YPF deja viejos pozos y se abre una pelea millonaria por el costo ambiental de cerrarlos
La petrolera abandona campos convencionales para concentrarse en Vaca Muerta mientras que se abre una fuerte disputa por el valor de la remediación ambiental de todos esos pozos.
La salida de YPF de sus viejos yacimientos convencionales empezó a mostrar uno de los costos menos visibles de la transformación del negocio petrolero argentino.
Es decir, qué hacer con miles de pozos que se acercan al final de su vida útil y, sobre todo, quién deberá pagar para cerrarlos y remediar los campos explotados durante décadas.
La discusión ya llegó a la Justicia Federal a partir de una denuncia presentada por la Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas y de Jorge Spíndola, vecino de Comodoro Rivadavia, que promovieron un amparo colectivo contra YPF, el Estado nacional y Chubut para pedir la nulidad del acuerdo que la petrolera y el gobierno de Ignacio Torres firmaron el 26 de junio pasado.
El convenio comprende la salida de YPF de El Tordillo, La Tapera, Puesto Quiroga, Escalante-El Trébol, Campamento Central-Cañadón Perdido y Manantiales Behr y fue posteriormente ratificado por la Legislatura provincial mediante la Ley XVII N°166.
Chubut obtuvo u$s25 millones en efectivo, además de vehículos, terrenos e inmuebles, mientras que la administración provincial estimó en más de u$s85 millones el valor económico y patrimonial total del paquete.
Pero no es el monto recibido por la provincia lo que llevó el acuerdo a los tribunales sino que el eje de la controversia es la cláusula mediante la cual Chubut aceptó liberar a YPF de determinadas responsabilidades relacionadas con pasivos, hallazgos, cuestiones y situaciones ambientales anteriores a las transferencias.
Las obligaciones identificadas en las áreas quedaron vinculadas a los nuevos operadores que recibieron los campos.
En ese sentido, la Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas sostiene que dicho mecanismo contradice uno de los principios sobre los que se apoya la legislación ambiental argentina: quien produjo un daño debe afrontar prioritariamente su recomposición.
Los demandantes consideran que YPF no puede desligarse mediante un acuerdo de las consecuencias ambientales generadas durante los años en los que explotó los yacimientos.
Además de reclamar la nulidad del convenio, pidieron una medida cautelar para suspender sus efectos mientras se resuelve la cuestión de fondo.
También pusieron bajo discusión las auditorías utilizadas para cerrar las cesiones.
El planteo advierte que todavía existirían pasivos sin individualizar y reclama que la magnitud del daño pueda determinarse mediante información pública, pericias independientes y control judicial antes de definir definitivamente las responsabilidades.
La demanda agrega otro elemento que eleva la dimensión económica del conflicto al sostener que, solamente el sellado definitivo de los pozos catalogados como abandonados dentro del ejido de Comodoro Rivadavia podría representar entre u$s240 millones y u$s740 millones, a partir de costos estimados de entre u$s65.000 y u$s200.000 por pozo.
La cifra no constituye una valuación definitiva que deberá ser determinada mediante la prueba técnica solicitada en la causa.
El gobierno de Chubut rechaza los cuestionamientos sobre el procedimiento y sostiene que las transferencias estuvieron precedidas por auditorías de cierre y controles sobre las compañías.
La provincia afirma además que verificó la capacidad técnica y financiera de las empresas que recibieron las concesiones y que las obligaciones ambientales fueron incorporadas a las condiciones de las transferencias.
La palabra de YPF sobre su salida
La petrolera estatal no hizo pública hasta ahora una respuesta específica al amparo ni difundió una posición particular sobre los cuestionamientos formulados por los demandantes contra la cláusula ambiental del acuerdo con Chubut.
De hecho, fuentes de la empresa consultadas por economíasustentable recordaron haber firmado ya los traspasos con las provincias y con las empresas operadoras en los cuales la situación ya se encontraba contemplada.
De todos modos, la posición corporativa conocida debe buscarse en la explicación que la petrolera viene dando sobre el proceso más amplio de desprendimiento de sus campos maduros.
