Análisis del decreto 929/2013 desde una óptica jurídica y ambiental.

Por Juan Miguel Picolotti[1]

1. INTRODUCCION[2]:

El Gobierno nacional firmó el decreto  929/13, que instrumenta el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. Con esta medida, la política energética del país se aleja de los avances plasmados en la Ley de Soberanía Hidrocarburífera  (Ley 26.741), al disponer beneficios excesivos a las operadoras, no referirse al impacto ambiental de la explotación y además plantea interrogantes legales en torno a su aplicación.

La sanción de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera (Ley 26.741) abrió amplias posibilidades para revertir el fuerte carácter neoliberal en las políticas del sector. El mayor control por parte del Estado, desde una perspectiva federal, y el retorno de su concepción de los hidrocarburos como recurso estratégico, eran pasos importantes hacia la desmercantilización de la energía.

Desgraciadamente, las medidas erróneas tomadas por el Gobierno Nacional con posterioridad a la sanción de esta ley tuvieron como consecuencia el incremento sostenido del precio de los hidrocarburos en el mercado interno -que se triplicó en el caso del gas-,  la suba del precio de corte para exportación de petróleo y la consecuente reactivación de los programas de subsidios Gas Plus y Petróleo Plus. Esto sumado a la cada vez más elevada importación de energía.

El objetivo del presente documento es realizar un breve análisis sobre el decreto 929/2013 desde una óptica jurídica y ambiental, sin intención de agotar el debate sobre el mismo, sino por el contrario realizar un aporte.

2. Análisis del Decreto 929/2013:

A través del  Decreto 929/2013 (11/07/2013) el Poder Ejecutivo Nacional crea el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. Este decreto tiene 22 artículos y se realiza en el marco de las leyes Nro. 17.319, 26.197 y 26.741.

A continuación analizamos los artículos más relevantes de la ley:

Artículo 1° — Créase el REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS, en el marco de las Leyes Nros. 17.319, 26.197 y 26.741, el que será de aplicación en todo el territorio de la República Argentina.

Las leyes Nros. 17.319, 26.197 y 26.741, son el marco lógico y legal para poder reglamentar sobre la exploración y explotación en materia de gas e hidrocarburos. Este decreto es de aplicación en todo el territorio Nacional porque si bien los recursos naturales son de dominio originario de las Provincias (Art. 124 C.N.), estas delegaron a la Nación la posibilidad de legislar en materia de minería e hidrocarburos. En consecuencia, las Provincias están obligadas a implementar este decreto en sus jurisdicciones y sobre estos recursos naturales ya que la Nación tiene la potestad de fijar la Política Hidrocarburíferas Nacional. Igualmente, las Provincias mantienen el control sobre el recurso natural y esto implica la obligación de realizar el Estudio de Impacto Ambiental pertinente dándole factibilidad a la actividad y además la obligación de ratificar a través de las legislaturas correspondientes los acuerdos de explotación que realice el Gobierno Nacional con las empresas concesionarias.

Es evidente, que para la creación de un decreto de estas características, en donde se esta poniendo en juego las reservas de gas e hidrocarburos de la Republica Argentina, hubiera sido esencial que esta regulación surja del consenso federal. Esto es una ley del Congreso Nacional que de mayor seguridad jurídica a las nuevas inversiones o al menos utilizar el consejo federal de hidrocarburos establecido en los artículos  4° y 5° de la ley 26.741 que conforme estos artículos debió haber sido consultado  pero ocurre que, al reglamentar la ley mediante decreto 1277/2012, la presidenta cambió ese órgano, federal y plural, por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, en la cual no tienen representación las provincias y está integrada solo por unos muy pocos funcionarios del Poder Ejecutivo, no siendo parte por ejemplo la Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. Es decir que entre unos pocos y sin tener en cuenta a las Provincias que son las dueñas de los recursos naturales definieron los próximos 30 anos de la Política Hidrocarburíferas Argentina.

Art. 2° — El REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS se ajustará a los siguientes principios y propósitos en el marco de las atribuciones federales para la fijación de la Política Hidrocarburífera Nacional:

a) El desarrollo armonioso y coordinado de las competencias del Estado Nacional y de las respectivas autoridades de aplicación en materia hidrocarburífera.

b) El objetivo prioritario de la República Argentina de lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

c) El incremento de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.

d) La promoción de la inversión nacional y extranjera directa para obtener el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos.

e) La integración del capital nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos.

f) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto.

