Siempre es bueno el ahorro en el Estado y cuando se trata del tema energético sabemos que es un asunto de gran sensibilidad y estratégico a la hora del desarrollo nacional.

El acuerdo entre UTE y la empresa argentina Gasoducto Cruz del Sur para el suministro de gas natural, permitió a la empresa energética uruguaya un ahorro de casi 3.000.000 de dólares en poco más de una semana, destacó la presidenta del ente, Andrea Cabrera. «Era un energético que siempre se apostó a tener y no se había dado la oportunidad, hasta ahora», explicó la jerarca.

En diálogo con Comunicación Presidencial, la titular de UTE informó sobre el acuerdo firmado en diciembre con la empresa Gasoducto Cruz del Sur, dedicada a la gestión de gas proveniente de la localidad de Vaca Muerta, provincia de Neuquén, Argentina.

Con la iniciativa, la central térmica de ciclo combinado ubicada en Punta del Tigre, departamento de San José, sustituyó gasoil por el gas natural suministrado desde Argentina. “En poco más de siete días se llevan utilizados 7,5 millones de metros cúbicos del energético, lo cual se traduce para UTE en un ahorro cercano a los 3.000.000 de dólares”, destacó Cabrera.

El acuerdo, que tendrá la duración de un año, renovable e interrumpible por parte de Argentina, se logró tras veinte años de espera, en los que Uruguay mantenía listos los gasoductos y pagaba los costos que generaban, añadió la jerarca.

Cabrera explicó que contar con gas no significa utilizar menos energía eólica o solar, porque UTE funciona en base a una ecuación económica en la cual se utilizará el gas cuando más convenga.

En ese sentido, la jerarca estimó que será un buen insumo para utilizar durante el verano que se pronostica será seco y se prevé una alta demanda de consumo eléctrico en el uso de aires acondicionados.

“Es una muy buena noticia, no solo desde lo económico, sino que, funcionar a gas natural es mucho mejor desde el punto de vista ambiental, se consume menos agua y se desgastan de otra manera las máquinas retrasando las inversiones en esa materia”, subrayó.

Fuente Imagen: Presidencia de la República.

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En la actividad participarán la ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, y el subsecretario Walter Verri, entre otras autoridades.

El evento cierra la Fase I del Proyecto Regional de Integración Gasífera del Mercosur, liderado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y CAF. Cuenta con el apoyo del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM).

Se trata de un espacio en el que habrá paneles con expertos nacionales e internacionales y se analizarán las perspectivas sobre la integración y casos de estudios regionales, entre otras actividades.

Inscripciones aquí.

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Asimismo, “la planificación y coordinación siguen siendo fundamentales para aprovechar las oportunidades del sector”.

En su Informe Anual 2024 SOBRE PANORAMA ENERGÉTICO DE AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE, Olade se refiere a los avances en la región en materia de Gas Natural.

Así se expresa en el calificado informe:

En Argentina en mayo de 2023 el volumen de gas no convencional de la formación Vaca Muerta alcanzó los 57.3 millones de metros cúbicos diarios, lo que representó un incremento interanual del 10.7% y un crecimiento del 11.1% respecto del mes de abril marcando un nuevo récord de producción. En agosto de 2023 se produjeron en todo el país 144 Mm3 /día de gas alcanzando valores de agosto de 2019. Con una producción de 89 Mm3 /día, que implicó un aumento intermensual del 7%, y una variación positiva interanual e interbianual del 10% y el 30% respectivamente, se logró la mayor participación histórica de producción no convencional de gas natural sobre la producción total del país (62%), impulsada por la puesta en operación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que permitió aumentar la capacidad del transporte desde la cuenca Neuquina. En este contexto se inauguró en la Provincia de Neuquén, el nuevo oleoducto Sierras Blancas – Allen que amplía la capacidad de transporte desde Vaca Muerta a refinerías y puntos de exportación. La obra de 100 millones de dólares, 105 km de extensión y 16 pulgadas de diámetro permitirá incrementar en 125 mil barriles diarios la evacuación de crudo desde la formación. El oleoducto constituye la primera inversión financiada en su totalidad por capitales privados en materia de midstream en la cuenca. A partir de esta obra todas las operadoras activas en Vaca Muerta podrán transportar su producción hasta la red del oleoducto Oldelval, lo que viabilizará la ampliación en la escala de los proyectos de extracción de crudo no convencional. También se inauguró la Primera Etapa del Gasoducto Productivo, que cuenta con una extensión de 320 km (Casa de Piedra- Patquía- Chilecito) y beneficiará a 14.8 mil personas. Además, se inauguró el nuevo Gasoducto América en la provincia de Buenos Aires que, con una extensión de 72 km, une las localidades de Trenque Lauquen y América en el partido de Rivadavia. Adicionalmente en el marco de la ampliación del Gasoducto de la Costa se inauguraron los tramos Mar del Plata y Balcarce, lo que permitirá sumar a 13,000 nuevos usuarios al servicio de gas natural. La obra de ampliación se complementará con el montaje de una planta de compresión que permitirá potenciar la capacidad de transporte del ducto de la Costa.

