Es muy relevante. De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (IEA), aproximadamente el 30% de los hidrocarburos producidos en el mundo provienen de generación offshore.

La explotación de hidrocarburos offshore es la que menor cantidad de kg de dióxido de carbono (CO2) emite por barril de petróleo equivalente entre las distintas formas de extracción de hidrocarburos que existen (para más información ver punto 6.2.).

Son más de 50 los países que producen hidrocarburos en el mar.

Los diez países más destacados por producción offshore son, en orden:

Los diez países más destacados por producción offshore (en orden).

En la gran mayoría de los casos, ha sido una fuente de puestos de trabajo e ingresos para los países, y se desarrolló de manera complementaria y sin ningún tipo de conflictos con otros sectores, como la pesca o el turismo. Se mencionan algunos ejemplos:

Brasil

En el caso de Brasil, gracias a la explotación offshore, realizada en gran parte por la firma Petrobras, el país vecino ya es el tercer productor petrolero de América detrás de Estados Unidos y Canadá y el primero en offshore. Las principales cuencas offshore, tanto en el sur como en el norte del país, se desarrollan en paralelo con la actividad turística costera, con varios de los principales centros turísticos playeros ubicados en la cercanía de explotaciones hidrocarburíferas. Se destacan, además de la costa de Río de Janeiro, el litoral del estado de San Pablo, así como varias de los principales destinos turísticos del nordeste: Maceió, Recife y Fortaleza, entre otros. Sus plataformas de petróleo offshore activas se encuentran dentro de los 100 y 290km de distancia de la costa.
(Para más información ver punto 1.5.)

Noruega

Noruega es un caso de éxito a nivel internacional de desarrollo económico y social a partir de la explotación de hidrocarburos. En pocas décadas pasó de ser una de las economías de menores ingresos entre los países escandinavos a ser uno de los países más ricos del mundo. Equinor, hasta 2018 llamada Statoil, es la empresa de energía controlada por el Estado noruego que ha liderado el desarrollo del petróleo offshore en Noruega. Esto se dio desde la década del ‘70, y desde entonces la actividad ha coexistido sin tensiones con la pesca y la acuicultura, que componen el segundo complejo exportador del país, por detrás de los hidrocarburos. Los principales yacimientos offshore de Noruega están a una distancia que va entre 65km y 320km de las costas, una distancia menor a la que se estipula para el Mar Argentino (300km de las costas en promedio).

Qatar

Qatar es el país más rico del mundo en PBI per cápita. Su riqueza se debe a que el país es exportador gasífero, dueño de la tercera reserva mundial probada de gas natural, el 14% del total mundial. La explotación se realiza en el área marítima adyacente a sus costas, donde también existe desarrollo petrolero. El gobierno qatarí promueve la actividad turística de lujo, con importantes desarrollos hoteleros en torno a su capital y más de 500 km de costa. Sus playas son uno de los principales atractivos del país, a la par de la arquitectura ultramoderna. El turismo es uno de los principales sectores a los que el país apuesta para diversificar la economía y es considerado complementario con la actividad hidrocarburífera. Las actividades offshore están a aproximadamente 80 kms de la costa.

Canadá

Canadá desde hace varios años viene desarrollando su actividad petrolera en el offshore. Particularmente en la isla Terranova y Labrador, donde esta práctica benefició considerablemente la actividad de otros sectores como la construcción, el turismo, la pesca y manufactura. Esta actividad significó un gran aumento en la economía de la región. Las plataformas de petróleo offshore en este caso se encuentran a unos 350km de la costa.

Escocia

En las Islas Shetland la actividad petrolífera offshore lejos de traerle efectos negativos al turismo, le trajo beneficios, pero no sólo al turismo sino a la actividad de la isla en general.

En primer lugar, desde que comenzó la actividad en el offshore, el impacto más directo fue para los operadores hoteleros que venían acostumbrados a una fuerte demanda únicamente en temporada de verano (vacacional y muy esporádica) y pasaron a prestar servicio todo el año a las empresas petroleras que trabajaban en la zona. Se produjeron amplios beneficios económicos en consecuencia de eso. En segundo lugar, la demanda de personal aumentó significativamente, principalmente en bares y restaurantes que pasaron a tener demanda constantemente.

Otros impactos indirectos se generaron en áreas relacionadas con el turismo como obras de instalaciones para entretenimiento, gastronomía y alquileres de vehículos.

Desde 1980 hasta el 2017 existió una plataforma “Beatrice Oil Field” ubicada a unos 24km de la costa, la cual se podía ver desde tierra firme.

Países del Mar Mediterráneo

El desarrollo gasífero offshore podría ser una fuente significativa de ingresos para varios países costeros en el Mediterráneo oriental. Grecia, Israel, Chipre, Egipto, Turquía y Líbano han asignado permisos de exploración y explotación gasífera en el área.

En todos los casos, la costa mediterránea es una fuente importante de explotación turística para los países, y son numerosos los ejemplos de exploraciones autorizadas con cercanía a la costa menor a las propuestas en las costas bonaerenses. En particular, Israel, el estado con mayores ingresos per cápita y desarrollo tecnológico de esa región, mantiene en explotación diversos campos en las cercanías de ciudades balnearias como Tel Aviv. En este último caso, Israel cuenta con plataformas offshore situadas a distancias entre 45 y 80km de la costa aproximadamente.

Los incidentes en la industria son muy raros, no son en absoluto la norma.