Es bienvenida toda regulación sobre promoción industrial que incluya en sus principios la creación de empleo y el crecimiento sustentable (Art. 2 Inc. b) pero habría que exigir a las empresas inversoras que el 80 % de los recursos humanos de toda la planta de producción deben ser ciudadanos Argentinos, porque de lo contrario nos encontramos con inversiones multimillonarias como el Mega Proyecto Minero Pascua Lama[3] en donde no hay ninguna preferencia por los recursos humanos nacionales, debiendo competir siempre lo local con la mano de obra que trae la empresa extranjera. Sin duda esta política,  no promueve la mano de obra local ni fortalece la transmisión de conocimientos ya que los extranjeros vienen a  trabajar el tiempo necesario, y luego se llevan los dólares y todo lo aprendido.

Es importante promover la inversión extranjera pero si la idea es que la Republica Argentina tenga autoabastecimiento en materia de Hidrocarburos hay que implementar una política de inversión donde se le de absoluta prioridad y beneficio a las empresas locales donde sabemos que va haber mayor garantía de trabajo genuino y local. Esto fortalecerá la industria local y además no dejaremos uno de nuestros recursos estratégicos en manos extranjeras.

¿Brasil o Estados Unidos dejarían en manos de una empresa extranjera la explotación de un recurso estratégico como es el de hidrocarburo y gas?  

Hacemos esta pregunta porque si bien el articulo referido (Art. 2. Inc. d y e) se refieren a la promoción de la inversión nacional y extranjera directa para obtener el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos y  la integración del capital nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos, el Poder Ejecutivo Nacional ya firmo un acuerdo para entregarle la explotación del Yacimiento de Vaca Muerta al Grupo Chevron[4]. Es evidente que si este tema no se maneja con suma cautela y concepto real de Soberanía, repetiremos los ejemplos de Aerolíneas Argentinas[5] y Repsol – YPF[6].

Art. 3° — Podrán solicitar su inclusión en el REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el ESTADO NACIONAL, las PROVINCIAS o la CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES, según corresponda, y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten ante la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de DOLARES ESTADOUNIDENSES UN MIL MILLONES (U$S 1.000.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros CINCO (5) años del proyecto.

Es importante el concepto de que la empresa que vaya ser beneficiada en el Régimen de Promoción de la Inversión para la explotación de hidrocarburos deba realizar una inversión de importante. Lo que técnicamente no queda claro en los considerandos del decreto es porque debe ser una inversión de mil millones de dólares y no más o menos; esto pareciera ser consecuencia de un acuerdo pre establecido con el Grupo Chevron ya que el mismo acaba de firmar con el Gobierno un convenio de inversión por 1240 millones de dólares[7]. Además, es importante que se realice una regulación especial para la inversión de las empresas nacionales ya que por el monto que se exige invertir se entiende que la promoción esta abierta para unas pocas empresas y solo a nivel internacional; parece que una inversión menor no fuera importante o no generase producción que nos permita revertir la tendencia negativa de los últimos años.

Art. 4° — La COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS dictará el Reglamento de Requisitos y Condiciones para la presentación y posterior aprobación de los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” en el marco del presente Decreto. Dicho Reglamento establecerá también los requisitos para la inclusión de los Proyectos de Inversión en el Régimen de Promoción.

 

Art. 5° — La inclusión en el REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS significará para los sujetos beneficiarios el deber de cumplir con los planes de inversión y desarrollo de reservorios comprometidos en sus respectivos Proyectos.

Art. 6° — Establécese que los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el VEINTE POR CIENTO (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. El volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por Proyecto y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado, de acuerdo al procedimiento que establezca la reglamentación. Si se tratase de una modalidad asociativa, las partes podrán convenir de qué modo se distribuirá entre ellas la aplicación del beneficio mencionado, comunicándolo fehacientemente a la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS.

Los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del CIEN POR CIENTO (100%) de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del VEINTE POR CIENTO (20%) de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.

