Producción periodística: Leticia Sánchez / Sudestada / @sanchez_let

ANCAP anunció la semana pasada mediante un comunicado la certificación de recursos prospectivos en Salto y Piedra Sola (Tacuarembó), en las que el ente tiene contratos de exploración y explotación de hidrocarburos con Schuepbach Energy Uruguay (SEU), una empresa subsidiaria de Schuepbach Energy Internacional, propiedad de la empresa australiana Petrel Energy Limited. Según aclaró el ente, “por ser recursos prospectivos se refieren a acumulaciones no descubiertas, es decir que no se está anunciando un descubrimiento”, por lo que se requieren más trabajos exploratorios (nuevas perforaciones) para determinar la existencia de acumulaciones de hidrocarburos significativas.

Más allá de estas aclaraciones, de todos modos ANCAP realizó una proyección de la riqueza que podría existir en la zona en base a la estimación realizada por la empresa Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI). Según esos cálculos en los bloques ubicados en Salto y Piedra Sola podrían existir “hasta 1.769 millones de barriles recuperables, lo que implica 5.637 millones de barriles originalmente en el subsuelo (considerando un factor de recuperación estándar de aproximadamente 30%)”. Esto significa el consumo de hidrocarburos por 120 años en el Uruguay, explicó en declaraciones a la prensa el presidente del ente Julio Coya.

Comunicado de Prensa de Ancap anunciando la certificación by Sudestada - Periodismo y transparencia

El comunicado hace un énfasis particular en señalar que se trata de “recursos convencionales”, lo que implicaría que en caso de su descubrimiento y eventual desarrollo que “se utilizarían técnicas de explotación convencionales” que “deberán ser aprobadas por las autoridades ambientales y por ANCAP” y que “no se utilizarían técnicas como por ejemplo el fracturamiento hidráulico masivo”, también conocido como fracking. Sin embargo, el contrato que Ancap firmó con la empresa australiana establece que “las referencias a hidrocarburos en este contrato comprenden también los hidrocarburos no convencionales” (página 8).

El acuerdo establece además que el Contratista asumirá todos los riesgos, costos y responsabilidades, inherentes a las Operaciones Petroleras debiendo aportar a su exclusivo cargo la tecnología, maquinaria, equipos, personal, capitales, y demás inversiones que fuesen necesarias para la exploración del área, como también para el posterior desarrollo y producción de los Yacimientos que eventualmente se descubran y que fuesen declarados comercialmente explotables”. A diferencia de los contratos de prospección, el plazo de duración de los contratos de exploración-explotación será de 30 años con la posibilidad de extenderse por un máximo de 10 años.

En cuanto a la forma de obtener los hidrocarburos en una eventual fase de explotación, el informe indica que “aún no han sido definidos, ya que los mismos dependen de las características propias de cada yacimiento y aún no se ha producido en el Uruguay ningún descubrimiento, comercialmente explotable o no. En caso de producirse el descubrimiento de yacimientos comercialmente explotables de hidrocarburos, el Contratista deberá elaborar un programa de desarrollo y explotación apropiado para el mismo, el cual queda supeditado, por Contrato, a la imprescindible aprobación de ANCAP. Adicionalmente a la aprobación de ANCAP, el Contratista deberá contar con todos los permisos y autorizaciones exigidas por las autoridades competentes antes de iniciar cualquier actividad minera, en particular DINAMA”. Refiriéndose específicamente a la fractura hidráulica se agrega que “aún en el caso hipotético de descubrir un yacimiento no convencional de hidrocarburos, su explotación (incluyendo el fracturamiento hidráulico), desde el punto de vista técnico, sería factible sólo si se dan simultáneamente un conjunto de condiciones que a la fecha aún no han sido comprobadas”.

Contrato de Ancap con Schuepbach Energy by Sudestada - Periodismo y transparencia

Por su parte, los empresarios australianos hacen especial énfasis en los recursos no convencionales. Ya el 9 de julio de 2013, cuando se iniciaban los trabajos de exploración, Petrel dejó claro en la página web Proactive Investors Australia que “Los pozos representan la primer exploración profunda de petróleo en tierra en Uruguay por más de 30 años y la primera que se centra en los objetivos ‘no convencionales’”, o sea los que requieren mecanismos como el fracking para su extracción. Pero por si esto resultara insuficiente para revelar las intenciones de la empresa, en el comunicado publicado el martes 13 a propósito de la certificación el director ejecutivo David Casey vuelve a mencionar la importancia de los potenciales recursos no convencionales existentes en el área. Quizás lo más grave no sea eso, sino que en el comunicado de Ancap se omite la mención que Casey realizó a los recursos no convencionales.