Ahora bien, sí ha habido algunos incidentes a lo largo de la historia. De acuerdo a un informe de la Agencia de Administración de la Energía Oceánica de Estados Unidos, entre 1964 y 2015 hubo 17 grandes derrames (mayores a 1.000 barriles), de los cuales 14 fueron antes de 1980. Las mejoras tecnológicas han permitido disminuir drásticamente la posibilidad de accidentes offshore. Vale tener en cuenta que la menor frecuencia de derrames desde los ´80 se dio en paralelo con un significativo incremento de la producción offshore.

Los derrames de petróleo en el mar son causados en un 48% por emanaciones naturales del subsuelo a través del fondo marino y la columna de agua. Un 37% de los derrames es explicado por pérdidas de buques y tankers, un 9% es derramado desde instalaciones costeras, el 4% está asociado a pequeñas actividades costeras y sólo el 2% está relacionado con actividades de exploración y producción offshore.

Las emanaciones naturales del subsuelo suceden como se explica a continuación:

Los derrames accidentales de plataformas de hidrocarburos dan cuenta de alrededor del 3% del total de derrames de petróleo en los océanos. La mayor parte de los derrames no se explican por la producción de petróleo offshore, sino por el transporte de petróleo en buques, independientemente de que sean extraídos por plataformas offshore o en tierra.

La IOGP publica anualmente un informe de indicadores de performance ambiental “Environmental Performance Indicators”. El reporte del 2020 indica que:

• 715 derrames mayores a 1 bbl fueron reportados en 2020 totalizando: 3.270 tons derramadas que impactaron al medioambiente (crudos y refinados).

• 27 % de ellos ocurrieron en el *offshore por un total de 2.185 tons.

• Las figuras 1 y 2 muestran el número total de derrames y la cantidad derramada por unidad de producción de hidrocarburos respectivamente. El ratio para 2020 fue 0.3 derrames por millón de tons producidas (si tomamos sólo el offshore es aún menor).

Figura 1

Figura 2. *offshore: Para este reporte offshore refiere a las operaciones ligadas a activos de producción y apoyo en cuencas en el mar, mares interiores, bahías, etc.

Los accidentes más importantes ligados propiamente a la explotación de hidrocarburos offshore fueron los de Deepwater Horizon (2010) e Ixtoc I (1979), ambos en el Golfo de México.

El accidente de Ixtoc I se produjo frente a las costas de Isla del Carmen, en el estado de Campeche en México. Al día de hoy, esta área es donde se desarrolla, a 100 km de la costa, Ku Maloob Zaap, el principal campo petrolero en términos de producción en los últimos 20 años.

A pesar del accidente y de otros incidentes producidos en el Golfo, Isla del Carmen es considerada una de las regiones de mayor potencial turístico por sus playas y biodiversidad, al estar situado entre el golfo y el área protegida de Laguna de Términos. La mejora sostenida de las herramientas de prevención y remedio ha mitigado muchos de los efectos potenciales más nocivos de la actividad.

Como fuera mencionado, las tecnologías para el offshore han mejorado significativamente en las últimas décadas, minimizando los riesgos ambientales.

También han mejorado notoriamente las tecnologías en los buques transportadores, dando como resultado una notoria caída en la cantidad de derrames en las últimas décadas (mientras que el transporte de petróleo creció sostenidamente en el mismo lapso). De acuerdo al sitio Our World in Data, mientras que en los años ‘80 hubo un promedio de 24,5 grandes derrames por año en el transporte de petróleo (de más de 700 toneladas), en la década de los 2010 esa cifra promedió los 1,7 por año. Ello representa una baja del 93% respecto a los años ‘70.

En enero de 2022, la industria se sorprendió con los anuncios de dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff. Venus podría contener hasta 3.000 millones de barriles de petróleo y, si bien la acumulación está a profundidades de agua de 3.000 metros bajo el nivel del mar, lo que supone un desafío para su desarrollo y puesta en producción en aguas ultra profundas, los importantes volúmenes encontrados podrían acelerar el desarrollo tecnológico para operar en dichas condiciones.

Es interesante poner los descubrimientos del sur de África en el contexto geológico adecuado y pensar que, hace 121 millones de años, durante la edad Aptiana del período Cretácico, cuando se formaron las acumulaciones recientemente descubiertas en Namibia, África estaba mucho más cerca de América del Sur que en el presente. De hecho, Venus no debe haber estado a más de 200 km de las áreas que YPF está explorando actualmente en la Cuenca Argentina Norte.

Los recientes descubrimientos en África, confirmando la existencia de un sistema petrolero activo y que contiene importantes acumulaciones de hidrocarburos, no hacen más que relanzar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

Sí, históricamente se han perforado 187 pozos en el Mar Argentino de los cuales 36 son productivos y todos esos pozos productivos se encuentran en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego y Santa Cruz. Actualmente alrededor del 20% del gas natural que se produce en el país se extrae de esos yacimientos. Cuando por ejemplo utilizamos hornallas para cocinar, es probable que estemos utilizando gas producido en el offshore sur de nuestro país.

Si bien desde 1989 se extrae hidrocarburos offshore en la Cuenca Austral en Tierra del Fuego, vale mencionar que Argentina tiene varias cuencas offshore. Esas cuencas se estudian desde la década de 1940 y se perforaron por primera vez a finales de la década del ‘60. La Cuenca Argentina, de las más lejanas a las costas argentinas, y en donde se radican los yacimientos que se busca explorar actualmente, hasta el día de hoy se mantiene virtualmente inexplorada.