Sin dudas este es el articulo clave y central del decreto, y el que merece mayores criticas y observaciones ya que el mismo toma herramientas económicas de la década neoliberal de los 90, que ya se otorgaron con anterioridad para esta actividad sin ningún éxito y también se otorgaron para otras actividades como la explotación minera a cielo abierto[8] con un resultado nefasto con respecto a los beneficios que le quedan al País y los impactos sociales y ambientales. En este caso, se repite la ecuación frustrante y perdedora para lograr una verdadera soberanía en los recursos naturales: La empresa Chevron realiza una inversión de los 1000 millones de dólares, pasan los primeros cinco anos de explotación y luego viene el Paraíso Fiscal y de ganancias irrazonable: Chevron tiene el derecho a comercializar libremente en el mercado externo el VEINTE POR CIENTO (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. Esta muy claro, se llevan el 20 % de la ganancia de todo el gas que extraen a partir del 5to ano y no pagan un centavo en derechos de exportación por este porcentaje en el caso de que lo vendan en el mercado externo.

Pero este no es el único beneficio, ya que todos los dólares que la empresa obtenga por la venta de este 20 % (en el caso de venderlo en el mercado externo) no tendrá que traerlos al País ya que el decreto expresa que los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo, tendrán la libre disponibilidad del CIEN POR CIENTO (100%) de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación.

Es claro el regreso a las políticas neo liberales ya que con el decreto en análisis, el Gobierno  devuelve a la industria petrolera los beneficios excesivos que gozaba con anterioridad al 2002, suscriptos en la década del 90 y que fueron restringiéndose lógicamente a través de distintas normas, y que culmino con el  1277/12 que ponía limites a la industria petrolera que disponía libremente de la producción de sus yacimientos, tanto en el mercado interno como en el externo; disponía libremente de las divisas producidas en la comercialización de la producción y podía repatriar todas las utilidades. A partir de este cambio de políticas publicas las empresas petroleras comenzaron pagar el 33% de retención efectiva como derecho de exportación. A partir del decreto 929/13 volverán a pagar 0 % (cero) en concepto de exportación sobre el porcentaje mencionado.

Este nuevo decreto borra de un plumazo toda la intención de implementar una verdadera Política Soberana en materia de gas e hidrocarburos y vuelve a otorgarles a las empresas todos los “beneficios” que fueron duramente criticados por este mismo Gobierno por extranjerizar y entregar nuestros recursos naturales en la década del 90. Cabe recordar que el decreto 1277/12 fue creado el 27/07/2012. Hoy cuando aun no se ha cumplido un ano, el decreto 929/13 vuelve a cambiar las reglas de juego flexibilizando los puntos que había restringido con aquel decreto. ¿Cuántos meses durara este nuevo decreto y de que otra manera se podrá seguir destruyendo la confianza en el Estado Argentino?

Además, del regreso a las políticas neo liberales de entrega de nuestros recursos naturales y estratégicos, creemos que este articulo tiene un vicio de ilegalidad y es inconstitucional manifiesta ya que a partir del ano 2010 el Poder Ejecutivo Nacional no tiene facultades de dictar normas tributarias, en este caso vinculada a las retenciones, ya que esta es una facultad exclusiva y excluyente a nivel nacional del Congreso Nacional que el Congreso retomo desde el 2010, mas aun cuando nos referimos a derechos de exportación que esta vinculado a regulación aduanera, expresamente delegada al Congreso Nacional.

Art. 7° — En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el primer párrafo del artículo anterior, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.

La COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos.

En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el presente régimen, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener  divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% (CIEN POR CIENTO) del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación de acuerdo a lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 6°, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.

Este es otro beneficio “extra” puntal que se le otorga a los empresarios que ingresen en este régimen de promoción, asegurándoles que cuando tengan que vender el 20 % que determina el articulo 6 en el mercado interno, los productores de hidrocarburos cobraran el precio de exportación en dólares y con libre disponibilidad de la moneda, es decir pudiendo repatriarla a su País sin pagar ningún impuesto. A merito de la brevedad, nos remitimos a todas las observaciones de fondo referidas en el articulo anterior.