YPFB de Bolivia anunció el hallazgo de 230 billones de pies cúbicos de gas (BCF) en el pozo Churumas-X2 en Tariquía, Tarija. Con este descubrimiento YPFB Chaco S.A. solicitó la declaratoria de comercialidad para el campo Churumas e inició la elaboración de un Plan de Desarrollo que contemplaría la intervención del pozo CHU-X2 con el fin de incrementar el intervalo productivo, la perforación de por los menos dos pozos delineadores del yacimiento y la construcción de infraestructura de producción y procesamiento de gas.

Brasil informó que están en marcha tres grandes proyectos que aumentarán el suministro de gas natural al mercado en los próximos años: la Unidad de Procesamiento de Gas Natural de la Ruta 3 (UPGN), proyecto de Petrobras con capacidad para procesar hasta 21 Mm3 /día de gas rico, que incluye el gasoducto de salida de la Ruta 3 para transportar el gas natural producido en la zona presalina de la Cuenca de Santos; los proyectos Raia Manta y Raia Pintada del consorcio conformado por Equinor (operador), Repsol Sinopec Brasil y Petrobras, en el área de desarrollo de la concesión BM-C-33, ubicada en el área Presal de la Cuenca de Campos, que prevé producir gas natural y condensados (la FPSO tendrá una capacidad de producción de 16 Mm3 /día de gas natural y el gasoducto asociado tendrá una capacidad de 14 Mm3 /día, se destaca la solución tecnológica del proyecto, que cuenta con una estructura para procesar el gas natural en la propia FPSO, y el gas especificado fluye hacia tierra firme, a 200 km EVENTOS RELEVANTES PANORAMA ENERGÉTICO DE AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE • 2024 15 de distancia); Proyecto de aguas profundas de Sergipe (SEAP) para la producción de petróleo y gas natural de la cuenca Sergipe-Alagoas que incluye dos FPSO cada uno con una capacidad de 120,000 barriles de petróleo al día, en cuanto al gas natural, un FPSO tendrá una capacidad de 10 millones de m3/día y el otro, 12 millones de m3 /día, el flujo se realizará a través de un gasoducto de 134 kilómetros con una capacidad de 18 millones de m3 /día. También se inauguró la primera termoeléctrica que utiliza gas natural extraído en el Presal. Con una potencia de 565,5 MW, la CTE Marlim Azul es capaz de suministrar electricidad a más de 2 millones de hogares. El proyecto está ubicado en el Complejo Logístico e Industrial de la ciudad de Macaé, en Río de Janeiro. Por otra parte, la ANP aprobó la creación del programa Estudios Geocientíficos para el Almacenamiento de Gas (PAG) que tratará de la actividad de almacenamiento subterráneo de gas natural (ESGN) para identificar y mapear oportunidades geológicas en áreas no contratadas propensas al almacenamiento subterráneo de gas natural. Tales estudios servirán como insumos para que la ANP pueda otorgar autorizaciones a los agentes regulados interesados en la realización de actividad de ESGN en estas áreas.

Perú informó que el Ministerio de Energía y Minas, a través del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), construyó más de 1,100 Km de redes de distribución de gas natural, permitiendo la conexión de 274,357 familias, en las regiones de Piura, Lambayeque, La Libertad, Cajamarca, Áncash, Lima, Callao e Ica. También en el marco de la implementación del Plan con Punche Perú, se reactivó la masificación de gas en la concesión Sur Oeste, mediante el programa Bonogas, lo que permitirá que 22,061 nuevos beneficiarios en las ciudades de Arequipa, Tacna, Moquegua e Ilo accedan al gas natural residencial. Además, durante el 2023, el programa BonoGas (que financia las conexiones internas de gas natural en hogares, comercios e instituciones de apoyo social) benefició a de 80 mil hogares e inició su implementación en hospitales. Adicionalmente, en el ámbito vehicular, el programa Ahorro GNV, realizó la reconvención de 109,300 vehículos, superando la meta trazada para el 2023, en 9 regiones del país. Por otro lado, el programa Vale de Descuento FISE, benefició a 1,110,299 personas. En este escenario se realizó la primera conexión al gas natural del primer hogar, financiado por recursos del plan de reactivación Con Punche Perú, a través del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), en el sector Nuevo Horizonte del distrito La Esperanza, en la ciudad de Trujillo. Esta iniciativa tiene como objetivo concretar el tendido de 600 km de ductos para conectar al servicio de gas natural a cerca de 35,000 nuevas familias.