Entre 1957 y 1961, el Servicio de Hidrografía Naval hace los primeros trabajos de sísmica.

Cuenca del Salado

Adquisición sísmica por parte de YPF, en 1968. Por parte de Amoco e YPF-Repsol, de 1992 a 1995. Más de 6.000km.

Cuenca del Colorado

A lo largo de diferentes campañas, se adquirieron 43.361 km de líneas sísmicas.

Cuenca de Rawson

7.600 km de sísmica registrados por YPF entre 1976 y 1983. Entre 1987 y 1989, Exxon registró 10.000 km de líneas sísmicas.

Cuenca de San Julián

Entre 1979 y 1980 YPF registró 2.406 km de líneas sísmicas. En 1991, Petrobras adquirió 4.518 km de líneas sísmicas.

Cuenca Austral

Hasta el año 2005 se perforaron 34.840 km de sísmica 2D y 3.530 km2 de sísmica 3D.

Cuenca Malvinas

Hasta 2008 se adquirió un total de 40.000 km de sísmica. Desde fines de 2019 se realizan nuevos trabajos de adquisición sísmica.

Cuenca Argentina

Trabajos de sísmica durante la década de los 2000.

YPF busca explorar en áreas concesionadas por el estado nacional en la Cuenca Argentina Norte (CAN_102, CAN_100 y CAN_114) y la cuenca de Malvinas Oeste (MLO_123).

En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses. Es una distancia tan lejana que es imposible ver u oír las potenciales operaciones desde las playas o cualquier punto de una ciudad costera.

No. El offshore argentino ha sido explorado mediante pozos y sísmica 2D y 3D.

Existen 137 pozos exploratorios, la mayoría en el offshore sur, pero también en el offshore norte. Todos ellos perforados en el ámbito de la plataforma, en aguas poco profundas, con la única excepción del pozo Malvinas-1, con 492 metros de profundidad de agua.

En el offshore norte, en 1967 se lanza la primera ronda costa afuera y en 1968 se perforan 34 pozos exploratorios en las áreas adjudicadas de las cuencas marinas de Salado y Colorado (19) y San Jorge (15). El pozo Samar-1, en la cuenca de Salado marina es el primer pozo del offshore argentino.

En 1976 entra en escena la plataforma semi sumergible General Mosconi de YPF. Esta plataforma, junto con la Ocean Nomad y la Rio Colorado entre otras, han sido utilizadas por diferentes operadoras hasta el año 2000 para perforar 91 pozos exploratorios en las cuencas de Salado, Colorado, Rawson, Valdés, San Julián, Golfo San Jorge Marina, Austral Marina y Malvinas.

Muchos de los pozos perforados en las cuencas de Salado y Colorado se encuentran a distancias menores a 100 km de la costa de Buenos Aires. Hasta el momento, en las cuencas del offshore norte no se encontraron acumulaciones de hidrocarburos que justificaran explotarlos económicamente. Solo el pozo Cruz del Sur-1, perforado en 1994 en la cuenca de Colorado, encontró evidencias directas de petróleo liviano.

No es el caso del offshore sur y en especial en la cuenca Austral marina donde, durante la década del 80, se produjeron los descubrimientos de los principales campos de gas de la Argentina, productivos hoy en día y que aportan cerca del 20% del total del gas natural del país.

Durante la última etapa de perforación exploratoria, entre los años 2000 y 2011, se realizaron solo 9 pozos, 8 de ellos por parte de YPF. La plataforma tipo “jack-up” Ocean Scepter perforó 4 pozos en la cuenca del Golfo San Jorge Marina y 3 pozos en la cuenca Austral Marina. En el año 2011, YPF perfora con el buque Stena Drill Max el pozo Malvinas-1, el primer pozo de aguas profundas de Argentina.

La adquisición de sísmica marina en nuestro país comienza hacia finales de la década del 60 y en especial a principios de la década del 70 con las actividades del buque sísmico de YPF Jose Maria Sobral. En la década del 2000 se realizan los primeros relevamientos de sísmica 3D.

A lo largo de la historia y hasta el día de hoy, en diferentes periodos, se han registrado aproximadamente 393.000 km de sísmica 2D y 29.000 km2 de sísmica 3D en el Mar Argentino.

Fuente: elaboración propia YPF.

Las provincias son la autoridad de aplicación y control sobre los recursos naturales que se encuentran en sus suelos y sub-suelos.

En este caso, por ser una actividad sobre el Mar Argentino, es el Estado Nacional el que lleva adelante el proceso de adjudicación de las zonas, otorgamiento de los permisos de exploración y desarrollo y control.

El proceso de licitación se realizó en 2019. Se adjudicaron 18 áreas por un total de 94.000 km2 de extensión sobre el Mar Argentino, a una distancia de no menos de 300 de la ciudad de Mar del Plata en el sector norte y en proximidades de la costa fueguina en las Cuenca austral y Malvinas.

No, la afirmación es errónea y remite a un estudio elaborado por la Facultad de Ingeniería de la UNICEN-Olavarría¹, en el que se estima la probabilidad de ocurrencia de un derrame para diferentes niveles de producción. El informe tiene una serie de falencias, las cuales se comentan a continuación:

En primer lugar, se realizan las estimaciones en base a un modelo global, el cual puede ser utilizado para realizar estas simulaciones, pero debe complementarse con mediciones in situ a través de boyas oceanográficas.

