Hidrocarburos extremos en Sudamérica. Un acercamiento a los casos de Vaca Muerta y el Pré-sal

Jonatan Nuñez1 

Introducción

Desde mediados del siglo XIX hasta nuestros días cada avance en los procesos de producción se relacionó de forma intrínseca con la disponibilidad de energía abundante (Allen, 2011). Primero el carbón, luego el petróleo y sus derivados, después la energía nuclear y finalmente las renovables no convencionales, ciertamente la agenda de la mayoría de los países económicamente desarrollados o “en vías de desarrollo” ha poseído y posee un acápite destacado para lo que respecta al acceso y la ampliación de fuentes energéticas (Overland, 2014). 

Sin embargo, en la actualidad estos esquemas de desarrollo basados en lógicas energívoras se ven amenazados por una serie de limitaciones estructurales que siembran un manto de dudas en torno a su sustentabilidad de mediano e incluso de corto plazo.

En buena medida ello se relaciona con la presente composición de la matriz de consumo energético global, anclada en los combustibles fósiles. En efecto, según British Petroleum (2019), en 2018 la energía utilizada a nivel mundial provino en un 85% de combustibles fósiles (34% del petróleo, 27% del carbón y 24% del gas natural), un 7%  de la hidroelectricidad, 4% de centrales nucleares y tan solo un 4% se generó a través de fuentes renovables no convencionales como la solar, eólica y la mareomotriz, entre otras. 

Pese a ello, lo complejo de esa gramática centrada primordialmente en los hidrocarburos no se comprende si no se la conjuga con tres elementos yuxtapuestos. En primer lugar, el carácter contaminante de los combustibles fósiles, fuertes emisores de gases de efecto invernadero (GEI). Pese a la vigencia de entendimientos de cooperación para luchar contra la crisis climática como el Acuerdo de París de 2015, el comportamiento de las principales potencias en cuanto a la generación de sustancias perniciosas para la biósfera hace dudar de su real compromiso en la materia. Somera muestra de ello puede verse en el aumento de emisiones de dióxido de carbono que entre 2017 y 2018 experimentaron grandes economías como la República Popular China (2,2%), Estados Unidos (2,6%) y la India (7%) (British Petroleum, 2019). 

En segundo lugar, este panorama se ve complejizado por la creciente disputa que en la actualidad reviste el acceso a estos recursos. De acuerdo a la International Energy Agency (IEA) y British Petroleum, hacia 2018 Estados Unidos era el principal consumidor global de petróleo y gas (20 millones de barriles diarios y 739.500 millones de m3 anuales, respectivamente) y el tercero en lo que respecta al carbón (317 millones de toneladas equivalentes). China, por su parte, era el tercer consumidor de petróleo (13,5 millones de barriles diarios), el cuarto de gas natural (240.400 millones de m3 anuales) y el primero de carbón por amplio margen (1.906 millones de toneladas equivalentes). Finalmente, la Unión Europea (UE) considerada como conjunto, se ubicaba en entre los principales quemadores de combustibles fósiles, siendo el segundo consumidor de petróleo y gas (15 millones de barriles diarios y 466.800 millones de m3 anuales, respectivamente) y ocupaba lugares destacados en lo que hace al carbón (Alemania fue el principal quemador de la UE durante el período con 66,4 millones de toneladas equivalentes) (British Petroleum, 2019; IEA, 2019). 

El tercer condicionante, que muestra con elocuencia delicadeza de la situación energética y por extensión climática global, se visibiliza cuando se contrasta la sostenida dependencia del consumo de hidrocarburos con el progresivo agotamiento y la creciente dificultad de recuperación de los mismos. Si bien existen discrepancias en torno si se traspasó o no el umbral del petróleo (peak oil), lo cierto es que hay evidencia de que la época del llamado “petróleo fácil” ha quedado atrás y que, en cierta medida, la sociedad fósil se estaría enfrascando en una suerte de “carrera por lo que queda” (Klare, 2012). Muestra de ello puede verse en el avance sobre recursos convencionales de difícil recuperación como los alojados en aguas profundas o ultraprofundas, las prospecciones sobre el Ártico o el involucramiento de un creciente número de empresas en la explotación de hidrocarburos no convencionales tales como el shale oil/gas, el tight oil/gas, tar sands, coalbed methane, entre otros, todos los cuales requieren de técnicas de alto impacto ambiental como el fracking.

