Considerando el rol imprescindible de los océanos para  hacer frente a los múltiples desafíos globales en las décadas venideras, en cuestiones de seguridad energética, ambiente, cambio climático y seguridad alimentaria; dado el incremento en el interés por el potencial que poseen las actividades “costa afuera” en el Atlántico Sur; y vistas las consecuencias derivadas del accidente en el Golfo de México con el hundimiento de la plataforma Deepwater Horizon; el presente trabajo tiene como objetivo realizar un análisis del marco normativo ambiental de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental, buscando plantear propuestas alternativas que se adapten a la complejidad y la particularidad de la industria, procurando lograr un equilibrio entre el desarrollo de los servicios energéticos de los ecosistemas marinos y su debida protección.

No es menor señalar que los océanos son el motor de los sistemas globales que hacen que la Tierra sea un lugar habitable para los seres humanos. Los océanos y los mares aportan la mitad del oxígeno del mundo, secuestran carbono, y albergan el 80% de la vida de la Tierra. Sin embargo, solo el 4% del espacio oceánico se encuentra protegido. 

La Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OECD) en su informe titulado “Ocean Economy in 2030”[2] reconoce el rol imprescindible de los océanos  para enfrentar los múltiples desafíos globales en las próximas décadas, no obstante resalta la sobreexplotación y contaminación en la que se encuentra la biodiversidad de los océanos, manifestando la necesidad desarrollar enfoques y actividades económicas responsables y sostenibles, para poder aprovechar el máximo potencial económico del océano. Asimismo, revela la importancia de fomentar la investigación científica y tecnológica. Dentro de las iniciativas más importantes enumeradas por la OECD se encuentra la de “desarrollar acuerdos internacionales sobre estándares ambientales y de seguridad para la perforación en la plataforma continental, así como una convención internacional que regule la responsabilidad y la compensación en caso de daño ambiental.”  De igual forma, plantea estrategias sustentables para lidiar con los derrames de petróleo. Resaltando la falta de regulación específica existente acerca de evaluaciones de impacto ambiental, herramientas de reporte y monitoreo, y evaluación ambiental estratégica en la materia.

A nivel mundial, la producción de petróleo en alta mar representa alrededor del 30% de la producción total de petróleo en la última década. La mayor parte de la producción offshore ocurre en cuatro países: Brasil, Estados Unidos, Angola y Noruega[3]. En la actualidad las actividades petroleras costa afuera en la República Argentina suman algo más del 17 % de la producción nacional de gas natural y comprenden el 2% de la extracción total del crudo del país[4].

En el año 2019, a través de la Resolución 276/2019 de la Secretaría de Energía de la Nación, se aprobó el procedimiento realizado para el Concurso Público Internacional Costa Afuera N°1 para la adjudicación de permisos de exploración de hidrocarburos en las áreas del ámbito Costa Afuera Nacional. Se otorgaron 13 permisos de exploración offshore en 18 áreas del Mar Argentino. Los nuevos players son: YPF; Equinor; Tecpretol; Qatar Petroleum; Exxon Mobil; Total; Pluspetrol; Wintershall; British Petroleum; Shell; Tullow; Mitsui y Eni. Si bien esta operatoria podría significar ingresos para el país por más de US$ 720 millones[5], considero trascendente adoptar herramientas ambientales proactivas para poder responder a la complejidad de la actividad.

2.- Contexto

Marco Jurídico Internacional

En relación a las políticas internacionales que buscan la protección de los recursos marinos, el logro del Objetivo de Desarrollo Sostenible N°14 (ODS 14) “Conservar y utilizar en forma sostenible los océanos, los mares y los recursos marinos para el desarrollo” es una de las grandes prioridades de la Agenda 2030[6]. El propósito específico del ODS 14 es la conservación y el uso sostenible de los océanos, los mares y los recursos marinos. Asimismo, el ODS 12 “Garantizar modelos de consumo y producción sustentable” busca transformar el paradigma de desarrollo dominante por uno de desarrollo sostenible, fomentando el uso eficiente de la energía y de los recursos naturales.

Dentro de los instrumentos internacionales destacables a mencionar, “La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar” (CONVEMAR) entiende por contaminación del medio marino “a la introducción por el hombre, directa o indirectamente, de sustancias o de energía en el medio marino incluidos los estuarios, que produzca o pueda producir efectos nocivos tales como daños a los recursos vivos y a la vida marina, peligros para la salud humana, obstaculización de las actividades marítimas, incluidos la pesca y otros usos legítimos del mar, deterioro de la calidad del agua del mar para su utilización y menoscabo de los lugares de esparcimiento”.

En lo concerniente a la Plataforma Continental, la misma se encuentra definida en el artículo 76 cuando establece que “comprende el lecho y el subsuelo de las áreas submarinas que se extienden más allá de su mar territorial y a todo lo largo de la prolongación natural de su territorio hasta el borde exterior del margen continental, o bien hasta una distancia de 200 millas marinas contadas desde las líneas de base”. En esta zona el Estado ejerce derechos de soberanía exclusivos a los efectos de su exploración y de la explotación de sus recursos naturales, en el sentido de que, si el Estado ribereño no explora o no explota los recursos naturales de ésta, nadie podrá emprender estas actividades sin expreso consentimiento de dicho Estado.

Es menester resaltar la presentación realizada por la Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA) ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (CLPLC) a los fines de ampliar la plataforma continental hasta las 350 millas marinas medidas desde la línea de base. La misma fue aprobada en el año 2016, incorporando 1.700.000 kilómetros cuadrados de superficie al país[7].

Con respecto a los principios ambientales, el principio de prevención[8] se ve reflejado en el “Convenio Internacional para Prevenir La Contaminación De Las Aguas Del Mar Por Hidrocarburos” (OILPOL) 1974 modificado por el Convenio MARPOL 73/78, en su capítulo IV titulado: “Prevención de la contaminación derivada de sucesos que entrañen contaminación por hidrocarburos”. El objetivo del mencionado instrumento es proteger el ambiente marino mediante la completa eliminación de la polución por hidrocarburos, así como la minimización de las posibles descargas accidentales. De igual forma, la función preventiva se encuentra receptada en el Titulo 8 del Régimen de la Navegación Marítima Fluvial y Lacustre (REGINAVE) cuando establece “La prevención de la contaminación de las aguas por hidrocarburos”[9], las ordenanzas marítimas emitidas por la Prefectura Naval Argentina recepcionan gran parte del derecho internacional, y conforme el artículo 5 de la ley 18.398[10], cumple funciones de policía de seguridad de la navegación y es el órgano de aplicación de los convenios internacionales sobre la seguridad de la navegación y la vida humana en el mar.

El Convenio internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (SOLAS), 1974, actualmente vigente, fue adoptado por la Conferencia internacional sobre seguridad de la vida humana en el mar, convocada por la Organización Marítima Internacional (OMI). En el mencionado tratado se establecen las normas relativas a la seguridad de los buques mercantes.

A modo de breve colofón, se observa que no existe hasta la fecha un instrumento internacional específico que provea estándares ambientales y de seguridad para la perforación en la plataforma continental.

Las Áreas Marinas Protegidas (AMPs) 

Debido a la importancia de las áreas marinas protegidas a nivel internacional, en el año 2010 se adoptó la Meta de la Biodiversidad de Aichi 11 donde se insta a los países a que al menos el 10% de las áreas marinas y costeras sean conservadas a través de áreas protegidas manejadas de manera efectiva y equitativa. “La Unión Internacional Para La Conservación de la Naturaleza” (UICN) define a las AMPs como “superficies de mar preservadas para fines de conservación y protección de su hábitat, así como para el uso sostenible de los recursos naturales que albergan.”[11] En línea con estos principios, la ley 26.875[12] creó el AMP “Namuncurá-Banco Burwood” en la República Argentina, en su artículo 5 se definen tres tipos de zonas: A) “Zona Núcleo”: las únicas actividades permitidas serán las necesarias para el control de la biodiversidad de los fondos marinos y su fiscalización. B) “Zona de Amortiguación”: se podrán desarrollar actividades de investigación científica y exploración de recursos naturales que aporten al conocimiento sobre la biodiversidad marina, experiencias de manejo sostenible de sus recursos naturales, restauración de áreas degradadas y monitoreo de los efectos del cambio global sobre la estructura del medio marino. C) “Zona de Transición”: se podrán desarrollar actividades productivas y extractivas, contempladas en el plan de manejo y que cuenten con la autorización de la autoridad de aplicación, con excepción de las actividades reguladas por la ley 24.922 (Régimen Federal de Pesca).