Por otro lado, el documento no fue publicado en una revista académica con el proceso de revisión de pares que esto implica. Por otro lado, no figura en el estudio el nombre de los autores ni referencias bibliográficas al final del mismo.

Además, al analizar la metodología surgen varios aspectos cuestionables, como por ejemplo el hecho de que se utilice como parámetro el promedio histórico de derrames (1964-2015) en lugar de los últimos años, en donde las tasas de accidentes son notoriamente inferiores gracias a las sostenidas mejoras en las tecnologías de producción. Esta falencia lleva a la sobreestimación de la probabilidad de ocurrencia (en las últimas décadas, el promedio de derrames baja sustancialmente, como muestra el mismo informe de la UNICEN). Sumado a esto, los datos sobre los que se hace el análisis corresponden a las plataformas offshore de Estados Unidos en el Golfo de México, siendo las condiciones climáticas de la zona (alta ocurrencia de huracanes) muy distintas a las del Mar Argentino.

Adicionalmente, de acuerdo con el propio informe, la probabilidad del 100% se da sólo en casos de derrames pequeños, mientras que tiende a cero para los eventos de derrames de mayor envergadura.

El estudio calcula la probabilidad de ocurrencia de un derrame sobre un dato de recursos de petróleo estimado en un informe publicado por el Centro Interdisciplinario de Estudios en Ciencia, Tecnología e Innovación -CIECTI- (” Estimaciones del potencial económico del Océano Argentino”)² bajo el escenario de mayores existencias. En este caso, se estima una producción de 10.666 MBOE (barriles de petróleo equivalentes) por año, lo que constituye una estimación totalmente sobredimensionada (ya que equivale a un tercio de la producción mundial en 2019). La falencia del documento de UNICEN es que confunde recursos con reservas (las reservas son recursos de petróleo que pueden ser extraídos del subsuelo a un costo que es financieramente viable) y a su vez supone que la producción estimada equivaldría al total de reservas estimadas. Por lo tanto, las conclusiones a las que arriba el documento son erróneas.

Por último, es relevante destacar que en el talud argentino se observa una circulación en dirección sur-norte de las corrientes marinas (soportado por numerosos trabajos y estudios) pero no existen estudios de dispersión que consiste en el otro elemento importante a considerar en cualquier modelo predictivo. Este tipo de estudios aún no se han realizado en nuestro mar, especialmente en el talud.

La producción offshore de Argentina proviene de campos de gas y en menor medida de petróleo ubicados en aguas someras, cercanos a las costas de Tierra del Fuego y Santa Cruz, en la cuenca Austral marina.

En la cuenca Argentina Norte, se encuentra el proyecto Argerich en el bloque CAN_100, donde se perforará el primer pozo de aguas ultra profundas en nuestro país. Sin embargo, ya se ha perforado en aguas profundas en 2011 cuando YPF realizó un pozo exploratorio en la cuenca de Malvinas, al este de Tierra del Fuego (492 metros de agua).

Es importante destacar que operar en aguas profundas o ultra profundas no representa riesgos adicionales. La diferencia entre la operación en aguas someras (o poco profundas), aguas profundas y ultra profundas está marcada por el cambio en la tecnología y el tipo de plataforma de perforación, donde se pasa transicionalmente de la utilización de distintos tipos de plataformas fijas al lecho marino a la utilización de plataformas flotantes o de barcos perforadores con posicionamiento dinámico.

La lejanía de los proyectos de la CAN respecto a las costas más cercanas, en promedio mayor a 300 km, también representa una ventaja en el caso sumamente improbable de que se produzca un derrame, ya que dicha anomalía podría circular, dispersarse, controlarse y disiparse sin tener impacto en las regiones costeras.

Otro punto para considerar es que la tecnología offshore avanzó muchísimo las últimas décadas, y en especial en los últimos años. Desde que se realizó la perforación del pozo Malvinas-1 en el año 2011 hasta hoy la tecnología y las medidas de seguridad asociadas avanzaron y se perfeccionaron. Ya en ese momento, YPF realizó la perforación con impecabilidad operacional.

Equinor, operador del bloque CAN_100, tiene una vasta experiencia de operaciones aguas profundas y ultraprofundas, siendo, por ejemplo, operador en el bloque Pao de Azúcar en Brasil, donde descubrieron un yacimiento a 3.000 metros de profundidad. Es posible que Equinor utilice un mismo barco para operar en Brasil y en la cuenca Argentina Norte.

Al igual que la mayoría de las actividades humanas, las tareas de exploración sísmica pueden causar algún efecto sobre el ambiente. Se debe tener en cuenta, sin embargo, que los efectos son localizados y de duración limitada, pudiéndose aplicar medidas de mitigación de los mismos.

En función a esto es que se realizan los Estudios de Impacto ambiental específicos donde se diseñan y establecen las medidas de mitigación y de gestión ambiental específicas para cada proyecto y área de influencia aplicando el principio conocido como jerarquía de mitigación.

Dentro de las medidas de mitigación principales que son tomadas y tenidas en cuenta durante las actividades sísmicas, se destaca el arranque suave de los cañones minimizando el nivel de sonido en la fuente y la observación de mamíferos marinos las 24 horas del día.

El procedimiento de arranque suave es utilizado desde hace más de 15 años en los trabajos de prospección sísmica, como parte de las buenas prácticas de la Industria y son implementadas como práctica superadora en muchos países con normativa ambiental especifica existente.