Con una inversión privada de 225 millones de dólares, se inauguró en República Dominicana, SIBA Energy, central termoeléctrica a gas natural ubicada en Boca Chica, provincia de Santo Domingo. Esta moderna planta inyectará energía al sistema mediante contratos a largo plazo con las empresas distribuidoras EDENORTE, EDESUR, y EDEESTE. La primera fase de la central termoeléctrica a gas natural está compuesta por 12 turbinas Titán con una capacidad nominal de 210 MW en su primera etapa de operación de ciclo abierto. Con el desarrollo del ciclo combinado alcanzará una capacidad de hasta 280 MW. Su alta disponibilidad, modularidad y rápida toma de carga permite a las unidades entrar en el sistema eléctrico en apenas 3 ó 4 minutos, lo que la habilita para atender los picos de demanda y falla de mantenimientos programados.

El Ministerio del Poder Popular de Petróleo de Venezuela otorgó una licencia a la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago (NGC por sus siglas en inglés) para la exploración y explotación de gas no asociado en el campo Dragón, ubicado en la península de Paria, estado Sucre. La referida licencia permitirá potenciar a Venezuela como exportador de gas, y en el desarrollo del parque petroquímico y del GNL a nivel mundial.

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El Poder Ejecutivo autorizó el 9 de mayo la suscripción de un acuerdo energético con la República Argentina, por el que el vecino país reafirma su voluntad de “disponer de la totalidad de los excedentes de gas natural que se originen y/o puedan canalizarse por la planta regasificadora” que el Gobierno analiza instalar en las costas del Río de la Plata. Nuestro país, asimismo, “reafirma su voluntad de poner a disposición dichos excedentes ya sea a través de su venta o el cobro de una tarifa por servicios de transporte, almacenamiento y regasificación”.

“Hasta tanto no se produzca el ingreso en operación de la planta regasificadora”, añade la resolución, “la República Argentina mantendrá el actual abastecimiento de gas natural a la República Oriental del Uruguay, con preferencia del sector residencial”.

Fuente Imagen: www.taringa.net

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“Como es sabido el desarrollo de un país depende en gran medida de la disponibilidad de energía. Pensando en ello, en el Uruguay se ha definido una política energética de largo plazo, aprobada en agosto de 2008 por el Poder Ejecutivo y en el año 2010 por la Comisión Multipartidaria de Energía, contando con el aval de los cuatro partidos políticos con representatividad escolar.

Dicha política energética se estructuro en base a cuatro grandes ejes estratégicos (institucional, oferta, demanda y social), destacándose en particular, la diversificación de la matríz energética nacional, así como la reducción de los costos, la disminución de la dependencia del petróleo importado y el fomento de la participación de fuentes energéticas autóctonas.

La decisión de introducir el Gas Natural se fundamenta en la necesidad de complementar en forma eficiente la fuerte introducción de energías renovables.

El principal uso que se preve para el Gas Natural será la generación de energía eléctrica, lo que implica un ahorro respecto a la generación a partir de combustibles derivados del Petróleo.

Actualmente el sector eléctrico uruguayo se abastece con energía hidráulica, complementada con energía térmica, base de los combustibles derivados del petróleo, biomasa y energía,

Para concretar la incorporación de Gas Natural las empresas energéticas estatales UTE y ANCAP conformaron Gas Sayazo S.A encargada de contratar un proveedor de servicios que construya, opere y mantenga la Terminal de gas natural licuado y que preste los servicios de receptación, almacenamiento, entrega y regasificación.

Las actividades que se desarrollen deben contribuir a los siguientes objetivo para el sector del gas natural: el aseguramiento del suministro del gas natural; la seguridad, confiabilidad y calidad en la operación de los servicios e instalaciones de almacenamiento; la eficiencia en las actividades comprometidas; el uso racional del gas natural, velando por la adecuada protección del medio ardiente; el acceso, la no discriminación y el uso generalizado de los servicios de transporte y distribución de gas natural; la protección de los derechos de los consumidores y usuarios de gas natural; que las tarifas reflejen criterios de sostenibilidad así como de eficiencia asignativa y productiva.

Dr. Andrés LIMA.

DIPUTADO POR SALTO.

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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

1. Introducción

Hace aproximadamente treinta años, empezó a ser técnica y económicamente factible explotar gas y petróleo almacenado en formaciones geológicas llamadas esquistos (o, en inglés, “shale”).

En Abril de 2010, el Departamento de Estado de USA aprobó una iniciativa conocida como Global Shale Gas Initiative (Iniciativa Global para Gas de Esquistos) [2] con el propósito de extender la experiencia estadounidense en el área de gas de esquistos a otras partes del mundo que puedan explotar esos recursos

Las reservas actuales de gas de esquisto se calculan en unos 174 billones de metros cúbicos, de los cuales un 17% se encuentran localizados en Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.