Regulación ambiental-hidrocarburífera de la actividad costa afuera en la República Argentina.

Entre los años 1960 y 1970 se perforaron 17 pozos costa afuera, principalmente en el sector occidental de la cuenca del Colorado. En el año 1975 YPF decidió adquirir una plataforma semisumergible, la cual bautizó como General Enrique Mosconi, y perforó en las cuencas del Colorado, Golfo San Jorge y Austral. Sin embargo, recién en 1981 se intensificó la exploración offshore, de mano de las empresas internacionales Esso, Shell y Total (esta última fue la única que tuvo éxito), llegando a realizar 29 pozos[13].

A saber, las Cuencas Argentinas Marinas son: Cuenca del Salado; Cuenca del Colorado; Cuenca de Rawson; Cuenca Costa Afuera del Golfo San Jorge; Cuenca de San Julián; Cuenca Austral; Cuenca de Malvinas; Cuenca de Malvinas Oriental; Cuenca de Malvina Sur; Cuenca de Malvinas Norte y Cuenca Argentina.

En lo concerniente a la regulación, las normas que regulan los aspectos ambientales de la actividad hidrocarburífera dista de ser uniforme[14]. Las normas nacionales en lo que respecta a la gestión ambiental de las actividades exploratorias y extractivas de hidrocarburos son producto de variadas resoluciones reglamentarias de la ley 17.319[15].La aplicación de estas normas se debe realizar armónicamente con los diversos preceptos constitucionales (art. 75 inc. 12; art 41, y art. 124). 

La reforma constitucional de 1994, al introducir el artículo 41 en su primer y segundo párrafo, consagra el derecho y la obligación de proteger el ambiente[16], utilizando los adjetivos “sano” y “equilibrado”, la cláusula promueve el desarrollo sostenible[17]cuando establece que “Todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano y equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras; y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según los establezca la ley. Las autoridades proveerán a la protección de este derecho, a la utilización racional de los recursos naturales, a la preservación del patrimonio natural y cultural y de la diversidad biológica, y a la información y educación ambientales…”. En relación a los presupuestos mínimos, en su tercer párrafo la referida clausula ambiental, establece que “corresponde a la Nación dictar las normas que contengan los presupuestos mínimos de protección, y a las provincias, las necesarias para complementarlas, sin que aquellas alteren las jurisdicciones locales.” El artículo 4 de la Ley General del Ambiental (LGA)[18] los define como: “toda norma que concede una tutela ambiental uniforme o común para todo el territorio nacional, y tiene por objeto imponer condiciones necesarias para asegurar la protección ambiental”[19] 

En este orden de ideas considero que no debería haber contradicción entre lo que dispone el último párrafo del artículo 124 de la Carta Magna cuando establece que corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio, con la facultad del Congreso de la Nación de dictar los “presupuestos mínimos de protección ambiental” y la facultad de las provincias de sancionar las normas “necesarias para complementarlas”. Está interpretación debe realizarse junto con el art 75 inciso 12 que refiere a la delegación expresa por parte de las provincias a la Nación para dictar los códigos de fondo, en este caso, el Código de Minería, dentro de los que se encuentran los hidrocarburos. Por lo que las resoluciones que regulan cuestiones ambientales para la exploración y explotación de hidrocarburos en el mar, dictadas por la Secretaría de Energía, y reglamentarías de la ley 17.319, integran la legislación sustantiva en materia de hidrocarburos, y por ende son aplicables en todo el país[20].

El artículo 1° de la ley 24.145[21] transfirió el dominio originario de los yacimientos de los hidrocarburos del Estado Nacional, a las provincias en cuyo territorio se encuentren, incluidos los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de 12 millas marinas desde la línea de base reconocidas por la legislación vigente.      

La ley 26.197[22], denominada “Ley Corta” establece, entre otras disposiciones, que los yacimientos de hidrocarburos pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren. Es decir que se traspasó el poder concedente sobre exploración y explotación de las áreas, no así la jurisdicción.

En línea con las normas mencionadas anteriormente puede sostenerse que en materia de regulación ambiental-hidrocarburífera offshore, se reserva para las provincias el dominio de los recursos sobre la franja de 12 millas del mar territorial. Al Estado Nacional le corresponden los yacimientos que se encontraren en la plataforma continental o hasta una distancia de 200 millas marinas medidas a partir de la línea de base. Actualmente son 350 millas, luego de la aprobación por parte de COPLA de la extensión de la plataforma continental argentina.

En síntesis, las provincias costeras, sobre la franja de 12 millas del mar territorial, poseen potestades de regulación ambiental, en forma concurrente con las normas nacionales e internacionales. “En la actualidad, los procedimientos de evaluación ambiental para actividades en aguas provinciales se encuentran plenamente sujetos a las exigencias de habilitación, monitoreo y control por parte de las autoridades locales (incluyendo la participación ciudadana, y consulta conforme a la Ley General de Ambiente y las normas provinciales complementarias) mientras que si estas actividades se llevan a cabo en aguas bajo jurisdicción exclusiva de la Nación, serán de aplicación, en principio, los procedimientos nacionales”[23]

La Ley 27.007[24] regula la exploración y explotación de hidrocarburos en el mar, sin embargo, no recepta requisitos de carácter ambiental. En su art. 23 la misma establece que “El Estado Nacional y los Estados Provinciales, de conformidad con lo previsto en el artículo 41 de la Constitución Nacional, propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, lo que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente”. No obstante, la mencionada ley fomenta la exploración de hidrocarburos en el mar, al incluir la actividad en un régimen de promoción de las inversiones que reduce las regalías que se deben abonar en un 50%. 

Resoluciones de la Secretaría de Energía de la Nación:

Resolución SE 105/9: esta norma fue la primera en regular los aspectos ambientales durante la etapa de exploración y explotación de hidrocarburos tanto en Áreas Continentales como en la Plataforma Marítima de todo el territorio de la República Argentina. Su elaboración estuvo basada en la Guía de Recomendaciones para proteger el ambiente natural durante el desarrollo de la exploración y explotación de hidrocarburos, preparada por el Instituto Argentino Del Petróleo (I.A.P.). La mencionada norma establece el cumplimiento de los siguientes procedimientos básicos para proteger el medio natural durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos: A) Estudios Ambientales Previos y B) Monitoreo de las Obras y Tareas. La misma establece la obligatoriedad de la realización y la presentación de estudios ambientales, tanto previos a la perforación de un pozo de exploración como al desarrollo de un yacimiento.

 Resolución SE 25/04: reglamenta a la Resolución 105/92, ya que define los requisitos para la presentación de los estudios ambientales correspondientes a los permisos y concesiones de exploración y explotación de hidrocarburos. Las actividades sujetas a estudio ambiental, tanto para obtener permisos de exploración como concesiones de explotación son:

–        Para la perforación de pozos exploratorios (la presentación debe realizarse 20 días antes de iniciarse cualquier trabajo);

–        Para la prospección sísmica (el plazo para presentarla es de 30 días antes de iniciar cualquier trabajo);

–        Para la construcción de instalaciones (plazo de 30 días);

–        Para el abandono de las instalaciones (deberá presentarse dentro del informe del monitoreo anual correspondiente al período que realice)

Resolución SE 342/93: en relación a la regulación ambiental de planes de contingencia e incidentes ambientales, la Resolución 342/93 divide a los planes de contingencia en dos etapas. La primera vinculada a establecer las condiciones y objetivos de los planes; y la segunda relacionada con la definición del contenido de los planes. La mencionada norma complementa la Resolución 252/93, que aprueba la estructura de los Planes de Contingencia y establece la obligatoriedad de comunicar incidentes ambientales. Las empresas petroleras están obligadas a informar cualquier incidente que pudiera afectar los recursos naturales, dentro de las veinticuatro horas de acaecido.