En ese marco, debe señalarse que en Sudamérica se ven reflejos de estas dinámicas generales de avance sobre los límites de la frontera hidrocarburífera. Por su presente nivel de desarrollo, los ejemplos más elocuentes de ello quizás sean la explotación de los recursos no convencionales de la formación geológica Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina de Argentina, y de los depósitos de aguas profundas y ultraprofundas del Pré-sal, en el litoral de Brasil. 

Aunque con trayectorias dispares, desde la confirmación de la magnitud de sus depósitos (2010 en el caso de Vaca Muerta y 2007 para el Pré-sal) ambos reservorios fueron señalados por los distintos gobiernos de sus países como una vía destacada para la consecución de postergados avances socioeconómicos sintetizados bajo la premisa del “desarrollo”. Sin embargo, en torno a la factibilidad de estos emprendimientos existe una serie de dudas tales como los potenciales perjuicios socioecológicos de su explotación, su dependencia de altos precios internacionales de referencia y las grandes dimensiones de los capitales que necesitan involucrarse para la recuperación de estos recursos.  

En este texto llevaremos adelante un análisis inicial en torno a la trayectoria histórica reciente, los desafíos técnicos, la composición nacional y los resultados del accionar de los grupos empresarios involucrados en Vaca Muerta y el Pré-sal. Nuestra hipótesis principal es que tanto en Argentina y Brasil pueden verse, a escala, ecos de las problemáticas globales que envuelven a los combustibles fósiles en la actualidad. Además de esta sección, el texto tendrá otra en la cual desarrollaremos los problemas mencionados y una última en la cual volcaremos algunos comentarios a modo de conclusión. 

Trayectoria histórica, composición empresaria y conflictos socioecológicos en Vaca Muerta y el Pré-sal 

Pensar en emprendimientos como Vaca Muerta y el Pré-sal exige colocarse en el contexto del fin de los hidrocarburos “fáciles” (Lahoud, 2015), o en el marco de lo que algunos analistas han denominado como “energías extremas” (Klare, 2012). Dicho concepto hace referencia a los mayores riesgos ambientales, sociales y laborales en los cuales se embarcan las compañías que deciden operar en la recuperación de petróleo y gas de este tipo de reservorios, los cuales implican técnicas de explotación de frontera tales como el fracking y el desarrollo de plataformas offshore en aguas de gran profundidad. 

Una caracterización geográfica de ambos espacios ayuda a comprender las complejidades para su explotación. Situada en la Cuenca Neuquina, al sudoeste de Argentina, la formación geológica Vaca Muerta tiene una superficie de 30 mil kilómetros cuadrados concentrados mayoritariamente en la provincia de Neuquén, pero con extensiones en las provincias de La Pampa, Mendoza y Río Negro. Lo que diferencia a los recursos de sus profundidades de otros es que los mismos se encuentran atrapados en rocas cuyos bajos niveles de permeabilidad inhabilitan la posibilidad de que sean extraídos por métodos convencionales. Es allí en donde entra en juego el método denominado como fracking o fractura hidráulica. El mismo consiste en la inyección al subsuelo de agua, arenas especiales y una combinación de químicos a altísimas presiones, lo cual literalmente pulveriza la roca subterránea en millones de pequeños trozos liberando así al gas y el petróleo atrapados en sus pequeñísimos poros. Los pozos destinados a formaciones geológicas de este tipo suelen comenzar con una perforación de tipo vertical como en las explotaciones de tipo tradicional, pero toman una forma horizontal o diagonal cuando se alcanza la profundidad establecida por las prospecciones para la roca madre que contiene los hidrocarburos, siendo esto así porque que se la considera como la manera más eficaz en términos de rendimiento para explotar la reserva (Bertinat et al., 2014). 

A pesar de esta dificultad técnica, la magnitud de los recursos presuntos de la formación resultaban muy tentadores como para descartar un horizonte de explotación. En efecto, hacia 2013 la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) estimó que de la formación geológica argentina Vaca Muerta podrían recuperarse unos 308 trillones de pies cúbicos de gas (TCF, según sus siglas en inglés) y unos 16,2 miles de millones de barriles de petróleo, lo cual colocaría a la Argentina en el cuarto lugar del ranking de países con mayor cantidad de shale oil (tras Rusia, Estados Unidos y China) y en el segundo de shale gas (solo por detrás de China) (EIA, 2013). 