Art. 9° — Los beneficios previstos en el presente Capítulo cesarán por las siguientes causas:

a) Vencimiento del plazo de las concesiones de explotación.

b) Caducidad de la concesión por los motivos contemplados en el artículo 80 de la Ley Nº 17.319.

c) Incumplimientos sustanciales al “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” declarados por la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS.

Art. 10. — La COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS elaborará anualmente un Informe que dé cuenta del grado de cumplimiento de los objetivos comprometidos en los Proyectos aprobados.

Art. 11. — Entiéndese por “Explotación No Convencional de Hidrocarburos” la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

Al respecto de este artículo, es importante tener en cuenta que la “Explotación No Convencional de gas” se realiza mediante la técnica llamada “Fracking” que es un término anglosajón para referirse a la técnica de fracturación hidráulica para la extracción de gas no convencional. En Argentina esta técnica aun nunca fue aplicada desconociendo en la práctica los beneficios reales de este tipo de explotación y el impacto socio ambiental de la misma.

Esta técnica de explotación del gas, (no convencional) consiste en la extracción de gas natural mediante la fracturación de la roca madre (pizarras y esquistos). Para extraer el gas atrapado en la roca se utiliza una técnica de perforación mixta: en primer lugar se perfora hasta 5000 metros en vertical y después se perfora varios kilómetros en horizontal (2 a 5). Entonces se inyecta agua con arena (98%) y una serie de aditivos químicos (2%) a gran presión. Esto hace que la roca se fracture y el gas se libera y asciende a la superficie a través del pozo. El proceso se repite a lo largo de la veta de roca rica en gas. Uno de los grandes problemas de esta tipo de extracción es que parte de la mezcla inyectada vuelve a la superficie (entre un 15 y un 85 %). 

Debido a que es una nueva tecnología a ser aplicada en nuestro País, nos referimos a continuación sobre los posibles impactos en el ambiente y en la salud humana que suele tener este tipo de explotación:

a. Contaminación del agua subterránea y de superficie:

La contaminación de acuíferos es uno de los riesgos más importantes de la técnica de ruptura hidráulica. En Estados Unidos se han producido varios casos de contaminación y es el motivo de su prohibición en varias ciudades. En Reino Unido, el Tyndall Centre de la Universidad de Manchester[9] ha realizado en enero de 2011 un estudio sobre el impacto de la extracción de gas de pizarra; uno de los más completos de los que se dispone actualmente.

El informe señala respecto a la contaminación de acuíferos que:

“Existen evidencias a partir de la experiencia de EEUU que sugieren que la extracción de gas de pizarra comporta un riesgo significativo para la contaminación del agua subterránea y de superficie y, hasta que la base de estas evidencias se desarrolle, la única acción responsable es prevenir su desarrollo en Reino Unido y en Europa”.

La profundidad de la extracción de gas de pizarra es un factor importante en la identificación de las vías de contaminación del agua subterránea por los químicos utilizados en el proceso de extracción. Los análisis de estas substancias muestran que muchas tienen propiedades tóxicas, cancerígenas o peligrosas.

El análisis realizado en este informe –informe Tyndall- demuestra claramente que no pueden descartarse los riesgos asociados con el impacto acumulativo de los pozos, a pesar de lo bajo que pudiera llegar a ser a nivel de un pozo individual.

El informe del Tyndall Centre sostiene que “dado que el desarrollo del gas de esquisto requiere la construcción de múltiples pozos/plataformas de pozos, se incrementa considerablemente la probabilidad de un evento adverso que ocasione contaminación. Así, la probabilidad de incidentes de contaminación asociados a un mayor desarrollo [de gas no convencional] se incrementa de ‘posible’, a nivel de una plataforma de pozos, a ‘probable’, al incrementarse la cantidad de pozos y plataformas”.

b. Uso excesivo de agua –  Presión sobre los suministros locales:

La fractura hidráulica requiere grandes cantidades de agua, primero para enfriar, lubricar y extraer la tierra durante la perforación y después sobre todo en la inyección de agua presurizada, junto con los productos químicos, para la creación de las fracturas. En un único pozo se consumen entre 9.000 y 29.000 m3 de agua, así en un campo típico en el que, por ejemplo, se perforen 6 pozos para extraer todo el gas del yacimiento, se utilizan entre 54.000 y 174.000 m3.