Resolución SE 24/04: esta norma modifica la Resolución 342/93 fijando dos categorías de incidentes; mayores y menores. Los incidentes mayores se deben informar dentro de las 24 horas de acaecidos y la compañía responsable debe presentar a la Subsecretaría de Combustible un informe final del incidente, dentro de los treinta días de finalizada la tarea de control. En relación a los incidentes menores, deben ser documentados y registrados por la compañía operadora.

Resolución SE 951/2015: La norma aprueba el reglamento técnico para el transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos por ductos submarinos, incorporando estándares internacionales específicos a los efectos de garantizar la seguridad operativa en ocasión de los accidentes ambientales que se pudieran producir en la actividad offshore. Por otra parte, en el Anexo II se definen las normas de protección ambiental aplicables a ductos submarinos. En el primer artículo se establece que “las actividades llevadas a cabo por la industria offshore en la plataforma continental deberán ser realizadas de manera ambientalmente responsable, abierta y transparente” al mismo tiempo que introduce el principio de precaución[25] cuando establece “que la ausencia de certeza científica absoluta no deberá utilizarse como razón para posponer medidas que prevengan la degradación del ambiente”.

Resolución SE 5/1996: regula los procedimientos para el abandono de pozos de hidrocarburos, en relación a los pozos offshore, en su capítulo V establece las técnicas recomendadas para el abandono de pozos tanto temporarios como definitivos.

Considero importante añadir que el 20 de julio de 2015 se sancionó la Ley 27.167[26] “Programa Nacional de Investigación e Innovación Productiva en Espacios Marítimos Argentinos (PROMAR), “que tendrá dentro de sus objetivos generales el de Promover innovaciones tecnológicas aplicables a la explotación sustentable de los recursos naturales y al desarrollo de las industrias vinculadas al mar”.

En cuanto a la Ley General Ambiental (LGA), la misma es una ley marco ambiental, por lo cual debe ser fuente de interpretación y aplicación de la legislación ambiental-hidrocarburífera en toda la República Argentina. La misma establece los presupuestos mínimos para el logro de una gestión sustentable. Además del ya citado artículo 4 donde se enumeran la mayoría de los principios de la política ambiental, cabe destacar los artículos 27 y 28 en lo que refiere a la definición de daño ambiental y responsabilidad; artículos 11; 12 y 13, relacionados con la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) y el artículo 20 que establece la obligatoriedad de realizar procedimientos de consulta o audiencias públicas para la autorización de aquellas actividades que puedan generar efectos significativos en el ambiente.

A la luz de estos principios y para lograr un análisis holístico de las leyes y resoluciones citadas no debe soslayarse, la entrada en vigencia del nuevo Código Civil y Comercial de la Nación (CCN), en donde el nuevo art 240 establece los límites a los derechos individuales sobre los bienes de incidencia colectiva. Asimismo, se introduce el ya mencionado principio preventivo de la LGA en el art 1711 del CCN, incorporando un gran cambio en cuanto a la responsabilidad. Debido a las características particulares del daño ambiental; si se actúa luego de producido el mismo se producen consecuencias que pueden llegar a ser irreparables. Es por esta razón que surge la necesidad por parte de los tribunales de aplicar el principio preventivo para evitar el daño al ambiente. Ya lo reflexiona Lorenzetti al sostener “Ya no se trata de una reparación o un resarcimiento, en materia ambiental el Código Civil, y Comercial, comprende la importancia de la irreversibilidad del daño. Se adecúa a una necesidad de llegar a una etapa anterior, previniendo el menoscabo que repercute para generaciones futuras”[27] El artículo 1711 es congruente con el mandato constitucional del art. 41, y constituye un refuerzo para todas las acciones preventivas porque supone ahora un deber positivo de actuar para prevenir la ocurrencia del daño. 

Sucinto análisis sobre las conclusiones y recomendaciones de la Comisión Nacional Investigadora acerca de las causas de la explosión en la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México[28].-

La plataforma Deepwater Horizon era una plataforma semisumergible[29] propiedad de Transocean, que perforaba un pozo a 7 kilómetros de profundidad y a 64 kilómetros de distancia de las costas de Luisiana. Bitrish Petroleum (BP)era el operador del proyecto. El 20 de abril de 2010 una burbuja de metano ascendió a la superficie provocando una explosión y un incendio que provocó la muerte de 11 trabajadores. El sistema de seguridad falló y dos días después se hundió la plataforma, emanando al océano cuatro millones de barriles de petróleo que empezaron a contaminar el Golfo. La fisura pudo sellarse recién el 15 de Julio. La explosión de la plataforma significó un desastre humano, económico y ambiental, por lo que el entonces presidente de Los Estados Unidos anunció la creación de una Comisión Investigadora para investigar y prevenir futuras catástrofes.

Una de las conclusiones de mayor trascendencia que resalta el informe final de la Comisión es que el accidente se podría haber evitado ya que las causas inmediatas de la explosión se debieron a errores identificados por parte de BP y Transocean que revelan fallas sistémicas de la industria, poniendo el foco en la cultura de seguridad de toda la Industria. De igual forma, concluyó que las compañías involucradas tomaron decisiones para recortar gastos y ahorrar tiempo que contribuyeron al desastre. Dispuso que debe garantizarse la autonomía política, especialidad técnica y la absoluta consideración sobre la protección ambiental.

Considero importante señalar el anuncio de la creación de tres instituciones independientes, con tres atribuciones diferentes. Aclarando que el presupuesto de las tres agencias debe provenir de las tarifas que paga la industria de exploración y explotación hidrocarburífera. La oficina de ese entonces denominada Minerals Management Service (MMS) pasó a llamarse Bureau of Ocean Energy Managemente and Enforcemente (BOEMRE). Se creó una agencia responsable del cumplimiento de la regulación ambiental y de la seguridad de la exploración y explotación en el mar; otra dedicada a la concesión de los permisos enfocada en la ciencia ambiental; y la última dedicada a administrar las ganancias.

La Comisión sugiere que las compañías interesadas en participar en la industria de la exploración y explotación de hidrocarburos en el mar deben demostrar tanto su competencia basada en la experiencia, como su capacidad financiera como pre-requisitos para poder participar en las licitaciones. Así como también, indica la necesidad de contar con un nuevo proceso, riguroso y transparente, de revisión de los planes de respuesta a los derrames.

La Recomendación N°3 pone el foco en la participación pública, la cual debe ser promovida a través de la Agencia Epa y la Guardia Costera y la Recomendación N°7 señala la importancia de permitir el acceso a los científicos a la zona de respuesta inmediatamente luego de que se produzca un derrame para que puedan llevar a cabo una investigación científica independiente. La falla más grave en el caso de referencia fue la de no poder contener el derrame del pozo.

Se deja asentado que la tecnología, las leyes, las regulaciones y prácticas para contener, responder, y limpiar los derrames están muy retrasadas con respecto a los riesgos reales asociados con la perforación de aguas profundas. Para finalizar pone el acento en asegurar la responsabilidad financiera y en que el Congreso debe involucrarse sistemáticamente en asegurar la seguridad y la protección ambiental de las perforaciones en la plataforma continental.

3.- Análisis de objetivos.

Luego del estudio efectuado, y con los fines de elaborar propuestas para una gestión ambiental eficaz que procure la protección marina en las actividades offshore, considero relevante establecer los siguientes objetivos:

1.- Asegurar la preservación, conservación y recuperamiento de la biodiversidad marina en la realización de las actividades “costa afuera”.

2.- Asegurar la protección de las áreas marinas protegidas

3.- Garantizar la seguridad de la vida humana y la minimización de riesgos ambientales de las operaciones extractivas en el mar.