Por su parte, el Pré-sal es una franja de forma poligonal de unos 800 kilómetros de largo que se extiende sobre el litoral marítimo brasilero, desde Espírito Santo hasta Santa Catarina, con una distancia promedio de la costa de 300 kilómetros. Recibe su nombre debido a que el petróleo y el gas de la formación se aloja bajo una gruesa capa de sal cuya profundidad en algunos sectores supera los 7.000 metros desde el nivel del mar. Es de señalarse que estos recursos no solo se encuentran a honduras insólitas que obligan a desplegar en torno a ellos ingenierías de frontera, sino que además se encuentran acompañados por presiones, mareas y vientos igualmente extremos. Sea como fuese, en igual sentido que Vaca Muerta, los diferentes descubrimientos que se fueron dando en el área del Pré-sal han sido catalogados por algunos especialistas como de los más importantes del presente milenio, y hay quienes consideran que de ellos podrían llegar a recuperarse magnitudes de petróleo y gas natural tan abundantes que colocarían a las reservas de Brasil cerca de las de potencias del sector como Arabia Saudita y Venezuela (Sauer, 2016). En ese marco, la posibilidad de su explotación jamás fue puesta en duda por las autoridades políticas del país. 

En lo que hace al momento histórico en el cual se dieron los descubrimientos, no resulta ocioso señalar que la confirmación de la magnitud de las reservas de petróleo y gas natural de Vaca Muerta llegó en un momento crítico para la matriz energética argentina. Ello se debía a la coincidencia que para aquel entonces se registraba entre el aumento de la demanda de electricidad y la declinante capacidad de generación del sistema. Si bien este último punto tiene múltiples aristas explicativas, en buena medida puede ser entendido como uno de los resultados de las transformaciones en clave neoliberal que sufrió el sector durante la década de 1990, período en el cual se apostó por la creación de centrales termoeléctricas sustentadas en gas natural (en ese momento, relativamente barato y abundante) en simultáneo que se privatizaba la extracción de hidrocarburos. Pese a que en una primera instancia las empresas concesionarias aumentaron los guarismos de extracción de hidrocarburos, la lógica subyacente de su estrategia propició un estrangulamiento estructural en el mediano plazo, debido a que su accionar tendió a sobreexplotar los pozos puestos en producción durante el previo período estatal sin avanzar en planes de exploración de nuevos yacimientos para reemplazarlos cuando se agotasen. Todo esto redundó en un declive de la disponibilidad de petróleo y gas hacia comienzos del 2000, lo cual por extensión comprometió las posibilidades de suplir la expansiva demanda eléctrica que se abrió en esa década (Serrani y Barrera, 2018). 

En función de afrontar este panorama, los primeros gobiernos kirchneristas (2003-2011) elaboraron múltiples programas de incentivos a la extracción de hidrocarburos con resultados dispares que apuntaron a evitar el colapso del sistema sin alterar sus lógicas subyacentes (López Crespo et al., 2017). Sin embargo, el ingreso de Vaca Muerta en escena cambiaría la estrategia, como demuestra la reestatización parcial de YPF por medio de la Ley 26.741, denominada como “Ley de Soberanía Hidrocarburífera”, sancionada y promulgada en mayo de 2012. A fin de conseguir el autoabastecimiento, la norma proponía la creación de un Consejo Federal y, en simultáneo, la expropiación del 51% de las acciones de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. Su primer artículo declaraba de interés público el avance en la exploración, explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos en pos de conseguir el autoabastecimiento energético y de generar excedentes que se dedicarían al “desarrollo económico con equidad social”. A esos fines, su 3° artículo determinaba los principios de la política hidrocarburífera que tendría a futuro el país y el énfasis en Vaca Muerta. Ello podía verse en su inciso c, el cual declaraba perseguir “La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales”.