Este consumo supondría un incremento muy importante respecto al consumo de agua industrial en Argentina si, por ejemplo, se quisiera cubrir un 10% del consumo de gas natural mediante esta técnica.

c. Gestión de residuos:

 La técnica de la fractura hidráulica para la extracción de gas genera un importante volumen de residuos, entre los que destacamos los residuos de perforación: Un único pozo, perforando verticalmente hasta 2 km y horizontalmente hasta 1,2 km remueve alrededor de 140m3 de tierra, por lo que una plataforma promedio remueve alrededor de 830m3, casi diez veces más que un pozo convencional perforado a 2 km de profundidad.

Por otro lado esta tecnología utiliza importantes cantidades de agua mezcladas con productos químicos tóxicos, que habrá que gestionar posteriormente como residuos peligrosos.

El mencionado informe del Tyndall Centre aporta en este sentido algunos datos preocupantes:

El proceso de perforación de un solo pozo utiliza importantes cantidades de agua mezcladas con un 2% de aditivos químicos en una cantidad de entre 180 y 580 m3. La Agencia de Protección ambiental de Estados Unidos estima que entre el 15 y el 80% de este volumen de agua inyectada, mezclada con los aditivos químicos, se recuperará en forma “flujo de retorno”. Si consideramos una perforación estándar de seis pozos individuales, y considerando sólo la primera fracturación, se estima el uso de entre 1.000 y 3,500 m3 de aditivos químicos.

Debido a que en las explotaciones se utilizan varias fracturas consecutivas, se podría esperar entre 1.300 y 23.000 m3 de desechos líquidos, incluyendo los fluidos utilizados en la perforación y los que migren desde las profundidades, que deberemos almacenar y gestionar adecuadamente. Estamos hablando de millones de litros de agua contaminada en forma voluntaria con residuos peligrosos.

A pesar de la poca información suministrada por las empresas operadoras,  numerosas sustancias utilizadas como aditivos, han sido clasificadas por organismos de control europeos como de “atención inmediata” debido a sus efectos potenciales sobre la salud y el medioambiente. En particular, 17 han sido clasificadas como tóxicas para organismos acuáticos, 38 son tóxicos agudos, 8 son cancerígenos probados y otras 6 son sospechosas de serlo, 7 son elementos mutagénicos y 5 producen efectos sobre la reproducción[10].

En los análisis realizados a los “flujos de retorno” se suele encontrar elevadas concentraciones de metales pesados, radioactividad y materiales radiactivos de origen natural.

d. Emisiones de gases de efecto invernadero (metano y CO2):

La extracción de gas natural no convencional se ha presentado a nivel mundial como una solución para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero. Según esta tesis, la reducción ocurre gracias a que la combustión de gas natural emite menor cantidad de CO2 para la producción de energía.

Sin embargo, un informe  de la Universidad de Cornell (Ithaca, EEUU)[11], denuncia que la explotación del gas de pizarra puede emitir incluso más gases de efecto invernadero que la del carbón. El gas natural está compuesto principalmente de metano, y según este informe entre un 3,6 y un 7,9% del metano de la producción de gas de pizarra se escapa a la atmósfera durante la vida útil de un pozo.

El metano es un gas de efecto invernadero con un potencial de calentamiento 21 veces mayor que el CO2. Según el citado informe, comparado con el carbón, la huella de carbono del gas de pizarra es como mínimo un 20% mayor. Está claro que las fugas de emisiones de metano tienen un impacto muy importante en el balance total de emisiones de gases de efecto invernadero.

El informe mencionado estima que la extracción y procesamiento del gas natural no convencional tiene unas emisiones indirectas de gases de efecto invernadero de entre 18 y 23 g de CO2 equivalente. Esto supondría unas emisiones mayores que las asociadas al uso de carbón.