4.- Establecer procedimientos y mecanismos adecuados para la minimización de riesgos ambientales, para la prevención y mitigación de emergencias ambientales y para la recomposición de los daños causados por la contaminación de las actividades offshore.

5.- Establecer estrategias, medidas, instrumentos, y políticas relativas al estudio del impacto ambiental de las actividades de exploración y explotación en la plataforma continental del Atlántico Sur.

6.- Asegurar y promover el libre acceso a la información por parte de los ciudadanos, conforme Ley 25.831[30]

7.- Fomentar la investigación científica y tecnológica para contener, responder, y limpiar los derrames de hidrocarburos en el mar.

8.- Establecer mecanismos para contar con estándares elevados de transparencia y rendición de cuentas.

9.- Promover la generación de energías renovables marinas en la República Argentina.

4.- Ejecución. Conjunto de acciones propuestas para la realización de las políticas identificadas

1.- Conforme las facultades que le confiere el artículo 41 de la CN a la Nación, el Congreso deberá elaborar una norma de presupuestos mínimos, estableciendo normas comunes para la protección de los ecosistemas marinos en la exploración, explotación y desarrollo de hidrocarburos offshore. Teniendo como base las resoluciones anteriormente citadas, se deberá:

a)     Definir los estudios ambientales e informes previos exigibles, la exigencia de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) y de una Evaluación Estratégica Ambiental (EAE)[31], según corresponda conforme su escala de intervención.

b)     Establecer mecanismos y procedimientos mínimos adecuados para garantizar la seguridad de la vida humana y la minimización de riesgos ambientales, asegurando la factibilidad técnica de las operaciones en la plataforma continental, previendo un plan de contingencia para emergencias ambientales y la recomposición del daño al ambiente causado.

c)     Detallar los incidentes que requieran ser denunciados.

d)     Plataformas marinas: realizar una clasificación de los diferentes tipos, indicando la obtención de certificados ambientales, proceso de desmantelamiento, definiendo su destino final una vez concluida su vida útil y asegurando de no conceder ningún permiso para el abandono de las plataformas si las mismas representan un peligro para la vida y/o ecosistema marino.

e)     Perforación de pozos: Elaborar una guía de procedimientos para identificar criterios para la perforación de los pozos de alto riesgo y desarrollar metodología para evaluar los riesgos.

f)      Permisos de exploración y explotación: Establecer un sistema de calificaciones ambientales para evaluar la elegibilidad de los concesionarios. Para su calificación este sistema se basará en la comprobación del cumplimiento de la normativa ambiental y en la huella de carbono de las empresas adjudicadas.

g)     Establecer mecanismos para la realización de Inspecciones periódicas, monitoreos sin previo aviso, encaminados a garantizar que la estructura, equipos, sistemas y disposición, así como los materiales empleados, cumplen plenamente con los estándares ambientales exigidos.

h)     Redactar en su ANEXO una guía de buenas prácticas basada en las regulaciones de la ley.

2.- Crear un organismo conformado por un grupo de científicos expertos y profesionales idóneos en la materia que estudie cómo prevenir posibles accidentes y cómo actuar frente a posibles derrames que puedan ocurrir, asesorando a las autoridades sobre cuestiones ambientales. Este equipo de expertos podrá realizar las revisiones, monitoreos y observaciones de las actividades hidrocarburíferas en el mar, pudiendo opinar sobre la otorgación de concesiones.

3.- Crear un organismo de coordinación y comunicación en conjunto con La Prefectura Naval Argentina estableciendo un plan de contingencia adecuado para poder responder y contener futuros accidentes ambientales en el mar.

4.- Realizar un mapeo de las superficies del mar preservadas para fines de conservación y protección de su hábitat, así como para el uso sostenible de los recursos naturales que albergan. Estableciendo un proceso de interconsulta científica para demarcar zonas donde se prohíba explorar. Se les dará oportunidad de participación a las organizaciones indígenas afectadas a las comunidades costeras.

5.- Crear un órgano conformado por representantes del gobierno, industria, y comunidad civil que tenga como fin lograr la transparencia y la publicación de información precisa sobre aspectos claves de la gestión de los recursos marinos.

6.- Destinar un porcentaje de las ganancias de la producción de hidrocarburos en el mar a la inversión en la generación de energías renovables marinas y asegurar un fondo para crear capacidades alternativas que lidien con las consecuencias posibles de un desastre.

5.-Conclusiones

El derecho ambiental tiene un carácter transversal, sus normas, principios y contenidos, tanto en instrumentos internacionales como en la legislación interna, integran y nutren el ordenamiento jurídico en su totalidad, influyendo en la totalidad de las ramas del orden jurídico.

Finalmente se puede concluir sobre el tema abordado que la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos offshore carece de una regulación específica y uniforme de protección ambiental para toda la República Argentina. Dado el rol trascendental de los océanos, y considerando que la exploración en aguas profundas en la Argentina tiene el potencial de ser el único remanente en reservorios convencionales con grandes cantidades de petróleo y gas;  estimo necesario adoptar reglas comunes, modernas y eficientes que provean técnicas para evitar, mitigar y resarcir cualquier accidente derivado de la propia actividad, procurando de igual forma garantizar la transparencia en la gestión de los recursos naturales y fomentar la investigación tanto científica como tecnológica. Contar con un marco responsable para la debida protección de los mares, contribuirá a la seguridad energética sostenible, al ejercicio de nuestra soberanía en la plataforma continental y estará en línea con los objetivos de desarrollo sostenible asumidos por el país como estado miembro de las Naciones Unidas. Quisiera recordar que la tutela eficaz del ambiente no depende exclusivamente de los aspectos normativos, para lograr una protección integral deben de involucrarse múltiples actores, en especial cada habitante como parte integrante del ambiente.

[1] Seudónimo elegido –

[2]“The Ocean Economy in 2030” disponible en: https://read.oecd-ilibrary.org/economics/the-ocean-economy-in-2030_9789264251724-en

[3] Offshore oil production in deepwater and ultra-deepwater is increasing”  Administración de Información y Energía de Estados Unidos (EIA) https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=28552

[4] “Shell y Qatar Petroleum realizarán exploración offshore en el Mar Argentino” publicada el 5/09/2019 en Apertura Negocios

[5] “Prospects Rosy for new Argentina offshore round” https://www.bnamericas.com/en/news/prospects-rosy-for-new-argentina-offshore-round

[6]Argentina, como estado miembro de las Naciones Unidas suscribió la agenda 2030 en Septiembre de 2015.  La misma incluye 17 objetivos y 169 metas, y busca una transformación de nuestros modos de vida por uno que garantice el respeto por el medio ambiente procurando garantizar la prosperidad de las generaciones venideras a largo plazo. 

[7]Soberanía y recursos, ejes del fallo de la ONU sobre la extensión territorial, Martín Dinatale. https://www.lanacion.com.ar/politica/soberania-y-recursos-ejes-del-fallo-de-la-onu-sobre-la-extension-territorial-nid1883979

[8]El principio de prevención se encuentra garantizado en el artículo 4 de la Ley 25.675 y se lo define como: “Las causas y las fuentes de los problemas ambientales se atenderán en forma prioritaria e integrada, tratando de prevenir los efectos negativos que sobre el ambiente se puedan producir”

[9] Ver: “Implicancias Ambientales de la exploración y la explotación hidrocarburífera en mar con especial referencia al régimen de la República Argentina y del MERCOSUR” Violeta S. Radovich

[10] Ley 18.398 B. O. 28/10/196

[11] “Presentación de un nuevo informe sobre áreas marinas” (UICN) 7/09/2012 https://www.iucn.org/es

[12]Ley 26.875 B. O. 05/08/2013

[13]“Historia de la Exploración en la Argentina, cuencas offshore y reflexiones finales” Mariel S. Palomeque. Petrotecnia, diciembre 2018.

[14] “Es posible una regulación ambiental uniforme de los aspectos ambientales de la actividad hidrocarburifera?” Horacio Payá, RADEHM, n°8, febrero-abril 2016, pp 45-70.