En igual sentido iba el Decreto 929/2013, por medio del cual se creó el “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación Hidrocarburos”. Con particular énfasis en los recursos no convencionales, la reglamentación estableció una serie de garantías para las empresas que proyectasen desembolsar más de U$S 1000 millones en lapsos menores a cinco años. Los beneficios consistían en el acceso a regímenes tributarios preferenciales con aranceles del 0% en las alícuotas a la exportación luego del quinto año de radicación y el acceso especial al mercado de divisas oficial, en aquel entonces limitado por el llamado “cepo cambiario”2 , entre otros tratamientos especiales.

Si bien estas normativas tuvieron resultados inicialmente promisorios en sus objetivos, tal como demuestra la asociación de YPF con la estadounidense Chevron por más de U$S 16.000 millones en julio de 2013 (YPF, 2013), la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos comenzada a mediados de 2014 ralentizó el arribo de inversiones en Vaca Muerta3 , cuyo desarrollo a pleno potencial se estima que requiere del desembolso de al menos U$S 250 mil millones (Abraham, 2014). Sin embargo, esa coyuntura de menores cotizaciones de referencia del petróleo no inhibió los ingresos de la petrolera francesa Total en 2014, de la angloholandesa Shell en 2015 y de la estadounidense ExxonMobil en 2016. Asimismo, a partir de 2016 también comenzaron a operar sobre los no convencionales de la Cuenca Neuquina compañías de capitales mixtos como Pan American Energy, cuyo paquete accionario se divide en partes iguales entre Bridas (argentina con participación menor de la china CNOOC) y British Petroleum (Secretaría de Planeamiento Energético, 2018). 

Hacia el último trimestre de 2019, en Vaca Muerta existían 36 concesiones no convencionales y 18 permisos de exploración otorgados distribuidos entre 20 empresas. Ellas eran encabezadas por YPF con 23 áreas y permisos en un territorio de unos 3.943,3 km.2, la mayoría de los cuales eran operados en colaboración en partes iguales con Chevron. La petrolera argentina era seguida por PAE (8 áreas y permisos en unos 1747 km.2), por Total (8 áreas y permisos en unos 1.500 km.2), por la subsidiaria del Grupo Techint, Tecpetrol, (4 áreas y permisos desplegada en 547,5 km.2), por Shell (6 áreas y permisos en unos  596 km.2), la compañía del ex presidente de YPF Miguel Galuccio, Vista Oil & Gas (3 áreas y permisos desplegada en 542,2 km2) y por ExxonMobil (7 áreas y permisos desplegadas en unos 1.284 km2). Asimismo, también se registran participaciones por menores montos o brindando servicios logístico de la china Sinopec, Petrolera El Trébol (filial de la británica Phoenix Global Resources), la canadiense Madalena Energy, la estadounidense Dow Chemical Company, la alemana Wintershall DEA, la multinacional de origen francés Schlumberger y la noruega Equinor (Terzaghi y Del Pozzi, 2019). 

Según el balance de gestión de la Secretaría de Gobierno de Energía (2019: 78-80), hacia diciembre de 2019 Vaca Muerta contaba con 2.541 pozos terminados de explotación no convencional, de los cuales 1.169 correspondían a shale oil/gas y 1.345 a tight oil/gas, con un promedio de 542 fracturas mensuales, en mayor medida propiciadas por YPF. Si bien ello no redundó en un aumento de la producción de petróleo entre 2011 y 2019 (de hecho se redujo de 32.102.278,62 m3 a 29.787.512,41 m3) sí significó un crecimiento en la presencia de no convencionales, los cuales pasaron de representar el 0,28% del total extraído en 2011 al 19,20% en 2019.4 El gas natural, por su parte, sí experimentó un crecimiento en su cantidad absoluta en este período, pasando de 45.533.245,51 Mm3 en 2011 a 49.370.833,52 Mm3 en 2019. Sin embargo, en ese punto lo que más resalta es la presencia que ganaron los no convencionales en la extracción gasífera, puesto que saltaron de representar un 3,55% del total en 2011 a un 41,49% en 2019.5