Es importante destacar que en los últimos 50 años las poblaciones de ballenas no han dejado de crecer y durante los últimos 90 años ha habido búsqueda de hidrocarburo en el Mar Argentino. Esta es una clara señal de que la actividad puede hacerse de manera responsable sin dañar la fauna marina.

En caso de que ocurra un derrame masivo de petróleo se activan los planes de contingencias elaborados especialmente para el proyecto.

Los Planes de respuesta a derrames de petróleo (OSRP) proporcionan orientación en caso de un posible derrame de petróleo. Los mismos están elaborados en función de lo establecido por la Prefectura Naval Argentina, autoridad de aplicación en estos temas y se ajustan a las buenas prácticas internacionales, como ser: IPIECA, ITOPF e IOGP, normas ISO 15544:20002 y al Manual de la IMO sobre Evaluación del riesgo y preparación ante derrames de petróleo (International Maritime Organization; 2010 Edition). El esquema de preparación y respuesta escalonada están en línea con el OPRC Convention4 (Convención Internacional de Preparación, Respuesta y Cooperación ante la Contaminación por Aceite) y con el Plan nacional de contingencia para Argentina (PLANACON) establecido por la Ordenanza 8/98.

Los planes de respuesta están orientados a:

• Brindar orientación a los equipos de Gestión de crisis y Respuesta a emergencias para responder y controlar un derrame de hidrocarburos asociado con las operaciones.

• Define los requisitos internos y externos de alertas y notificaciones.

• Establece las funciones y responsabilidades del personal clave tras un incidente de derrame de petróleo.

• Proporciona orientación sobre la evaluación de derrames y la selección de la estrategia de respuesta para proteger áreas sensibles y mitigar los efectos negativos.

• Identifica los recursos internos y externos disponibles con el fin de llevar a cabo una respuesta a los derrames.

A modo de ejemplo, se muestra a continuación de manera esquemática los planes de contingencia y de respuesta y mitigación elaborados por el BSEE (Bureau of Safety and Environmental Enforcement, USA):

No, los bloques exploratorios no se encuentran delimitados sobre áreas protegidas. Tampoco se encuentran en zonas que sean parte de un proyecto futuro de aprobación de áreas protegidas.

Fuente: Greenpeace (https://www.greenpeace.org/argentina/tag/marargentino/ consultado 02/05/2022 17hs)

Se ha difundido información incorrecta respecto a este tema. En la imagen que figura arriba presentada por la organización Greenpeace en su página web se muestran los bloques de exploración offshore superpuestos sobre la supuesta ubicación de las áreas protegidas, cuando en realidad las áreas protegidas se encuentran más cercanas a la costa y no se superponen con la exploración offshore, según se detalla a continuación.

A continuación, se presentan dos imágenes donde se puede ver claramente que los bloques concesionados para la exploración offshore no se superponen con las áreas protegidas.

Fuente: Serman y asociados en base a Foro para la conservación del Mar patagónico y Áreas de influencia.

Zonas propuestas para ser aprobadas por el Congreso:

Fuente: Serman y asociados en base a Foro para la conservación del Mar patagónico y Áreas de influencia.

En nuestro país, todo proyecto de obra o actividad que pueda generar impactos significativos sobre el ambiente o la calidad de vida de la población está sujeto a un procedimiento de evaluación de impacto ambiental (EIA) en forma previa a su ejecución, según lo indica la Ley n° 25.675 General del Ambiente, que establece los principios y presupuestos mínimos de la política ambiental nacional.

La EIA se basa en identificar, anticipar y administrar los impactos ambientales de obras o actividades (por ejemplo, una obra de saneamiento, la construcción de un edificio, la exploración de combustibles, la instalación de parques eólicos, etc.), a la vez que garantiza una toma de decisiones informada antes de su ejecución.

Así, el procedimiento EIA es una herramienta de gestión preventiva con la que cuenta el Estado, a través de su autoridad ambiental, para determinar si un proyecto es ambientalmente viable o no. En los proyectos con potenciales impactos relevantes, la autoridad ambiental exige la presentación de un estudio de impacto ambiental (EsIA) por parte del proponente o responsable del proyecto. El documento técnico central de la EIA es entonces el EsIA que realiza el proponente del proyecto (sea público o privado), donde se identifican, analizan y prevén los potenciales impactos y se planifica cómo se gestionará para evitar y minimizar los impactos negativos y potenciar los impactos positivos.

Los contenidos y el alcance de este estudio son determinados por la autoridad ambiental, que, en una etapa inicial del EIA establece qué información considera necesaria para comprender acabadamente las implicancias ambientales y la gestión futura del proyecto. Para la presentación del EsIA el proponente del proyecto, en general, acude a los servicios de consultores especializados en la realización de este tipo de estudios, siendo el rol del Estado revisar y evaluar dicho estudio, atendiendo a la calidad y suficiencia de la información presentada.

Como resultado del procedimiento de EIA, la licencia ambiental, también conocida como Declaración de Impacto Ambiental, es la autorización manifiesta a través de un acto administrativo de la autoridad ambiental mediante el cual se expide sobre la viabilidad ambiental de un proyecto, obra o actividad y su plan de gestión ambiental (PGA). El PGA es el punto inicial para una gestión ambiental adaptativa que permita incorporar la información resultante de los monitoreos, el seguimiento y la fiscalización a lo largo de la etapa de construcción, funcionamiento y cierre del proyecto. El capítulo donde se describe el PGA es un capítulo fundamental dentro del Estudio de Impacto Ambiental dado que compila la evaluación de los posibles impactos ambientales asociados a las acciones del proyecto y establece en base de su caracterización y valoración, una serie de medidas de protección ambiental tendientes a la prevención, mitigación o corrección de los impactos potenciales.