Según ANCAP, Casey dijo lo siguiente: “Las estimaciones de recursos prospectivos aportan una nueva y significante visión del potencial convencional de los contratos por las áreas de Salto y Piedra Sola. Es un resultado muy excitante y eventualmente conservador ya que evidentemente no tiene en cuenta áreas no cubiertas por la sísmica 2D”. Y en una segunda cita agrega: “Aun así, los resultados han superado nuestras expectativas con la sísmica identificando múltiples nuevos y grandes objetivos convencionales, muchos de ellos a profundidades relativamente someras“.

ANCAP omitió la siguiente frase de Casey, que en inglés dice textualmente:
“Given the obvious success of the seismic and corehole programmes which have confirmed an active and previously unknown hydrocarbon system with conventional and unconventional resource potential, SEI (51% PRL) is in an ideal position to begin to consider potential partners to assist with the next stage of exploration and appraisal of Uruguay’s largest onshore concession.”

En español la frase que ANCAP no incluyó en su comunicado quiere decir:
“Dado el evidente éxito de los programas de sísmica y perforaciones que han confirmado un sistema de hidrocarburos activa y previamente desconocido con potencial de recursos convencionales y no convencionales, SEI se encuentra en una posición ideal para empezar a considerar los posibles socios para ayudar con la siguiente etapa de la exploración y evaluación de la concesión en tierra más grande de Uruguay”. Parece bastante evidente que Casey está pensando en posibles socios para los dos tipos de recursos, los convencionales y los no convencionales, y así lo resalta a empresa en su página web.

Comunicado de la empresa Petrel Energy anunciando la certificación by Sudestada - Periodismo y transparencia

En el sitio Petrel explica exhaustivamente cuáles son las características de su emprendimiento en Uruguay: “En octubre de 2012 Petrel adquirió una participación en un proyecto de petróleo convencional y no convencional grande en Uruguay. El proyecto consta de dos concesiones, Piedra Sola y Salto, cubriendo 14.000 kilómetros cuadrados (3,5 millones de acres) que se mantienen en virtud de contratos separados de producción compartida”.

Más adelante, Petrel añade que el proyecto se encuentra en una fase inicial de la evaluación, pero ofrece los ingredientes adecuados para una producción significativa de petróleo en tierra. “Es posible tanto para el petróleo no convencional dentro de las lutitas y aceite en los reservorio convencionales en areniscas subyacentes y suprayacentes”, agrega.

La distinción entre recursos convencionales y no convencionales no es menor, y quizás sea por eso que este último párrafo no aparece en el comunicado de ANCAP. Es que mientras los primeros recurren a mecanismos mayoritariamente aceptados para su extracción, con peligros conocidos hacia el medio ambiente, los no convencionales presentan muchas más incertidumbres y recurren a procedimientos mucho más agresivos con el ambiente. Uno de ellos es el fracturamiento hidráulico (fracking).

No resulta extraño que si existen reservas de hidrocarburos convencionales en Uruguay también hubiera de las no convencionales. De hecho, es probable que estas últimas sean mucho más abundantes, si es que ocurriera lo mismo que pasa en Argentina. En petróleo, las reservas no convencionales del país vecino son seis veces superiores a las convencionales y en gas son 20 veces mayores, según explicó Roberto Monti, ex presidente de la empresa Yacimientos Petrolíferos Argentinos (YPF), en una columna publicada en enero del año pasado. YPF tiene en la mira el desarrollo de la explotación de este tipo de recursos para ampliar la capacidad de generación de energía del país, ya que “Son la llave para asegurar el autoabastecimiento hidrocarburífero del país, por la potencialidad demostrada en otros lugares del mundo”, según sostiene en su página web.

Corre bajo tus pies

La divergencia entre el anuncio de ANCAP y las manifestaciones del director ejecutivo de Petrel renueva la preocupación de los ambientalistas, en particular los que desde hace años tratan de establecer formas de utilización y control para el acuífero Guaraní, cuya ubicación en el territorio uruguayo coincide con las zonas de prospección anunciadas por ANCAP.
Durante años el acuífero Guaraní, principal reserva de agua de la región y una de las más grandes del planeta, fue objeto de los desvelos de los gobiernos del Mercosur. Eso llevó a suscribir un acuerdo entre Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay con el Banco Mundial para llevar adelante el Proyecto para la Protección Ambiental y Desarrollo Sostenible del Sistema Acuífero Guaraní. Su objetivo fue “apoyar a los cuatro países en la elaboración e implementación conjunta de un marco técnico, legal e institucional para el manejo y preservación del Acuífero Guaraní, teniendo en vista las generaciones presentes y futuras”.