Con una matriz energética sustentada en buena medida por centrales hidroeléctricas, las urgencias de Brasil para ensanchar su caudal hidrocarburífero no radicaban tanto en suplir su demanda interna inmediata, sino más bien en ambiciones geopolíticas de larga data. Históricamente dependiente de las importaciones de gas y petróleo, el país se embarcó en la década de 1970 en el aumento de la producción energética mediante fuentes alternativas, principalmente a través de la construcción de represas y el desarrollo de combustibles de base orgánica como el bioetanol. Sin embargo, el proyecto de alcanzar el autoabastecimiento fósil no fue abandonado por parte de los decisores políticos brasileros y desde el 2000, en los últimos años de la presidencia de Fernando Henrique Cardoso (1995-2003), Petrobras avanzó en un plan de exploración sobre las aguas de la Cuenca de Santos, frente a las costas de Río de Janeiro. Los primeros resultados de este trabajo de prospectiva llegaron en 2003, cuando se encontraron indicios de la presencia de petróleo en aguas profundas. Frente a ello, el presidente Luíz Inácio Lula da Silva (2003-2011) ordenó intensificar las labores de pesquisa en ese sector, lo cual tuvo por resultado el hallazgo en 2007 de los depósitos del sector del polígono marítimo por entonces llamado Campo de Tupi, el cual pasaría a denominarse como Campo de Lula a partir de 2010 (Martinez y Colacios, 2016). 

A ese descubrimiento, del cual se estimaba que podrían extraerse entre 5 y 8 mil millones de BEP, le siguieron otros predominantemente ubicados en la Cuenca de Santos, de cuya sumatoria las estimaciones más optimistas señalan que podrían recuperarse hasta 176 mil millones de BEP (Junger et al., 2019). Sin embargo, los proyectos de explotar estos recursos  en clave neodesarrollista como decía pretender el gobernante Partido dos Trabalhadores tenían como condicionantes a los marcos normativos heredados de la década anterior, en particular a la Lei 9.478/97. La norma había privatizado parcialmente a Petrobras, restándole competencias en lo que hace no solo a la exploración de nuevos depósitos, sino también en la producción, refinamiento y transporte de combustible en todo el territorio brasilero. 

De las discusiones surgidas de estas limitaciones para una explotación soberana del Pré-sal por parte de Petrobras fue que en diciembre de 2010 se sancionó la Lei 12.351. Ella establecía un sistema de licitaciones conocido como regime de partilha, en el cual Petrobras sería la operadora única de los campos del Pré-sal y, en el caso de utilizar su potestad de ceder sus derechos a terceros, debía participar en al menos un 30% de las exploraciones, evaluaciones, desarrollo y producción. En simultáneo, la norma también establecía la creación de un Fondo Social regenteado por Petrobras en donde, en su calidad de empresa estatal, decidiría cómo reinvertir el excedente surgido de las futuras concesiones de distintos sectores del Pré-sal.

En 2013 se produjo la primera licitación sobre el sector conocido como Campo de Libra. En ella, la Agência Nacional do Petróleo (ANP) afirmó haber recibido consultas de al menos cuarenta empresas interesadas en participar de la concesión, entre las cuales se hallaban las estadounidenses ExxonMobil y Chevron y las británicas British Petroleum y BG. Sin embargo, la licitación fue otorgada a una oferta hecha por una sociedad conformada por Petrobras, la angloholandesa Shell y las chinas CNPC y CNOOC como socias minoritarias. 

Pese a este comienzo promisorio para el sistema de concesiones, la profunda crisis política abierta en Brasil a partir de 2014 con el inicio de las investigaciones judiciales denominadas como Operação Lava Jato, generó que tanto en ese año como en el siguiente no se realizaran nuevas licitaciones, en buena medida como producto de las sospechas de corrupción que pesaban sobre algunos altos funcionarios de Petrobras (Junger et al., 2019).

En 2016 no mejoraría el panorama político brasilero, y en agosto de ese año la presidenta Dilma Rousseff (2011-2016) sería destituida como resultado de un juicio político en su contra. Tan solo 90 días de ese hecho, el ex vicepresidente y ahora presidente interino Michel Temer (2016-2019) presentaría un proyecto legislativo para la reformulación marcos regulatorios para la explotación del Pré-sal, el cual se convertiría en la Lei 13.365/2016. La principal innovación de la norma era que colocaba en condición de opcional la participación de Petrobras como operadora en las próximas licitaciones sobre los recursos de aguas profundas, lo cual eliminaba la obligación legal de su participación en al menos el 30% de los movimientos de nuevos emprendimientos. En los hechos, el espíritu de la ley retrotraía la posición de la petrolera estatal incluso por detrás de lo establecido por la Lei 9.478/97 y tenía en sus bases un claro sesgo liberalizador de las actividades en el Pré-sal (Campello, 2018).