Desde el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible se implementan procedimientos de evaluación de impacto ambiental de jurisdicción nacional como, por ejemplo, los proyectos emplazados en el Puerto de Buenos Aires, o en la plataforma marina continental (offshore), según la normativa vigente. En proyectos que se emplacen en jurisdicciones provinciales, dicha competencia corresponde a las autoridades ambientales provinciales, según normativa particular.

Para el caso de los proyectos que se desarrollen costa afuera y en particular para la exploración y explotación de hidrocarburos, el procedimiento de EIA se encuentra regulado por la Resolución Conjunta SE-SAYDS Nº 3/2019 de la entonces Secretaría de Gobierno de Energía (SE) y la Secretaría de Gobierno de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SAyDS), actuales Secretaría de Energía (SE) y Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MAyDS). Desde esta Resolución, el MAyDS comienza a ejercer su competencia como autoridad evaluadora, para actividades que previamente se realizaban sin intervención de la cartera ambiental.

Mediante la Resolución Conjunta nº 3/19 los actuales Secretaría de Energía (SE) y Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MAyDS), definieron el procedimiento de evaluación de impacto ambiental (EIA) que deben tramitar los proyectos de obras o actividades de exploración y explotación hidrocarburífera en costa afuera, a realizarse en los distintos tipos de proyectos (permisos de reconocimiento superficial, permisos de exploración, o concesiones de explotación de hidrocarburos), en el ámbito territorial ubicado a partir de las DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley n. º 23968 y sus modificatorias, hasta el límite exterior de la plataforma continental.

De acuerdo con dicha resolución conjunta, el MAyDS es responsable de tramitar el procedimiento de Evaluación Ambiental y emitir las Declaraciones de Impacto Ambiental de los proyectos. La Secretaría de Energía realizará el control y la fiscalización del cumplimiento de la Declaración de Impacto Ambiental y su correspondiente Plan de Gestión Ambiental, pudiendo arbitrar los medios necesarios para su instrumentación. A esos efectos podrá requerir la colaboración del MAyDS, pero esto no es obligatorio, según la norma.

El procedimiento previsto en la Resolución Conjunta respeta los estándares internacionales en materia de evaluación ambiental, previendo instancias de evaluación técnica específica, intervención de diversos organismos con competencia y regula las instancias de participación pública incluyendo consulta o audiencia pública, conforme la Ley General del Ambiente n. º 25675 según la tipología de proyecto.

Además, el MAyDS ha trabajado para unificar criterios de protección ambiental alineados con normativas de Sudamérica, a través de la regulación de la actividad de los Observadores Marinos y el establecimiento de medidas de gestión específicas (ventanas de tiempo, radios de exploración mínimos ante detección de fauna, etc.) que regulan la actividad de prospección sísmica.

Luego del proceso de revisión realizado por la autoridad ambiental, el proponente (por ejemplo, en este caso puntual, Equinor) debe presentar el Estudio de Impacto Ambiental y un documento de divulgación, donde se presentan los principales resultados del estudio de impacto ambiental: descripción del proyecto, así como los potenciales impactos y sus medidas de mitigación. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publica ambos documentos en su página web junto a la información del proyecto o actividad dentro de la sección de Evaluación de Impacto Ambiental.

Hasta ahora Argentina no contaba con ninguna norma específica que regule cómo se deben implementarse medidas de mitigación para evitar y reducir los potenciales impactos del ruido submarino y también recolectar información científica sobre los comportamientos de la fauna, para garantizar así la protección de fauna marina vulnerable.

En pos de fortalecer la gestión ambiental costa afuera, el MAyDS elaboró el Protocolo para el monitoreo de fauna marina durante la exploración sísmica, mediante la Resolución 201/2021. Se trata de la primera norma específica que regula cómo se deben elaborar los procedimientos que llevan a cabo los Observadores y los Operadores del Monitoreo Acústico Pasivo (MAP) de fauna marina, a bordo de las embarcaciones que realizan actividades de prospección sísmica offshore, una actividad que, como se señaló, en forma previa no estaba regulada.

Este protocolo tiene dos objetivos principales:

1. Implementar medidas de mitigación específicas en el marco del Plan de Gestión Ambiental para evitar y reducir el impacto de las prospecciones sísmicas sobre la fauna marina.

2. Estandarizar la información generada sobre las ocurrencias y comportamientos de ejemplares o grupos de fauna que pudieran ser detectados, tanto para profundizar la comprensión de los posibles efectos de esta actividad como para ampliar la información de línea de base.

El Protocolo es de cumplimiento obligatorio para proponentes y ejecutores de proyectos de exploración sísmica que tramiten el procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental ante el MAyDS.

El monitoreo de fauna marina consiste en el procedimiento para la detección y el registro de Fauna Marina durante las prospecciones sísmicas. Es realizado mediante una combinación de métodos visuales y acústicos. Ambos métodos son complementarios entre sí y necesarios para un monitoreo eficiente.