El Proyecto se llevó a cabo entre mayo de 2003 y enero de 2009 y se financió con una donación del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF por sus siglas en inglés) y fondos de contrapartida de los cuatro países. La implementación de los fondos estuvo a cargo del Banco Mundial y su ejecución a cargo de la Organización de los Estados Americanos (OEA).



El proyecto terminó con un informe que puede consultarse en distintas páginas web de organismos ambientales de los cuatro países, como el MVOTMA de Uruguay, pero después de eso poco más se supo respecto a medidas concretas adoptadas por los gobiernos en forma conjunta para conservar el recurso. Si bien existe un complejo diseño institucional para la coordinación de acciones entre los cuatro países, en este momento ninguna instancia a nivel del Mercosur es capaz de coordinar los esfuerzos ya que aún no está vigente el acuerdo regional que permite la instalación de los mecanismos de gobernanza en el marco del Tratado de la Cuenca del Plata.

Sudestada consultó al director de Hidrografía del Ministerio de Transporte y Obras Públicas, Jorge Camaño, y al secretario general de Comité Intergubernamental Coordinador de los países de la Cuenca del Plata, el uruguayo José Luis Genta, quienes se negaron a comentar la situación del acuífero. Camaño argumentó que su dirección no tiene nada que ver con el asunto y Genta dijo que debido a la falta de aprobación del tratado por parte de todos los parlamentos del Mercosur no existe una institucionalidad conformada para su control.

Lo que sí existe en Uruguay es la Comisión Acuífero Guaraní, creada el 20 de junio del 2013 en base al decreto 183/013, integrada por organismos públicos, organizaciones no gubernamentales y miembros de la sociedad civil interesados en la protección del medio ambiente. Su objetivo principal es el de crear un plan de Gestión Nacional del Acuífero.

Decreto 183/013 que creó la Comisión Acuífero Guaraní by Sudestada - Periodismo y transparencia

Hasta el momento se han concretado tres sesiones de esta comisión, y está prevista una cuarta en marzo en Rivera. La primera se realizó en noviembre del 2013 con un total de 33 participantes. En ese encuentro se creó un grupo de trabajo integrado por técnicos de OSE, los ministerios de Industria, Energía y Minería (MIEM) y de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente (MVOTMA) para elaborar un borrador de modificación del Decreto 214/2000 que estableció la manera de administrar el acuífero.



La segunda sesión ocurrió el pasado 26 de setiembre en la sede de la Intendencia de Salto (foto), con una participación de 46 miembros. En esa instancia –a la que asistió Sudestada- se plantearon distintas inquietudes por parte de la sociedad civil, entre ellas las carencias de difusión de la información relacionada a las acciones que se toman sobre el Acuífero Guaraní. Como principal referente institucional en la materia, el MVOTMA diseñó un plan que incluye la implementación de comunicados de prensa, materiales impresos y un vínculo más activo y cercano con los medios masivos de comunicación. El proyecto tiene como objetivos principales que la comunidad sepa que actores e instituciones integran y participan en la comisión y a quién acercarse frente a cualquier inquietud.

Además de la mejora en la comunicación se acordó mantener el vínculo con ANCAP y el envío del plan de gestión ambiental junto con el contrato para el otorgamiento de áreas para la exploración y explotación de hidrocarburos en área continental con la empresa Schuepbach Energy a los miembros de la comisión para conocer bajo qué condiciones se realizan las tareas de exploración en busca de hidrocarburos.

Durante la reunión uno de los temas más recurrentes fue el del fracking y la posible implementación en Uruguay. El gerente de exploración y producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana presentó un informe donde explica qué tipos de contratos ha firmado ANCAP con empresas extranjeras interesadas en obtener hidrocarburos en Uruguay.
De acuerdo al informe, la empresa estatal mantiene contratos de prospección y de exploración-explotación. Al momento ANCAP tiene firmado un solo contrato de prospección con la empresa Petrina S.A. El segundo contrato existente con YPF ya no se encuentra vigente.