Hacia diciembre de 2016 el gobierno de Michel Temer estableció las directrices para la segunda ronda de licitaciones, la cual finalmente se lanzó en simultáneo con la tercera en octubre de 2017 y tuvo como principales adjudicatarios a Petrobras, Shell y British Petroleum seguidos por un variado contingente de empresas tales como las chinas CNODC, CNOOP y Sinopec (en sociedad con la española Repsol), la francesa Total, ExxonMobil, la noruega Statoil y la portuguesa Petrogal.6

En la cuarta y quinta ronda de licitaciones (llevadas a cabo en junio y septiembre de 2018, respectivamente) se recaudaron primero R$ 3,15 mil millones y luego R$ 6,82 mil millones y se consolidó el carácter extranjero de los adjudicatarios, puesto que al retraimiento relativo de Petrobras lo acompañó el avance de Shell, British Petroleum, Exxonmobil y Chevron, acompañadas por Equinor (nuevo nombre de Statoil), CNOOC y CNODC, Petrogal. Asimismo, también se registró la aparición entre los adjudicatarios de la colombiana Ecopetrol y QPI Brasil, subsidiaria de la estatal Qatar Petroleum.7

La sexta y última de las licitaciones realizadas hasta el momento se produjo en noviembre de 2019 y fue conocida como megaleilão (megalicitación) debido a los montos que en ella esperaba recibir el gobierno ahora encabezado por Jair Bolsonaro (2019-). Pese a las expectativas, los resultados de la ronda fueron decepcionantes debido a que de los cuatro campos puestos en disponibilidad tan solo dos fueron concesionados (Búzios e Itapu), quedando los otros dos sin ofertas (Sépia y Atapu). Esa falta de interés por parte de las empresas petroleras internacionales repercutió en el monto recaudado, el cual fue de unos R$ 69,9 mil millones, lejos de los R$ 106,5 mil millones previstos originalmente. Asimismo, debe señalarse que existió el riesgo de que todos campos quedasen vacíos de ofertas, lo cual se evitó con la presencia forzada de Petrobras que se hizo con el 100% de Itapu y el 90% de Búzios, cuyo 10% restante fue compartido en partes iguales por CNOOC y CNODC (Brandalise y Barifouse, 2019).

Llegados a este punto, debe señalarse que tanto en términos relativos como absolutos la puesta en marcha Pré-sal significó un salto cualitativo para la extracción de hidrocarburos en Brasil. Los guarismos de recuperación en el polígono tuvieron una expansión de casi 37 veces en menos de una década, pasando de extraer 41 mil BEP en 2010 a 1,5 millones de BEP en 2018. Asimismo, el aumento de la cantidad de exploraciones generó un ascenso en la curva de aprendizaje en la perforación de nuevos pozos, cuyo tiempo medio de construcción pasó de 310 días en 2010 a 127 días en 2018. En igual sentido, otro dato destacado fue la mejora en la eficiencia de los pozos medida por cantidad de recursos recuperados, lo cual se demuestra en que en 1984 se precisaban de 4.108 pozos de aguas no profundas (Pós-sal) para recuperar 500 mil de BEP por día y en 2018 se explotaron solo 77 pozos en el Pré-sal para extraer el triple de cantidad.8

Todo esto redundó en que hacia abril de 2020, el Pré-sal explicase cerca del 70% de la producción nacional de hidrocarburos de Brasil, representando casi 2,6 millones de BEP diarios.9

A modo de conclusión

Como se observó en el presente texto, el panorama energético global se encuentra atravesado por dificultades de magnitud resultantes de la confluencia de factores tales como el cambio climático al cual contribuyen los combustibles fósiles y el avance sobre depósitos de difícil acceso y mayores riesgos sociecológicos como los convencionales de aguas profundas del Pré-sal y los no convencionales de Vaca Muerta. Como también vimos, pese a esas dificultades estructurales, las políticas públicas de sus países tendieron a insistir en su explotación en nombre del autoabastecimiento y el desarrollo. 