[15]Ley de Hidrocarburos. B. O. 30/06/1967

[16]Lorenzetti, Ricardo en “La Protección Jurídica del Ambiente” define al ambiente como “sistema global constituido por elementos naturales, artificiales de naturaleza física, química o biológica, socioculturales y sus interacciones, en permanente modificación por la acción humana o natural, que rige y condiciona la existencia y el desarrollo de la vida en sus múltiples manifestaciones” p. 1463

[17] La noción de “desarrollo sostenible” fue incorporada al lenguaje del derecho internacional en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo en Río de Janeiro de 1992, en la frase “y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer la de las generaciones futuras”

[18]Ley 25.675. Ley de Presupuestos Mínimos para la gestión ambiental. B. O. 28/11/2002.

[19]Las normas de presupuestos mínimos vigentes son: Ley 25.612, de Gestión Integral de los Residuos Industriales y de Actividades de Servicio; Ley 25670, de Gestión Sustentable y Adecuada del Ambienta LGA, Ley 25.688 de Régimen de Gestión Ambiental de Aguas, Ley 25.831 de Información Pública Ambiental; Ley 25.916 de Gestión de Residuos Domiciliarios; Ley 26.331 de Protección Ambiental de los Bosques nativos; Ley 26.562 de Protección Ambiental para el control de actividades de Quema, Ley 26.639 de Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial; Ley 26.815 de Protección Ambiental en materia de incendios Forestales y Rurales; Ley 27.279 de Protección Ambiental para la Gestión de los envases vacíos de Fitosanitarios y Ley 27520 de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global.

[20] “¿Es posible una regulación ambiental uniforme de los aspectos ambientales de la actividad hidrocarburífera?” Horacio Payá, RADEHM, n°8, febrero-abril 2016, pp 45-70.

[21]Ley 24.145  B. O.  06/11/1992.

[22] Ley 26.197 B. O  05/1/2007.

[23] Walsh, Juan Rodrigo “Hacia un marco regulatorio ambiental para las actividades en la plataforma continental Argentina” RADEHM, N°13, mayo-julio de 2017, pp 179-2019

[24]Ley 27.007 B. O. 31/10/2014

[25]El principio precautorio se encuentra garantizado en forma expresa en el art. 4 de la ley 25.675.  La necesidad de aplicar este principio surge a que muchas veces no existen certezas científicas sobre los efectos de determinados productos en el ambiente. Por lo cual resulta necesario un instituto que vaya a otra etapa, aún anterior. El principio 15 de la Declaración de Río de Janeiro de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo (1992), refleja la importancia de este principio.

[26] Ley 27.167 B. O.4/09/2015

[27]“La función preventiva de la responsabilidad civil y el daño ambiental en el nuevo Código Civil y Comercial de la Nación” por Pablo Lorenzetti

[28] National Comission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill And Offshore Oil Drilling (2001) https://cybercemetery.unt.edu/archive/oilspill/20121210200431/http:/www.oilspillcommission.gov/final-report

[29] Las plataformas pueden clasificarse según su función en: plataformas fijas de perforación; recuperadoras de pozos; de producción; de compresión; de enlace; habitacionales; auto elevables y sumergibles. “El abc del Petróleo: las plataformas” Rdz Alejandro https://web.archive.org/web/20160304092104/http://empleospetroleros.org/2011/05/04/el-abc-del-petrolero-las-plataformas/

[30]El artículo 1º de la Ley Nacional de Presupuestos Mínimos N° 25.831 garantiza “el derecho de acceso a la información ambiental que se encontrare en poder del Estado, tanto en el ámbito nacional como provincial, municipal, y de la Ciudad de Buenos Aires, como así también de entes autárquicos y empresas prestadoras de servicios públicos, sean públicas, privadas o mixtas”. –

[31] La Evaluación Ambiental Estratégica encuentra recepción en el Art. 7 de la Ley 26639 de Presupuestos Mínimos para la preservación de los glaciares y del ambiente periglacial: “Todas las actividades proyectadas en los glaciares y en el ambiente periglacial, que no se encuentran prohibidas, estarán sujetas a un procedimiento de evaluación de impacto ambiental y evaluación ambiental estratégica, según corresponda conforme a su escala de intervención…”

El presente trabajo procura realizar un análisis normativo relacionado con las emisiones de metano (CH4) generadas debido a las actividades de exploración, explotación, transporte, distribución y comercialización del sector del petróleo y gas, considerando la oportunidad que implicaría una optimización en la gestión de sus emisiones.

Estado de las emisiones de metano

El metano es el responsable aproximadamente de un tercio del calentamiento climático actual. Su poder de calentamiento global es entre 26 y 30 veces superior al del dióxido de carbono (CO2) en un período de 100 años, y entre 80 a 86 en 20 años. Su vida atmosférica es relativamente corta, alrededor de 12 años comparados con el siglo que tarda el CO2 en disolverse, por lo que su reducción constituye una de las estrategias más eficaces en la lucha contra el cambio climático en el corto plazo, ya que nos daría la posibilidad de notar los cambios y marcar una diferencia rápidamente. Cabe agregar, que también produciría una mejora en la calidad del aire, debido a que el CH4 es precursor del ozono troposférico.  

Conforme reporte anual de la Agencia Internacional de Energía sobre el estado de las emisiones de metano^[1], el sector energético es el responsable de casi el 40% del promedio total de las emisiones procedentes de la actividad humana. Durante el año 2022, el sector emitió más de 135 millones de toneladas de CH4 a la atmósfera.  Algunos de los eventos que generan el mayor nivel de emisiones son el resultado de fallas impredecibles en los procesos y operaciones de petróleo y gas, pero en general no se incluyen en los inventarios. (T. Lauvaux et al.).

De acuerdo con el inventario presentado en el Cuarto Informe Bienal de Actualización (IBA 4) de la República Argentina a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, que cuenta con información correspondiente al año 2018, el metano representa el 22.6 % de las emisiones generadas en el país. El sector con mayor participación es el de la Agricultura, ganadería, silvicultura y otros usos de la tierra (AGSOUT), el cual representa el 72.8 % de las emisiones de CH4, luego le sigue el sector de residuos con el 18.58 %, y por último, el sector energético con el 8,2 %. En este sector las emisiones provienen principalmente de las fugas emanadas durante toda la cadena del aprovechamiento y transformación de los hidrocarburos en energía, y si bien no representa la mayor contribución en términos de emisiones totales, el sector energético es el elegido para liderar la estrategia de mitigación debido al bajo costo de las medidas y la máxima disponibilidad de tecnología para su mitigación. Según el Rastreador de Metano^[2] de la Agencia Internacional de la Energía, se podrían reducir hasta el 75% de las emisiones de CH4, mientras que el 45% podría realizarse mediante la implementación de medidas costo-efectivas.

Compromisos e Iniciativas Internacionales

 Argentina, además de adherir al Acuerdo de París y comprometerse a mantener el aumento de la temperatura global promedio por debajo de los 2 °C por encima de los niveles preindustriales, y perseguir esfuerzos para limitar el aumento a 1.5 °C, durante el año 2021 adhirió al Compromiso Global de Metano

El lanzamiento formal del Methane Pledge se realizó durante la 26 Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático  (COP 26), y fue impulsado tanto por Estados Unidos (USA) como por la Unión Europea (UE). Su objetivo principal es reducir las emisiones globales de CH4 en al menos un 30 por ciento desde los niveles de 2020 para 2030. Si bien, actualmente más de 100 estados firmaron el Compromiso, las dos naciones que más emiten CH4, China y Rusia, no han adherido al acuerdo.