Además de llevar un registro preciso de todo el monitoreo, los responsables del monitoreo deben indicar la necesidad de interrumpir la operación sísmica o la demora en el inicio de las actividades ante una posible detección de Fauna Marina Vulnerable en un Área de Exclusión, con un radio mínimo de 1.000 metros. En forma previa a la publicación del protocolo, se trataba de una actividad no regulada con criterios ambientales, y en caso de detectar la presencia de mamíferos marinos, el radio se reducía a 500 metros.

El monitoreo es realizado por el equipo de responsables de la observación a bordo mediante el método visual y el equipo de responsables de la operación de Monitoreo Acústico Pasivo. Estos dos equipos de profesionales conforman el equipo de responsables del Monitoreo de Fauna Marina.

El protocolo establece que los responsables de la observación a bordo deben poseer formación profesional superior en carreras afines a la función, como Ciencias Biológicas, Oceanografía o Ciencias Ambientales y deben tener experiencia previa en observación de fauna marina a bordo de barcos de prospección sísmica y experiencia académica específica en mamíferos marinos. Asimismo, deben contar con capacitación y entrenamiento en los procedimientos de observación y reconocimiento de Fauna Marina Vulnerable del Mar Argentino.

Fue elaborado de manera interdisciplinaria por los equipos técnicos del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible: participó la Dirección Nacional de Gestión Ambiental del Agua y los Ecosistemas Acuáticos, de la Secretaría de Política Ambiental y Recursos Naturales, junto a la Dirección Nacional de Evaluación Ambiental, perteneciente a la Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación. El Ministerio contó también con la colaboración externa de investigadoras e investigadores expertos en el campo de la fauna marina, y también con aportes de la Dirección Nacional de Áreas Marinas Protegidas de la Administración de Parques Nacionales. Su confección inició a principios de 2020.

El Protocolo constituye una apuesta regional para unificar criterios de protección ambiental en Sudamérica, ya que se basa en los estándares de la Guía de Monitoramento da Biota Marinha em Pesquisas Sísmicas Marítimas (Guía de monitoreo de fauna marina en prospecciones sísmicas marítimas), de abril de 2018 del Instituto Brasilero de Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), adaptado en función de las características de la fauna marina presente en el mar argentino.

La chance de ocurrencia geológica de los recursos a investigar se estima en un 20% para el caso del proyecto Argerich, en el bloque CAN_100 En caso de ser exitoso, el dicho proyecto tiene el potencial para alcanzar un volumen de producción de 200.000 barriles diarios con un “plateau” o meseta de producción relativamente constante de entre 4 y 6 años. Este es un valor cercano a la producción total actual de YPF (convencional + no convencional).

La vida útil del proyecto integral, en la fase de producción, se estima en 15 años (2030-2045), en los que se producirá un total de 610 millones de barriles, aproximadamente.

El potencial total del bloque CAN-100 es de aproximadamente 7.000 Millones de barriles de petróleo. Las chances de ocurrencia de los recursos a investigar oscilan entre el 10 y el 20%. En caso de ser exitoso, el potencial total de la Cuenca Argentina Norte podría ser 4 veces el potencial del CAN-100, cercano a 28 BBOE.

El Mar Argentino es uno de los litorales marítimos menos explorados del mundo. A su vez, representa una de las fronteras exploratorias más extensas del mundo. Con la promulgación de la Ley 27.757 en agosto de 2020 se sancionó la nueva demarcación del límite exterior de la plataforma, de acuerdo a lo ratificado por la ONU, extendiendo los límites marinos más allá de la milla 200, incorporando a la Plataforma Continental Argentina 1.782.500 kilómetros cuadrados. Esto significa una ampliación del 35% del lecho y subsuelo marinos que se encuentran bajo la soberanía argentina. La ley de demarcación definitiva de la plataforma continental es el resultado de una política de Estado que Argentina ha venido desarrollando ininterrumpidamente durante gobiernos de diferentes signos políticos. En marzo de 2017, la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (CLPC), organismo creado por la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR), aprobó las Recomendaciones sobre la presentación argentina del límite exterior de la plataforma continental que había sido realizada en abril de 2009.

Los bloques exploratorios en la Cuenca Argentina Norte en la costa bonaerense se encuentran cerca del límite de las 200 millas, siendo que fue posible incorporar algunos de los mismos por la ampliación del límite exterior de la plataforma continental argentina. La información geológica de la que se dispone indica que el potencial por investigar es de decenas de billones de barriles de petróleo, lo que supone volúmenes recuperables del orden de magnitud de la formación Vaca Muerta. Investigar los recursos de petróleo y gas del subsuelo marino para, eventualmente, pasar a su desarrollo y producción implica el ejercicio de la soberanía sobre nuestro territorio. Un desarrollo exitoso de la Cuenca Argentina Norte no sólo permitiría al país el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos, sino también generaría saldos exportables de gran magnitud, lo cual permitiría consolidar la soberanía energética de nuestro país.