Sin embargo, sentar las bases de estrategias de desarrollo en torno a los recursos naturales recubre de riesgos y potenciales trayectorias truncas, tal como lo demuestran innumerables ejemplos de la propia historia de la región. En buena medida, la depresión económica mundial propiciada por la pandemia del COVID-19 parece venir a reforzar los argumentos que señalan la fragilidad que revisten las estructuras económicas principalmente ancladas en la exportación de commodities. Muestra de ello puede observarse en el hundimiento de los precios internacionales de referencia del petróleo hasta extremos desconocidos, tal como sucedió con el West Texas Intermediate (WTI) el 21 de abril de 2020, el cual llegó a cotizar a –U$S 37,63. 

Pese a que las valorizaciones internacionales progresivamente se recompusieron desde esa fecha, y acercaron la cotización internacional a precios más parecidos a los que los emprendimientos estudiados precisan para ser de “equilibrio”, encontramos que análisis de corte estrictamente economicistas son limitados y no dan cuenta de las reales implicancias de estas apuestas. Muestra de ello puede notarse cuando se piensa en los padecimientos de las poblaciones que habitan y se reproducen en los territorios, algunas veces desde fechas milenarias, tales como la represión y expulsión de comunidades mapuches en Neuquén o la criminalización de los pescadores de Espírito Santo aledaños a los puertos de amarre y refinamiento petrolero, por solo citar algunos casos. En igual línea se coloca la generación poco fiscalizada por parte de los Estados de “pasivos ambientales”, como lo son la liberación de gas metano y el aumento de la actividad sísmica en las zonas en las cuales se aplica el fracking o el riesgo latente de un desastre ecológico que recubre la operación en las profundidades que acompañan al Pré-sal.

En suma, considerando las múltiples inconsistencias que exhibe el patrón energético fósil, cuyo rasgo más urgente es indudablemente su contribución al calentamiento global, quizás los decisores de políticas públicas de nuestra región se encuentren en estos momentos pandémicos de cara a una singular oportunidad para reflexionar en torno a lo imprescindible de impulsar una transición energética. Una transición que debería tener por aspiración no solo abrevar en la generación por medio de fuentes limpias y renovables, sino sobre todo en avanzar en lógicas de funcionamiento sistémico más justas e inclusivas para los pueblos, las cuales contengan como basamentos las preguntas: energía para qué y en beneficio de quién.   

Referencias

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Legislación consultada

Argentina 

Ley 26.741/2012

Decreto 929/2013

Brasil

Lei 9.478/1997

Lei 12.351/2010

Lei 13.365/2016

  1. IEALC-FSOC-UBA/CONICET

    jonatan.a.nunez@gmail.com []

  2. Se denominó como “cepo cambiario” a las restricciones a la compra de dólares que estableció Cristina Fernández de Kirchner en octubre de 2011 en el marco de una “corrida” contra el peso. La medida, progresivamente endurecida, duraría hasta el final de su segundo mandato, en diciembre de 2015.  []
  3. Desde julio de 2014 a enero de 2015, el barril de petróleo Brent redujo en cerca del 45% su precio, pasando de cotizar a casi U$S 107 a unos U$S 48. []
  4. Datos tomados de https://www.argentina.gob.ar/produccion/energia/planeamiento-energetico/panel-de-indicadores/produccion-petroleo-conv-y-no-conv []
  5.  Datos tomados de https://www.argentina.gob.ar/produccion/energia/planeamiento-energetico/panel-de-indicadores/prod-gas-conv-y-no-conv []
  6.  Datos tomados de http://rodadas.anp.gov.br/pt/partilha-de-producao/2-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/pagina-especial-2-e-3-rodadas-do-pre-sal []
  7. Datos tomados de https://www.presalpetroleo.gov.br/ppsa/contratos-de-partilha-e-unitizacao/contratos-de-partilha []
  8. Datos tomados de https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal/ []
  9. Datos tomados de http://www.anp.gov.br/noticias/5779-pre-sal-ja-responde-por-quase-70-da-producao-nacional []

OpenEdition le sugiere que cite este post de la siguiente manera:
vaguiar (16 de noviembre de 2020). Hidrocarburos extremos en Sudamérica. Un acercamiento a los casos de Vaca Muerta y el Pré-sal. JDFL. Recuperado 17 de julio de 2024 de https://doi.org/10.58079/qk0j