Al año siguiente, durante la COP 27, USA, UE, Japón, Canadá, Noruega, Singapur y el Reino Unido firmaron la “Declaración conjunta de los importadores y exportadores de energía sobre la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de los combustibles fósiles”^[3], en la cual, frente a la crisis climática y la reconfiguración del mapa geopolítico mundial, reconocieron que la dependencia constante de los combustibles fósiles los deja en situación de vulnerabilidad frente a la volatilidad de los mercados y a los retos geopolíticos,  reafirmaron el Compromiso Global de Metano y se comprometieron a reducir especialmente las emisiones de CH4 en toda la cadena de valor de la industria, debido a la abundancia de medidas de mitigación técnicamente viables y costo-eficientes. Es menester mencionar, que la Declaración apoya la adopción de marcos y/o normas para mejorar la precisión, y la transparencia de los datos, incluyendo protocolos aceptados tales como el marco de la Asociación de Metano de Petróleo y Gas 2.0 (OGMP, por sus siglas en inglés)^[4].

El mundo se encuentra en constante avance y evolución en esta materia.  Recientemente los Comités de Ambiente e Industria del Parlamento Europeo votaron a favor de reducir la huella de metano del sector energético y considerando la posición  de la UE como el mayor importador mundial de combustibles fósiles, se estableció que está regulación también alcanzará a los importadores de energía^[5] a partir del año 2026.

La propuesta regulatoria incentiva la adhesión de las empresas a la OGMP 2.0, así como también le atribuye al Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO)^[6] una función de organismo verificador de las metodologías de cuantificación La normativa en análisis prohíbe el venteo y la quema rutinaria, y obliga a los operadores a presentar un Programa de Detección y  Reparación de Fugas.

En el mismo orden de ideas, también durante la COP 27, y como parte de la estrategia de IMEO, la Organización de las Naciones Unidas (ONU) presentó MARS (Sistema de Alerta y Respuesta de Metano), un nuevo sistema satelital establecido con el objeto de alertar a gobiernos, empresas y operadores sobre grandes fuentes de CH4, conectando de manera transparente la detección de metano con los procesos de notificación. El sistema fue desarrollado con fondos de la Comisión Europea, USA, el Global Methane Hub y el Fondo Terrestre Bezos.

En referencia al mercado asiatico, recientemente, las principales empresas compradoras de gas natural licuado (GNL) de Asia, KOGAS (Korea Gas Corporation) y JERA de Japón, lanzaron “La Coalición para la Reducción de Emisiones de GNL” (CLEAN, por sus siglas en inglés), iniciativa público-privada que cuenta con el apoyo de los gobiernos de Japón, USA, la UE, Australia y Corea del Sur. Esta iniciativa acuerda la creación de un mecanismo para monitorear las emisiones de metano, así como también se alinea con los estándares de reporte de la OGMP 2.0, resaltando la importancia de la transparencia en los datos y apoyando la reducción de las emisiones en toda la cadena del GNL.

Marco Regulatorio Nacional

Conforme el Art. 124 de nuestra Carta Magna son las provincias quienes tienen el dominio de los recursos naturales ubicados en sus territorios. Por lo tanto, en la industria de petróleo y gas son ellas las que tienen el poder concedente, quienes históricamente han otorgado los permisos de venteo y quienes pueden ejercer el poder de policía.

Partiendo de un enfoque regulatorio energético, por parte de la Secretaría de Energía se han dictado dos Resoluciones Reglamentarias de la Ley Marco de Hidrocarburos 17.319: la Resolución 236/93 y la 143/98. Las mismas establecen las condiciones de excepción a la prohibición de venteo, así como también obliga a quemar todo gas que se decida ventear mediante procedimientos apropiados.

En lo que concierne a la normativa de los estados subnacionales. La provincia de Neuquén en el año 1996, sancionó la ley 2.175, la cual fija una tasa a la emisión de gases a la atmósfera en pozos petrolíferos cuando se superen los valores fijados y no sean justificadas sus causales de excepción por la autoridad de aplicación. Con respecto a  su implementación, en el año 2020, la Legislatura de la provincia aprobó un pedido de informes elevado por el diputado por el Partido Demócrata Cristiano, Raúl Muñoz^[7],  el cual solicita se informe sobre la cantidad de infracciones, el destino del dinero de las multas por el venteo de gas a la atmósfera, y la existencia de registros periódicos de controles de impacto ambiental, ya que hasta el momento no se cuenta con información al respecto.

En otro orden de ideas, desde un enfoque ambiental, es menester mencionar la Ley 27.520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global ya que establece como uno de sus objetivos el de asistir y promover el desarrollo de estrategias de mitigación y reducción de gases de efecto invernadero (GEI) en el país.

La ley 20.284 de contaminación atmosférica del año 1973, tiene como objeto regular todas las fuentes capaces de producir contaminación atmosférica ubicadas en jurisdicción federal y en la de las provincias que adhieran a la misma (solamente adhirieron la provincia de Mendoza, Santa Cruz y San Luis). Si bien, la misma nunca fue reglamentada, constituye el principal referente normativo en calidad del aire, pero no aborda ni menciona específicamente al metano.

En lo que concierne al enfoque regulatorio ambiental, resulta relevante señalar que varios países lo han adoptado. En Estados Unidos, la Agencia de Protección Ambiental tiene la facultad, establecida por medio de la Sección 111 de la Clean Air Act (Ley de Aire Limpio), para identificar las fuentes fijas y establecer estándares de desempeño tanto para equipos como para procesos, así como también definir las fuentes de emisión, e incluir requisitos para las emisiones de metano y compuestos orgánicos volátiles (COV). En este sentido, la sancionada Ley de Reducción de la Inflación (IRA, por sus siglas en inglés) establece, para las instalaciones que produzcan más de 25.000 toneladas de metano al año,  una tarifa de 900 dólares por exceso de tonelada en 2024,  pasando por 1.200 dólares en 2025 para llegar finalmente a 1.500 dólares en 2026.

Actualmente existen dos propuestas legislativas que cuentan con estado parlamentario en el Congreso de la Nación. El Proyecto de Ley de Presupuestos Mínimos de Gestión de Emisiones de Metano S-3259/2022 de la Senadora Gladys González establece que por medio de un proceso consultivo y público,  el Ministerio de Ambiente en conjunto con la Secretaría de Energía y las partes interesadas deberán elaborar un Plan de Reducción de Emisiones de Metano (PNREM), en donde se identificarán las principales fuentes de emisión,  requisitos de mitigación, y se fijarán límites de intensidad de emisiones para cada uno de los segmentos de la industria regulado, los cuales deberán estar en línea con la Contribución Nacional Determinada y los compromisos internacionales asumidos por nuestro país.

La Senadora Lucila Crexell presentó el Proyecto de Ley 1257/22 De Prevención y Control Integral de Emisiones de Metano en el Sector de Hidrocarburos, el cual tiene base principalmente en la Disposición Administrativa publicada en el año 2018 por la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA) de México^[8].

Por último, el Proyecto de Ley de Promoción del Gas Natural Licuado (GNL) Nº: 0007-P.E-2023, presentado por el Ejecutivo, el cual declara de interés público nacional y como objetivo prioritario la licuefacción de gas natural con destino a la exportación y sus actividades asociadas, no contempla disposición ambiental alguna al respecto.

No debe soslayarse que la adopción de requerimientos que aseguren la reducción de fugas en toda la cadena de valor de la industria, mitigará el incremento de las emisiones frente al aumento de la explotación de Vaca Muerta, agregará valor a la producción y contribuirá con el cumpliento de los compromisos internacionales asumidos. Si Argentina quiere posicionarse como un exportador frente al mundo deberá considerar las características del futuro mercado. En este mercado en expansión y altamente competitivo, tanto la UE, como USA, Australia, Japón y Corea del Sur, se encuentran trabajando en un marco de reporte de emisiones de metano alineado con OGMP 2.0, así como también apoyan la reducción de estas emisiones en toda la cadena de valor de la industria.  Se observa un escenario en donde Argentina será tomadora de precios, poseerá una desventaja por su posición geográfica y además actuará dentro de una ventana de oportunidad de transición energética que a partir del 2040 se vuelve incierta.

Por lo expuesto, resulta conveniente, que cualquier política energética que procure incentivar la economía del petróleo y el gas, se formule tomando en consideración los riesgos ambientales futuros, ya que es posible que disposiciones ambientales sean requeridas por los potenciales mercados de destino. 