De manera directa, además de la industria petrolera, se verían beneficiados todos los sectores proveedores de productos y servicios. En primer lugar, la producción de hidrocarburos offshore aumentaría la demanda del sector de transporte y comunicaciones, tanto en la etapa de evaluación y construcción de proyectos como en la etapa de operación. Por otro lado, la industria metalmecánica se vería ampliamente beneficiada en la etapa de construcción de los proyectos y también durante la operación, aunque en menor medida, debido a las tareas de mantenimiento. Diversos servicios profesionales se verían impactados a lo largo de toda la vida de los proyectos offshore, tales como servicios de ingeniería, legales, contaduría, etc. El comercio también se vería incrementado, tanto en la construcción como en la operación, impactando a distintos sectores y bienes a lo largo de las distintas etapas. Otros sectores ampliamente beneficiados serían sin dudas el petrolero, servicios petroleros y refino, todos relacionados de manera directa a la explotación de hidrocarburos offshore. De manera indirecta, el conjunto de la economía se vería beneficiado, por una doble vía. Por un lado, la creación de puestos de trabajo supone más poder adquisitivo en la población trabajadora, que a su vez deriva en un mayor consumo, lo cual impacta favorablemente en la actividad comercial, industrial, cultural y turística argentina. A su vez, las mayores divisas e ingresos fiscales que obtiene el país permiten contribuir a estabilizar la macroeconomía, con efectos benéficos en el conjunto de la población, a través de una mayor estabilidad cambiaria y, por ende, inflacionaria.

La actividad pesquera no se ve afectada por actividad hidrocarburífera. Países que son potencias pesqueras, como Noruega, tienen desarrollos intensivos de gas y petróleo en el mar.

En cuanto al sector turístico, tanto Noruega como Brasil tienen un sector del turismo sólido, mientras que desarrollan una fuerte actividad de producción offshore.

En Noruega, el sector del turismo creció considerablemente en la última década y en años previos a la pandemia de COVID-19, el mismo contribuía en un 3,6% al Producto Bruto Interno del país.

En Brasil hay desarrollo de actividad offshore frente a las costas de Río de Janeiro, que a su vez es la ciudad más popular del país para los viajeros internacionales. En 2019 alcanzó el puesto 99 de las ciudades más populares del mundo con 2.33 millones de turistas.

Actualmente, el 27% de la energía mundial es abastecida con carbón mineral, el combustible que más emisiones de dióxido de carbono genera. En Argentina, el carbón mineral no es relevante dentro de nuestra matriz energética, y es por eso que nuestra matriz es mucho más limpia que la media mundial. Desarrollar los hidrocarburos offshore, además de generar puestos de trabajo, recaudación, divisas y ascenso social, permitirá que muchos países -como por ejemplo China o India, donde el carbón es el principal elemento de la matriz energética- puedan reducir sus emisiones de dióxido de carbono. En otros términos, si bien el petróleo y el gas generan emisiones, lo hacen en una magnitud menor al carbón mineral, y es por ello que si un país sustituye carbón por petróleo/gas su contribución al cambio climático disminuirá.

Otro aspecto para destacar es que, según el tipo de campo y tipo de extracción, las emisiones resultantes de la producción de hidrocarburos pueden variar. En este sentido, la explotación offshore es la que menor cantidad de kg de CO2 emite por barril de petróleo equivalente:

• Onshore convencional: 75 kg CO2/boe

• Onshore no convencional: 77 kg CO2/boe (Vaca Muerta)

• Offshore somero: 124 kg CO2/boe

• Offshore profundo: 52 kg CO2/boe (Proyecto Offshore Cuenca Argentina Norte; el CAN-100 está incluido dentro de esta cuenca)

El siguiente cuadro muestra la intensidad de carbono de las distintas formas de extracción según el tipo de campo petrolero. Nuevamente queda en evidencia que el offshore profundo es el que menor cantidad de emisiones genera por barril producido:

Fuente: Rystad Energy.

Por último, es importante destacar que los hidrocarburos no son sólo una fuente de energía sino una materia prima esencial para otras industrias como la petroquímica, tecnológica y farmacéutica y automotriz, entre otras. Son pocos los materiales en el mundo que no deriven en forma directa o indirecta de los hidrocarburos.

En su Contribución Determinada a Nivel Nacional, la República Argentina plantea como ejes de su agenda 2030 una transición justa y la seguridad energética.

El país aborda la transición energética basándose en una transición justa, teniendo en consideración las circunstancias nacionales y sobre la base del principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas y capacidades respectivas. En este sentido, todos los estados tienen una responsabilidad en abordar los desafíos del cambio climático, pero no todos los países tienen las mismas obligaciones ni responsabilidades respecto de esos desafíos. Esto se debe a una disparidad en la contribución al problema del cambio climático entre países desarrollados y países en desarrollo. Los mayores niveles de industrialización de los países desarrollados implican que estos históricamente generaron más emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

La seguridad energética es uno de los ejes primordiales que guiarán la transición energética de la República Argentina a mediano y largo plazo. Una matriz energética inclusiva, dinámica, estable, federal, soberana y sostenible deberá garantizar la disponibilidad de energía a los usuarios y la confiabilidad del sistema. El concepto de seguridad energética está ligado a la seguridad de abastecimiento, y sin dudas el desarrollo y producción de hidrocarburos offshore contribuirían a la generación de una fuente energética confiable para nuestro país. A su vez, habilitaría la generación de recursos económicos que permitan la inversión en nuevas tecnologías e infraestructura, fuentes que generen menor cantidad de gases de efecto invernadero, contribuyendo a la seguridad medioambiental y social, también ligadas al concepto de seguridad energética.

Por último, cabe destacar que la producción de hidrocarburos offshore en la Cuenca Argentina Norte estaría principalmente destinada a la exportación. En este sentido, el consumo de hidrocarburos se enmarca en la transición vía descarbonización de sectores dependientes de la fuente de energía más contaminante: el carbón.