado en búsquedas por internet- y copias de este habían sido negadas en reuniones con el gobierno y empresas del sector en junio. Asimismo, critican las modificaciones a la ley de PSA mencionadas, las cuales eran celebradas por la USAID. [↩]
10. En cuanto a este punto detalla que los gobiernos locales deberán aprender y aplicar nuevos mecanismos de inspección ambiental a una industria que estará ampliamente esparcida en zonas rurales, planes de contingencia y riesgo y desarrollar nuevas capacidades a fin de afrontar las flamantes responsabilidades (2012a: 101) . [↩]
11. En este punto menciona que “Los proveedores de servicios de salud mental, drogadicción y alcoholismo seguramente verán un aumento en los casos en la población nueva y los residentes históricos si la transición es dramática” (2012a: 101). [↩]
12. Chevron ya había adelantado en febrero de 2011 su interés en el área Oleska (Upstream, 2/2/2011). [↩]
13. Con ExxonMobil se firmó un acuerdo en febrero de 2011 para avanzar en estudios de shale gas (Euractiv, 22/2/2011). [↩]