Si bien, actualmente, algunas empresas ya han anunciado un foco general en la reducción de sus emisiones y forman parte de la Iniciativa Apuntando a Cero Emisiones de Metano para 2030^[9] de la Iniciativa Climática del Petróleo y Gas (OGCI)^[10],  una regulación que establezca requerimientos mínimos para la gestión de CH4, dará un empujón para que todos los actores tomen acciones en la materia y fortalecerá al país en su rol frente al cumplimiento de sus compromisos climáticos.

El reciente “Memorándum de Entendimiento” de Cooperación de Energía, firmado por nuestro presidente en la cumbre de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) con la UE, el cual apunta a que Argentina se convierta en un proveedor de GNL, no está exento de disposiciones ambientales. El mismo alienta a que los contratos que se celebren de conformidad con el Memorándum utilicen el estándar 2.0 de la OGMP para medir, informar y verificar las emisiones.

Conclusiones

Es probable que los países que no se adapten a los crecientes condicionamientos ambientales en el mercado de destino pierdan competitividad, por lo que se considera necesario para nuestro país el diseño de políticas públicas que amplíen la recolección de datos, fortalezcan los sistemas de monitoreo, para la detección, cuantificación, reducción y verificación de emisiones con el objeto de robustecer las capacidades técnicas tanto de los estados provinciales como del estado nacional.

Si bien hoy, frente a la creciente demanda internacional de productos con baja huella de carbono, existe una oportunidad estratégica para lograr una producción con la menor cantidad de emisiones posibles, es probable que en el medio plazo, los requerimientos ambientales, como la reducción de fugas en toda la cadena de suministro de gas natural fósil, se conviertan en condición necesaria para que Argentina pueda exportar.

Finalmente se puede concluir que reducir las emisiones de metano del sector del petróleo y gas constituye una de las herramientas más eficientes, posibles y concretas para que nuestro país  pueda agregarle valor a la producción y no quede rezagado en la lucha contra el calentamiento global. Deberíamos anticiparnos a las transformaciones futuras y convertir los desafíos en oportunidades.

Bibliografía

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“Propuesta Regulatoria Metano de la Unión Europea.” El PE pide acelerar la reducción de emisiones de metano del sector energético | Noticias | Parlamento Europeo, 9 May 2023, https://www.europarl.europa.eu/news/es/press-room/20230505IPR84920/el-pe-pide-acelerar-la-reduccion-de-emisiones-de-metano-del-sector-energetico. Accessed 9 August 2023.

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T. Lauvaux, et al. “Global assessment of oil and gasmethane ultra-emitters.” American Association for the Advancement of Science, 4 Febrero 2022, https://www.science.org/journal/science.

^[1] Reporte de la Agencia Internacional de Energía.  Disponible en: Methane emissions remained stubbornly high in 2022 even as soaring energy prices made actions to reduce them cheaper than ever – News – IEA

^[2] Methane Tracker 2021- Agencia Internacional de Energía. Disponible en: Methane Tracker 2021 – Analysis – IEA

^[3] Declaración conjunta de los importadores y exportadores de energía (europa.eu)

^[4] La Alianza para la reducción del metano en la producción de petróleo y gas (OGMP), es una iniciativa voluntaria sobre medición y notificación de las emisiones de metano creada en 2014 por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y la Coalición del Clima y Aire Limpio. Hasta la fecha, se han adherido a la OGMP más de 60 empresas, lo que cubre el 30 % de la producción y los activos mundiales de petróleo y gas en cinco continentes.

^[5] Se considera que la UE es el mayor importador de gas natural del mundo, con importaciones de energía que representan más del 80 por ciento del petróleo y el gas consumidos.

^[6] IMEO fue creado en octubre de 2020 por la Unión en asociación con el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, la Coalición del Clima y el Aire Limpio y la Agencia Internacional de la Energía, y se puso en marcha en la cumbre del G-20 en octubre de 2021. Se ha encomendado a IMEO recopilar, conciliar, verificar y publicar datos sobre las emisiones antropogénicas de metano a escala mundial

^[7] Expediente: D-336/2020 – Disponible en: Resultado Busqueda Expediente (legislaturaneuquen.gob.ar)

^[8] Disponible en: DOF – Diario Oficial de la Federación

^[9]  La Iniciativa Apuntando a Cero Emisiones de Metano fue lanzada durante el año 2022 cuenta con el apoyo de Aramco, bp, Chevron, CNPC, Eni, Equinor, ExxonMobil, Occidental, Petrobras, Repsol, Shell y Total Energies y procura lograr casi cero emisiones de metano de los activos petrolíferos y gasíferos bajo operación para 2030^[10] La Oil And Gas Climate Initiative (OGCI) es una iniciativa privada compuesta por 12 de las principales compañías de energía del mundo, que producen alrededor de un tercio del petróleo y el gas mundial.

Recientemente, la Unión Europea (UE), anunció que se encuentra evaluando un nuevo mecanismo de Ajuste en Frontera por Emisiones de Carbono para 2023, por medio del cual se aplicarían impuestos a los bienes importados que no cumplan con determinados requerimientos ambientales. Con el propósito de reducir el riesgo de fuga de carbono y lograr el cumplimiento de acuerdos existentes, este instrumento busca compensar las asimetrías regulatorias entre los países emergentes y desarrollados. Procurando “ecologizar” los procesos de producción, es factible que se comience a implementar a través de la imposición sobre aranceles basados en la huella de carbono de productos importados con altas emisiones como el hierro y acero, cemento, fertilizantes, aluminio y electricidad, para luego pasar a la mayoría de los bienes y servicios importados. La implementación de este mecanismo requerirá que los importadores de la UE compren certificados de carbono correspondientes al precio medio semanal de las subastas de los derechos de emisión del régimen de comercio de emisión de la UE. Cabe destacar que Estados Unidos, Canadá y Japón también se encuentran evaluando mecanismos similares. 

Uno de los primeros condicionamientos ambientales implementado en la UE fue la Directiva Europea sobre Biocombustibles del año 2009, la cual establece que los biocombustibles importados deben demostrar que generan un ahorro de entre 50% y 60% de emisiones con respecto al combustible fósil que reemplazan. 

Con respecto al impuesto al CO2, el mismo se implementa con el fin de alcanzar los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) establecidos en el Acuerdo de París y las Contribuciones Nacionalmente Determinadas (CND) asumidos por los países signatarios de manera costo efectiva. El mismo tiene como objetivo otorgar flexibilidad para reducir emisiones; disminuir la contaminación y aumentar la recaudación tributaria. 

Mediante este impuesto, se establece un precio a las emisiones de (GEI) liberadas a la atmósfera, usualmente medido en toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2eq), mediante una tasa. Puede establecerse a un costo por cada tonelada de CO2eq sobre los combustibles fósiles o sobre las emisiones medidas. En Argentina, el impuesto al carbono se encuentra establecido dentro de los artículos 10 y 11, del Capítulo II de la Ley N° 23.966 de Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y Gas Natural, por medio de la cual se grava al CO2 de los combustibles fósiles. En términos generales, cada combustible fósil cuenta con una tasa impositiva diferente de acuerdo a la cantidad de CO2 que contienen. Los montos se actualizan trimestralmente en base a las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC). Actualmente existe una propuesta de un Precio Internacional al Carbono (ICPF por sus siglas en inglés) que llegaría a 75 dólares por tonelada para 2030. Asimismo, de acuerdo al World Bank, ya hay 31 países con Sistemas de Comercio de Emisiones y 30 países con impuestos al carbono, los cuales cubren el 22% de las emisiones globales. 

Los instrumentos anteriormente descriptos afectarán ineludiblemente a los países en vías de desarrollo que dependen de los países desarrollados para la generación de divisas. Los países emergentes deberán anticiparse y adaptarse a las transformaciones actuales, aprovechando las oportunidades que presentan estos cambios para potenciar sus capacidades existentes. 