 

 

e. Riesgo por la utilización de químicos:

Uno de los principales riesgos que conlleva la extracción de hidrocarburos mediante fractura hidráulica es el uso de sustancias químicas tóxicas y peligrosas. Obtener información sobre las sustancias químicas utilizadas por las empresas es muy complicado o casi imposible. En Estados Unidos, el país con más experiencia en esta técnica, la información sobre las sustancias está protegida debido a intereses comerciales. Se sabe que hay al menos 600 sustancias químicas presentes y que algunas de ellas son reconocidas como cancerígenas, mutágenas, y disruptoras endocrinas (alteradoras del sistema hormonal). Por ejemplo se utiliza, benceno, tolueno, etilbenceno o xileno, sustancias identificadas como muy peligrosas para la salud y el medio ambiente con los efectos anteriormente enumerados. Durante años diferentes organizaciones en EEUU han exigido, sin mucho éxito, la divulgación completa de las mezclas y sustancias químicas que se emplean en la perforación y fracturación hidráulica, ya que su no identificación es uno de los principales problemas para realizar la evaluación de riesgos de esta técnica e incluso para aplicar tratamientos médicos en caso de accidentes.

La organización TEDX (Diálogos sobre la Disrupción Endocrina) de Estados Unidos lleva varios años recogiendo información sobre los productos tóxicos utilizados, y ha realizado un análisis de los datos detallando los posibles efectos sobre la salud humana y el medio ambiente. Los resultados del análisis se resumen en el documento “Operaciones de Gas Natural desde una Perspectiva de Salud Pública” que se publicaron en la revista Internacional Journal of Human and Ecological Risk Assessment[12]. El análisis se basa en 362 sustancias y los efectos sobre la salud que se han encontrado para las mismas se han clasificado en categorías. El informe demuestra que más del 25% de las sustancias pueden causar cáncer y mutaciones, el 37% pueden afectar al sistema endocrino, más del 50% causan daños en el sistema nervioso y casi el 40% provocan alergias

sensibilizantes.

Estas sustancias tóxicas se liberan al aire o al agua (tanto de acuíferos como de superficie) y además de los efectos sobre la salud tienen efectos sobre el medio ambiente. Más del 40% de las sustancias tienen efectos ecológicos, que dañan a la vida acuática y otra fauna. Los efectos sobre la salud son causados principalmente por el impacto de las emisiones al aire y al agua. Muchos de ellos son efectos a largo plazo de compuestos orgánicos volátiles.

Por otro lado, las asociaciones y ONG que trabajan en el área de riesgo químico en Europa, denuncian que sólo 10 de las 600 sustancias químicas que se utilizan en el proceso de la fractura hidráulica están registradas en el Reglamento Europeo de REACH[13] para este uso, por lo que el resto de sustancias se estarían empleando de forma ilegal.

f. Otros impactos locales:

Según la experiencia en Estados Unidos un campo medio de pozos multi etapa ocupa entre 16 y 20 hectáreas durante la perforación y la fractura.

Después, durante la extracción, se utilizan entre 4 y 12 hectáreas. La ocupación de territorio puede ser un problema importante en el caso de yacimientos situados en las proximidades de núcleos poblados o en zonas donde pueda afectar a otras actividades productivas o incluso al paisaje, especialmente en áreas turísticas o donde estén establecidas comunidades indígenas.

La actividad que produce mayor impacto acústico es la perforación de pozos ya que requiere 24 horas al día. El operador de Reino Unido “Composite Energy” estima que es necesario 60 días de perforación durante 24 horas en cada pozo[14]. Un campo completo requerirá entre 8 y 12 meses de perforación día y noche. Se produce en menor medida ruido en actividades de superficie durante unos 500-1.500 días por pozo.

Finalmente es importante destacar que se estima[15] que el gas natural extraído con esta tecnología tiene una Tasa de Retorno Energética (TRE) de entre 2 y 5, mientras que el petróleo convencional tendría aproximadamente una tasa de 15, la energía eólica 18, y la energía solar fotovoltaica 7. Es decir, que esta forma de extracción del gas (no convencional) tiene unas de las tasa de retorno energética más bajas de las tecnologías utilizadas.

Art. 12. — De conformidad a lo estipulado en la Ley Nº 17.319, toda concesión de

explotación confiere el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos convencionales y no convencionales que existan en las áreas comprendidas en el respectivo título de concesión durante los plazos que correspondan.

Art. 13. — Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos, que hayan sido incluidos en el REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE  HIDROCARBUROS, tendrán derecho a solicitar una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, en los casos previstos en el artículo siguiente, la cual se otorgará en los términos establecidos en la Sección 3a del Título II de la Ley Nº 17.319, cumpliendo, en cada caso, previamente, con las obligaciones establecidas en el presente Decreto y en su reglamentación.