La compañía encuadró esas operaciones dentro del Proyecto Andes, una estrategia destinada a reorganizar su cartera, salir de activos convencionales que dejaron de resultar prioritarios y concentrar recursos humanos, técnicos y financieros en negocios con mayor rentabilidad, con Vaca Muerta como principal destino.
La cuestión ambiental, sin embargo, se convirtió en uno de los puntos bajo discusión de ese proceso al punto que un pedido de informes presentado en la Cámara de Diputados reclamó al Poder Ejecutivo precisiones sobre la estimación de los pasivos ambientales de las áreas incluidas en el Proyecto Andes, las previsiones de fondos para su remediación y las auditorías realizadas.
La ausencia de una respuesta pública específica de YPF al planteo judicial no implica que la compañía haya desconocido obligaciones ambientales en todas las provincias.
De hecho, los acuerdos alcanzados en Santa Cruz y Tierra del Fuego muestran que la petrolera asumió compromisos de abandono y remediación bajo esquemas diferentes.
La controversia de Chubut se concentra precisamente en otro punto que es el de determinar si las responsabilidades incluidas en el acuerdo pueden quedar válidamente en cabeza de los nuevos operadores y hasta dónde YPF puede ser liberada por la provincia de obligaciones vinculadas con su explotación anterior.
La Justicia deberá resolver así una cuestión con consecuencias que exceden a Chubut para saber hasta dónde puede una cesión de un yacimiento trasladar obligaciones ambientales al nuevo concesionario y cuáles continúan vinculadas a quien explotó anteriormente el área.
El antecedente de 560 pozos que complicó la salida
La disputa tiene un capítulo especialmente sensible en Restinga Alí, uno de los históricos yacimientos de Comodoro Rivadavia.
Los registros oficiales citados en el amparo identifican 560 pozos en el área, de los cuales 364 figuran como abandonados, 111 como “a abandonar” y otros 85 presentan diferentes estados operativos o de reserva.
Restinga Alí tiene además instalaciones vinculadas con el frente marítimo de Comodoro Rivadavia, lo que agrega complejidad al eventual abandono de pozos, ductos y otra infraestructura.
El área quedó incorporada al esquema de liberación de responsabilidades mediante otra cláusula del acuerdo cuestionado, pese a no formar parte de la enumeración inicial de las seis áreas que constituyen el objeto principal del convenio.
La cantidad de pozos involucrados convierte al costo de abandono en una variable económica central y lo ocurrido en Santa Cruz muestra, además, hasta qué punto las condiciones negociadas para la retirada de una misma petrolera pueden ser diferentes.
El acuerdo con Santa Cruz
En el caso de la provincia de Santa Cruz, negoció otro esquema cuando YPF decidió desprenderse de diez áreas convencionales.
El acuerdo alcanzado durante el proceso de salida contempló una compensación de u$s335 millones y, a diferencia del esquema que ahora se discute judicialmente en Chubut, mantuvo a la petrolera involucrada directamente en las tareas de abandono y remediación.
El programa comprende 1.204 pozos de la Cuenca del Golfo San Jorge y los trabajos son afrontados por YPF.
El gobierno santacruceño informó que seis equipos comenzaron a incorporarse durante mayo y que el plan demandará aproximadamente cinco años.
En paralelo, las áreas fueron transferidas a nuevos operadores privados, con compromisos de inversión destinados a prolongar su producción.
Los u$s25 millones correspondientes al acuerdo cuestionado en Chubut y los u$s335 millones negociados por Santa Cruz no admiten una comparación económica directa.
Se trata de concesiones diferentes en reservas, producción, instalaciones y condiciones. La diferencia relevante está en cómo quedó distribuida la obligación posterior a la salida.
De esta forma, Santa Cruz mantuvo a YPF financiando y ejecutando un amplio programa sobre los pozos; Chubut estructuró la transferencia con obligaciones para los nuevos operadores y una liberación de determinadas responsabilidades de la petrolera cuya validez ahora quedó sometida a revisión judicial.
Cómo se hace el abandono definitivo de un pozo petrolero
En la industria petrolera se sabe que el abandono definitivo de un pozo petrolero es una operación técnica destinada a impedir que, una vez terminada la producción, los fluidos puedan migrar entre distintas formaciones o alcanzar la superficie.