Los contratos de prospección duran un año con la posibilidad de extenderse un año más. Este acuerdo le otorga al titular el derecho de realizar trabajos de reconocimiento geológico de superficie, procesamiento e interpretación de información existente, sin la posibilidad de realizar perforaciones profundas. Este tipo de contrato no establece términos económicos y le da al titular prioridad para suscribir con ANCAP un Contrato de Exploración-Explotación dentro de los límites del Área, según lo establecido en el Artículo 7, numeral 3 de las Condiciones Generales del Decreto 454/006.

La actividad de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la parte continental del Uruguay está regida por la Ley de Hidrocarburos, el Código de Minería y el Decreto 454/006. Actualmente Existen dos contratos a cargo de la empresa Schuepbach Energy Uruguay SRL y dos con Total E&P Uruguay. Este acuerdo es de producción compartida y establece como condición que ANCAP compartirá la producción obtenida conforme porcentajes acordados previamente. En cuanto a la explotación de hidrocarburos, queda establecido que la totalidad de los hidrocarburos que se encuentren en el Uruguay son propiedad del Estado.

En una de sus interveniones en la Comisión Acuífeero Guaraní, de Santa Ana negó que se vaya a utilizar el fracking para extraer recursos no convencionales, “al menos mientras exista en el cargo. Mañana no existo más y puede haber otro criterio”.



El funcionario de ANCAP insistió además en que las condiciones del suelo no permiten recurrir al fracturamiento hidráulico.



Poco conformes con el argumento durante la reunión se expresaron algunas dudas desde las agrupaciones ambientalistas. Una de ellas fue Anahit Aharonian, representante de la Comisión Nacional en Defensa del Agua y de la Vida, el grupo que impulsó en 2004 la reforma constitucional.



También planteó sus dudas Federico Pecibal, representante del movimiento “Paysandú nuestro”, quien cuestionó las demoras burocráticas de la comisión y consideró inaceptable que la existencia o no del fracking dependa de la permanencia de un funcionario.



Existen documentos oficiales que tampoco descartan el uso del fracking en el país, a pesar de asumir los riesgos ambientales que conlleva, y apenas se plantea un compromiso de “minimizar” sus impactos en el ambiente. Eso está planteado en el informe “Medio Ambiente y Energía en Uruguay. Aspectos de la temática energética desde una visión ambiental”, elaborado en el marco de la consultoría Elaboración de Informe de Medio Ambiente y Energía, acordada entre la Dirección Nacional de Energía (DNE), la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA) y la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) en Uruguay.

En el informe se explica que “según estudios recientes, las reservas mundiales no convencionales de gas (gas de esquisto o shale gas) serían enormes. Estas reservas se encuentran en el gas acumulado en microporos de las llamadas rocas generadoras. Su extracción requiere la inyección de fluido a gran presión (fractura hidráulica o fracking), también utilizada en la extracción de petróleo, tecnologías que pueden costearse con el creciente precio del combustible. Su uso genera una serie de cuestionamientos ambientales, por el elevado consumo de agua necesario y los aspectos derivados del manejo de sustancias químicas. Parte del agua, la arena y los aditivos incorporados se mantiene en la roca y otra parte requiere ser tratada como un efluente, lo que obliga a considerar los potenciales impactos ambientales por escurrimiento superficial y subsuperficial e infiltración a napas, además de las medidas que se requieran en la etapa del abandono de la explotación. Los fluidos utilizados pueden contener sustancias peligrosas, y el efluente, metales pesados y otros contaminantes procedentes del yacimiento, incluido metano disuelto”.

Sin descartar el uso de estos procedimientos, el informe añade en un texto resaltado que “en el marco del desarrollo sostenible, tal como es definido en la Política Energética, los aspectos ambientales de la exploración y explotación de hidrocarburos, con pobre experiencia en el país, deberán ser estudiados y evaluados para minimizar los potenciales impactos ambientales resultantes. Es imperioso contar con análisis de riesgo realizados por un equipo multidisciplinario, con expertos internacionales y nacionales, que permitan determinar las medidas preventivas necesarias, así como las dirigidas a minimizar los impactos que ocurren o puedan ocurrir, y el compromiso de las autoridades responsables para su implementación”.

Militantes del agua

El anuncio de ANCAP generó todavía más preocupación en las organizaciones ambientalistas uruguayas, particularmente por la posible utilización del fracking para la extracción de hidrocarburos no convencionales “Esto no está para nada garantizado en el contrato firmado con estas empresas petroleras. Pero además, esta información contradice lo expresado por las propias empresas extranjeras en sus páginas de Internet”, expresó el grupo Tacuarembó por la Vida y el Agua mediante un comunicado de prensa, en alusión al pronunciamiento de Petrel Energy Limited en 2013.