Art. 14. — Las respectivas Autoridades de Aplicación de la Ley Nº 17.319, conforme lo dispuesto en la Ley Nº 26.197, es decir las Provincias o la Nación, según sea territorio de dominio provincial o de dominio nacional el lugar en que se encuentren los yacimientos de gas y de petróleo, podrán dentro del área de concesión subdividir el área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y otorgar nueva concesión que recaerá sobre el titular de la concesión del área que así lo solicite.

El plazo de la nueva concesión será el establecido por la Ley Nº 17.319, es decir VEINTICINCO (25) años al que se podrá adicionar en forma anticipada y simultánea con la nueva concesión la extensión del plazo de DIEZ (10) años previsto en dicha ley, bajo la condición de efectivo cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en la legislación hidrocarburífera para los concesionarios de explotación, reconociéndose todos los derechos y obligaciones estipulados en la Ley Nº 17.319 para tales concesionarios.

Art. 15. — Los titulares de una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La delimitación de esas áreas adyacentes, será facultad de la Autoridad Concedente.

Art. 16. — La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes, debiendo la Autoridad Concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión. Queda establecido que la nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la Ley Nº 17.319.

Art. 17. — La propuesta de subdivisión prevista en el presente capítulo, sólo podrá ser aprobada previa resolución fundada que declare que no procede al momento de dicha aprobación, la aplicación al concesionario del régimen sancionatorio por incumplimientos a las disposiciones de la Ley Nº 17.319 y/o de las normas provinciales que resultaren de aplicación.

Art. 18. — El REGIMEN PROMOCIONAL aquí creado será aplicable a todo “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado por la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS.

Art. 19. — Las Leyes Nros. 17.319 y 26.197 establecen como Autoridad Concedente y de Aplicación de las mismas a las Provincias o a la Nación conforme sea el ámbito territorial provincial o nacional en que se encuentren los

yacimientos de gas o de petróleo.

Para la aplicación del Régimen de Promoción que establece el presente decreto, será Autoridad la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS creada por el Decreto Nº 1277/12 con facultades para dictar el Reglamento mencionado en el Artículo 4° del presente decreto, para dictar las normas complementarias y reglamentarias que implementen dicho Régimen y para incluir en el mismo a los beneficiarios.

Art. 20. — Encomiéndase a la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS la incorporación en el REGISTRO DE EMPRESAS DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS, de una Subsección dentro de la “Sección Empresas Productoras”, bajo la denominación “Concesiones de Explotación No Convencional: titulares y no titulares”.

Art. 21. — El presente decreto comenzará a regir a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.

Art. 22. — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — FERNANDEZ DE KIRCHNER. — Juan M. Abal Medina. — Hernán G. Lorenzino. Julio M. De Vido.

3. Conclusiones:

Luego de realizar un análisis técnico y legal del decreto 929/13, vemos que el mismo carece de legitimidad, tiene vicios de legalidad e intenta imponer una técnica de extracción muy cuestionada a nivel mundial por el impacto ambiental de la misma, otorgando además beneficios económicos excesivos a las empresas inversoras en detrimento del presupuesto nacional y de un recurso natural que no es renovable.

Entendemos que el camino para la Republica Argentina hacia una matriz energética ambiental y socialmente sustentable tendrá que tener base en la participación de todos los actores involucrados, que incluye a las Provincias, a los trabajadores que son quienes están todos los días en la actividad, a la Universidades y a las comunidades indígenas que serán las primeras afectadas, para lograr un marco técnico y jurídico serio que atraiga las inversiones necesarias y así alcanzar la tan ansiada soberanía hidrocarburífera. Es evidente que este decreto va a contramano de la democratización de la energía, y en consecuencia, seguramente, será atacado de inconstitucionalidad aumentando la inseguridad de la inversión en nuestro País.

Especialmente, proponemos la creación de una legislación nacional de Fracking, que contenga todas las observaciones mencionadas en este informe, y que se comience a debatir en el Consejo Federal de Hidrocarburos, incluyendo en la discusión técnica a todos los actores mencionados.