Argentina, no obstante haber ratificado los compromisos del Acuerdo de París, haber anunciado una Segunda CND un 27% más exigente que la anunciada en el 2016, una meta de alcanzar un 30% de energías renovables en la matriz energética nacional, incluyendo el objetivo de alcanzar un desarrollo neutral en carbono en el año 2050, luego de la pandemia, no generó ninguna acción concreta tendiente a incentivar y/o desarrollar las energías renovables. La ley N° 27.605 de Aporte Solidario y Extraordinario para Ayudar a Morigerar los Efectos de la Pandemia, mediante la cual se aprobó un impuesto sobre el tramo impositivo más rico para mitigar los efectos económicos de la pandemia, en su texto establece que el 25% de los ingresos del impuesto se dedicará a programas de exploración, desarrollo y producción de gas natural. 

Por el contrario, se observa que los países de la región no han seguido el mismo camino. Chile, con el objetivo de promover la eficiencia energética y las energías renovables en las micro, pequeñas y medianas empresas lanzó el programa “Ponle Energía a tu Pyme” , al mismo tiempo que anunció la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde con 3 objetivos principales: Tener 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo para 2025; producir el hidrógeno verde más barato del mundo para 2030; y estar entre los tres mayores exportadores de hidrógeno del mundo para 2040. Por su parte, Brasil, creó un aparato de financiamiento específico con condiciones para apoyar el desarrollo de proyectos bajo la Política Renovabio en donde ofrece apoyo directo a través de créditos para el sector de biocombustibles, con incentivo para mejorar la eficiencia energética y ambiental y la certificación de producción. Aquellas empresas que alcancen las metas de reducción de emisiones de CO2 estipuladas por el programa podrán obtener una reducción de su tasa de interés. Cuanto más eficiente en carbono sea un proyecto, mayores serán los descuentos. 

En nuestro país, el marco legal que fomenta la incorporación de energías renovables al mercado eléctrico está compuesto por la Ley N° 26.190 de 2006 que dispone el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, la cual define las fuentes de energías renovables como aquellas provenientes de la energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, biogás y biocombustibles; la Ley N° 27.191 de 2015 que modifica la Ley N° 26.190, el Decreto N° 531/2016 que reglamenta la Ley 26.190; la Resolución 281 del 2017 que aprueba el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER) mediante el cual, se habilita a los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), a la contratación individual, por cogeneración o autogeneración de energía eléctrica de fuente renovable., y El Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable, creado por Ley N° 27.424. 

Con el propósito de incentivar las energías renovables en el país, la Ley N° 27.191 fijó como objetivo que las fuentes renovables de energía contribuyan con el 20% del consumo total de energía eléctrica para fines del año 2025, se ampliaron los beneficios fiscales otorgados por la ley precedente, se estableció la prioridad de despacho para la energía eléctrica proveniente de recursos renovables intermitentes, y se establecieron garantías de parte del Estado Nacional, por medio del cual el oferente adjudicado fue incorporado como beneficiario del Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables “FODER”. Asimismo, con el dictado de las Resoluciones 71 y 136 se dió inicio al Programa RenovAr, por medio del cual se estableció un esquema de licitaciones para la adjudicación de contratos de suministro de energía eléctrica (PPAs, por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreements), por medio del cual la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) se constituyó como la compradora de la energía eléctrica a ser generada por los adjudicatarios de las licitaciones de proyectos de generación de energía renovable. Si bien los precios promedio obtenidos para la generación variaron por cada tecnología, siendo el biogás y la biomasa las que tuvieron el mayor precio promedio adjudicado, se observa que para las tecnologías renovables como la eólica y solar, a causa del desarrollo tecnológico, los precios fueron disminuyendo con cada ronda. Resulta relevante agregar, que con respecto a las dos últimas tecnologías señaladas, los costos de generación de energía renovable han ido disminuyendo notablemente en los últimos diez años, hasta ser actualmente competitivos con respecto a la generación de gas de proyectos de ciclo combinado. 

Por último, no resulta menor destacar que el mecanismo referido permitió el Project Finance, una modalidad de financiamiento utilizada en el país en períodos anteriores a la crisis de 2001, el cual otorga independencia y autonomía financiera a cada proyecto, permitiendo la afectación de los demás bienes y capacidad financiera del sponsor al desarrollo de otros proyectos y negocios. 

El esquema implementado por el programa RenovAr y la implementación del MATER resultaron ser por demás efectivos, estos mecanismos incrementaron la participación de las renovables en nuestra matriz energética, pasando de un 2% a un 13% de potencia instalada para diciembre del 2021, logrando picos de 28,84%. 

No obstante la normativa, incentivos y compromisos internacionales asumidos por nuestro país anteriormente descritos, el desarrollo de las energías renovables se encuentra estancado en Argentina desde hace tres años. Por lo expuesto y conforme el análisis internacional y nacional realizado se analizan mecanismos y herramientas que podrían incentivar y/o posibilitar el desarrollo de las energías renovables en nuestro país. 

La Evaluación Ambiental Estratégica 

La Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) tiene como finalidad internalizar la variable ambiental en las propuestas de políticas, planes y programas de desarrollo que formulen las instituciones del Estado, convirtiéndose en una herramienta preventiva de gestión ambiental en los niveles de decisión que correspondan. Esta herramienta debe orientarse a la prevención de las implicancias ambientales negativas significativas, así como a la prevención de posibles conflictos socio ambientales, que podrían generar esas decisiones.La característica principal de esta herramienta es su enfoque adaptativo y proactivo, incorporando los aspectos ambientales, sociales y económicos desde el inicio de la planificación del territorio, otorgándole a estas tres aristas el mismo nivel de importancia. 

Si bien en Argentina la única ley que contempla la aplicación de esta herramienta es la ley 26.639, de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, podría comenzar a utilizarse este instrumento de gestión para facilitar la incorporación de aspectos ambientales, al diseño y adopción de políticas, planes y programas gubernamentales. 

De comenzar a utilizarse esta herramienta, la EAE, podría establecer límites a las emisiones de los proyectos energéticos presentados por región, en línea y procurando el cumplimiento de la CND anunciada. Asimismo, se podría considerar, desde la etapa del diseño de las políticas energéticas, las externalidades negativas en el ambiente que generan las actividades de los diversos proyectos y/o políticas en consideración. 

De lo expuesto, podría considerarse la aplicación de un impuesto al CO2 calculado sobre las emisiones a generar de cada proyecto. Lo recaudado por este impuesto debería re-dirigirse al financiamiento de proyectos con una menor externalidad negativa como las energías renovables, otro porcentaje de lo recaudado podría dirigirse a un fondo que procure una transición adecuada y posible para aquellas regiones que se caracterizan por ser dependientes de la producción de combustibles fósiles; o bien parte de lo recaudado podría dirigirse a morigerar los impactos de un aumento posible en el precio de la energía. 

A modo de ejemplo, con respecto a los impactos sociales, una EAE debería prever la implementación de un plan de transición justo, y a largo plazo para la reinserción de los trabajadores de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) con el fin de capacitarlos técnicamente y re-insertarlos en una nueva actividad productiva con menores externalidades negativas. 

En síntesis, en una EAE podrían incorporarse las siguientes herramientas:

A) límites de emisiones por sector y/o proyecto energético
B) impuesto al CO2, como instrumento para internalizar los impactos ambientales 

La incorporación de estos mecanismos deberían verse luego implementados en los contratos de suministro de energía eléctrica (PPAs). 

A modo de breve colofón, frente al escenario internacional actual, Argentina, debería aprovechar el potencial que posee para desarrollar las energías renovables, sin embargo el desarrollo de estas energías no debería depender de elevados mecanismos e incentivos por parte del Estado para lograr financiamiento, sino que deberían poder empezar a caminar solas. 

El cambio climático es uno de los grandes retos del siglo XXI, internalizar los costos del calentamiento global en quienes toman la decisión de liberar más o menos gases de efecto invernadero podría establecer incentivos económicos para el desarrollo de energías limpias. Asimismo, podría ayudar a movilizar las inversiones financieras necesarias para estimular la tecnología y la innovación del mercado, impulsando nuevos motores de crecimiento económico con bajas emisiones de carbono