“La iniciación de la perforaciones y posterior extracción de los hidrocarburos en forma no convencional, utilizando el método del fracking, supone un riesgo altísimo no sólo para nuestra economía y forma de vida, sino que podría incluso afectar la mayor reserva de agua dulce del planeta como lo es el Acuífero Guaraní, tomando en cuenta que la recarga de aguas pluviales se realiza en la zona de Piedra Sola y adyacentes”, señala el comunicado. Y anuncian que seguirán con atención “los anuncios de ANCAP y las empresas extranjeras, socias del ente estatal uruguayo”.

En las zonas fronterizas con Argentina y Brasil se registran movimientos binacionales que impulsan medidas de activismo a fin de vigilar e impedir que prosperen emprendimientos industriales o extractivos que amenacen la conservación del recurso. Sin embargo, existen distintos niveles de participación, de información e incidencia que impiden alcanzar un grado sostenible de influencia en las decisiones.

La importancia de preservar las condiciones ambientales de estas regiones se debe a que son zonas de recarga del Acuífero Guaraní. Esto quiere decir que por las características del suelo en esas regiones se permite el ingreso de aguas superficiales a la reserva subterránea. Cualquier tipo de contaminación que se produzca en el suelo impactaría directa y negativamente sobre el acuífero provocando daños irreversibles.

Ricardo Giorello es miembro activo de la Comisión desde sus inicios y ha investigado el estado del bloque Rivera-Santana do Livramento, donde se ubica uno de los proyectos piloto que se conformaron para monitorear el uso del recurso (los otros proyectos son los de Salto-Concordia, Riberao Preto en Brasil y el de Itapúa en Paraguay). Este bloque representa una de las zonas de recarga del acuífero, es decir, donde las primeras capas compuestas de basalto y arena son delgadas y permeables, permitiendo la filtración de aguas superficiales. Su capacidad de recambio es de 1200 km3.

Giorello informó a Sudestada que la falta de saneamiento fue uno de los principales agentes contaminantes de la zona de recarga años atrás. Sólo un 20% del territorio, que concentra una población de 20.000 habitantes y casi un millón de visitantes al año contaba con ese servicio. Actualmente el porcentaje se ha elevado a un 80%. En el departamento de Rivera se encuentra la ciudad de Tranqueras, otra zona de recarga del acuífero, donde ya se llegó a casi un 100% del territorio con saneamiento.

Respecto al bloque Salto-Concordia no se han registrado avances notorios en la investigación de las condiciones del suelo y del agua. La desinformación que existe entre los habitantes sobre este tema, sumado al conocimiento de las consecuencias nocivas que genera la exploración sísmica y la explotación de hidrocarburos en la tierra y en el agua del Acuífero provocó que el pasado 2 de agosto ambientalistas frenaran camiones que transportaban desde Argentina máquinas para la exploración sísmica de hidrocarburos en la zona de Pepe Nuñez.

¿Cómo funciona el fracking?

1. Grandes volúmenes de agua se retiran de las aguas subterráneas y de la superficie para usarlos en el proceso de fracturación hidráulica.

2. Una vez almacenada, el agua se combina con aditivos químicos y agentes de sostén.

3. El fluido de fracturación hidráulica presurizado se inyecta en el pozo. La creación de grietas en la formación geológica permite que el petróleo o el gas escape a través del pozo para ser recogido en la superficie.

4. Cuando se libera la presión en el pozo el agua de formación, el petróleo y el gas natural comienzan a fluir de regreso hacia el pozo. Esta combinación de líquidos, que contiene aditivos químicos y sustancias naturales, se debe almacenar en tanques o pozos antes del tratamiento, reciclado o eliminación.

5. El agua residual es tratada de diversas maneras, incluyendo su eliminación, el reciclaje (con o sin tratamiento) o su uso en futuras operaciones de fracturamiento hidráulico.

Información original: United States Environmental Protection Agency

El informe de Ancap a la Comisión

Informe de Ancap a la Comisión Acuífero Guaraní by Sudestada - Periodismo y transparencia

El Plan de Gestión Ambiental de Ancap y Schuepbach Energy

Plan de Gestion Ambiental de ANCAP y Schuepbach Energy by Sudestada - Periodismo y transparencia