El procedimiento incluye el aislamiento de las formaciones atravesadas y la colocación de barreras y tapones.
A eso pueden sumarse intervenciones sobre ductos, baterías, tanques, instalaciones, residuos y suelos afectados, dependiendo de las características y la historia de cada yacimiento.
En la Argentina, la regulación nacional específica sobre estas tareas se consolidó durante los años noventa.
La Resolución 5/1996 de la entonces Secretaría de Energía, Transporte y Comunicaciones aprobó normas y procedimientos para el abandono de pozos de hidrocarburos y estableció obligaciones para concesionarios y permisionarios.
El costo final varía considerablemente según la profundidad, antigüedad, integridad y ubicación del pozo y tampoco es equivalente intervenir una instalación terrestre que una offshore. Por eso, proyectar un valor uniforme para los miles de pozos involucrados en la retirada de YPF sería impreciso.
Lo que sí cambia la escala económica del problema es la cantidad. Es decir, cuando un yacimiento maduro acumula cientos de perforaciones, las obligaciones de abandono y recomposición pueden convertirse en uno de los principales componentes de la negociación para transferirlo.
Comodoro Rivadavia, ciudad que creció entre pozos
En pocos lugares esa herencia es tan visible como en Comodoro Rivadavia, donde la explotación petrolera comenzó en 1907 y el crecimiento urbano avanzó durante más de un siglo sobre territorios atravesados por pozos, ductos e instalaciones.
Décadas de actividad pueden haber dejado piletas, baterías, tanques, ductos, instalaciones fuera de servicio y superficies que requieren algún grado de recomposición.
Además, una parte importante de esa infraestructura fue construida mucho antes de que existieran los actuales estándares ambientales y procedimientos técnicos para el abandono.
Esa superposición entre una ciudad de más de un siglo de historia petrolera y una infraestructura que envejece explica por qué la discusión sobre las obligaciones posteriores a una cesión tiene consecuencias que van mucho más allá de los contratos entre empresas.
Quiénes se quedaron con los campos de YPF
La retirada de YPF no significa necesariamente el cierre inmediato de los yacimientos.
Crown Point Energy recibió El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga. Pecom, del grupo Pérez Companc, tomó Escalante-El Trébol y Campamento Central-Cañadón Perdido. San Benito Upstream ingresó en Manantiales Behr.
Los nuevos operadores buscan obtener rentabilidad de campos maduros que dejaron de resultar prioritarios para la compañía controlada por el Estado.
El movimiento forma parte del Proyecto Andes, mediante el cual YPF puso bajo revisión decenas de áreas convencionales para concentrar capital y capacidad operativa en activos considerados estratégicos.
El plan produjo distintos modelos de transferencia según la provincia como en el caso de Mendoza que vinculó las cesiones con obligaciones ambientales y de abandono.
En Tierra del Fuego, siete áreas pasaron a Terra Ignis Energía, la petrolera provincial, dentro de una operación que también contempló un programa de remediación.
YPF asumió allí el abandono de 107 pozos, con una inversión estimada en u$s20 millones, mientras Terra Ignis recibió otros u$s28 millones mediante un bono de compensación ambiental destinado íntegramente al mismo programa.
Vaca Muerta acelera el retiro del petróleo convencional
El proceso tiene como telón de fondo el cambio de prioridades de YPF si se tiene en cuenta que los campos convencionales maduros compiten por capital con Vaca Muerta, donde la productividad del shale permite desarrollar proyectos de otra escala y donde la petrolera concentra una parte creciente de su estrategia.
El Proyecto Andes fue diseñado precisamente para acelerar esa reasignación y desprenderse de activos considerados marginales, reducir la dispersión operativa y concentrar recursos en el no convencional.
Para empresas más pequeñas o especializadas, algunos de esos yacimientos todavía pueden representar una oportunidad.
Con otras estructuras de costos y estrategias de explotación, buscan prolongar durante años su producción.
Pero cuanto más se aproxima un campo al final de su vida útil, mayor peso adquiere una variable que durante los años de producción puede quedar relegada que es la de saber cuánto costará cerrarlo definitivamente y quién tendrá que aportar ese dinero.