La extracción de gas de esquistos se hizo posible por la emergencia de dos tecnologías acopladas: el taladramiento horizontal (en contraposición a los pozos convencionales que son verticales) y el fracturamiento hidráulico, técnicas que describiremos más adelante.

Si bien la experimentación con estas técnicas data del siglo XIX, y las primeras aplicaciones se dieron en los 50´s, fue recién en los 80´s que George Mitchell [7] desarrolló comercialmente el Barnett Shale en el estado de Texas.

El Marcellus Shale está situado en Pennsylvania, en la cuenca de los Montes Apalaches, cuya producción empezó en 2005 [8].

En los últimos tiempos, a medida que la técnica de fractura hidráulica (”fracking”) se ha extendido en el mundo, se ha empezado a revelar un conjunto de preocupaciones ambientales muy válidas.

Ello ha llevado a países como Francia, Australia, Irlanda o Bulgaria, a prohibir esta actividad o, cuando menos, aplicar moratorias por un número de años, hasta que la información científica y técnica permita afirmar sin lugar a dudas que los perjuicios ecológicos pueden ser controlados y mitigados razonablemente.

Quizá el caso más claro de la reflexión que se está dando sobre este tipo de técnicas la constituya el hecho de que por primera vez un Estado de Estados Unidos (Vermont) ha prohibido definitivamente este procedimiento [10].

Teniendo en cuenta lo dicho hasta ahora, nuestra preocupación es que, por la vía de los hechos, en el Uruguay nos internemos en un camino sin retorno.

El peligro es conceder derechos de explotación de gas de esquisto con técnicas potencialmente dañinas a una empresa extranjera que eventualmente pueda alegar violación de contratos si, más adelante, debiera interrumpirse su actividad por comprobar daños ecológicos no previstos.

Dado que no existe legislación en el país en esta materia, estamos proponiendo la presente Ley, a efectos de instalar una moratoria de explotación por un tiempo suficientemente largo como para considerar todos los efectos locales de tal explotación.

2. Resumen ejecutivo

El gas en los esquistos está almacenado en forma muy dividida y es necesario fracturar la roca para obtenerlo. Esto se hace mediante tecnología de perforación horizontal e inyección de agua con arena y productos químicos a alta presión.

El gas, junto con parte del líquido inyectado retorna a la superficie. Parte del líquido queda bajo tierra y el que retorna puede reinyectarse o disponerse de él en piletas de evaporación y plantas de tratamiento de efluentes.

Se ha comprobado que existe contaminación de aguas superficiales y subterráneas causadas por este proceso. Se ha constatado la existencia de dosis altas de radioactividad en las aguas residuales. Se ha constatado contaminación aérea, con emisión de gases de efecto invernadero y fenómenos tales como el agua inflamable. Se ha constatado en varios casos la proliferación de micro y mini sismos causados por el proceso de fracking.

El proceso de fractura hidráulica está bajo investigación de organismos ambientales especializados en Estados Unidos, Canadá, Nueva Zelanda, Rumania, República Checa y otros países de la Unión Europea.

Mientras no se obtengan pruebas sólidas de la inocuidad de los procesos y se hayan desarrollado técnicas estandarizadas para su manejo –algo que se supone ocurrirá alrededor de 2014-2015, muchas ciudades, estados y países del mundo han prohibido sine die o establecido moratorias de entre dos y cuatro años para los procesos de fracking.

Este proyecto de ley persigue el mismo objetivo.

3. Descripción del proceso de fractura hidráulica (“fracking”)

Las reservas de gas se catalogan en convencionales y no convencionales [11].

En los primeros, el gas se acumuló migrando desde las rocas generadoras hasta una trampa rodeada de roca impermeable.

Generalmente estos depósitos de gas están asociados a depósitos de petróleo y se explotan conjuntamente, simplemente mediante una perforación vertical convencional.

En el caso de las fuentes no convencionales, el gas está atrapado en la roca generadora y no existe un bolsón en el que se encuentre todo el gas atrapado.

Para extraerlo es necesario usar técnicas no convencionales, tales como el taladrado horizontal y la fractura hidráulica. De lo que se trata es de romper la roca, creando fisuras, de forma que el gas pueda fluir libremente y así ser extraído [12].

Hay tres tipos de reservorios no convencionales, pero el único que interesa a los efectos de estoy proyecto de ley es el de esquistos.

Como en otros tipos de exploraciones geológicas, es necesario perforar varios pozos para poder conocer el potencial geológico y comercial del emprendimiento. Eso es lo que Schuepbach ha hecho desde el 2009 hasta el presente [13].

La fractura hidráulica (“fracking” en inglés) es la inyección a alta presión de fluidos en las rocas que se presumen contienen el gas, de tal manera que aquellas se fracturan y permiten su liberación, para ser bombeado a la superficie [14].

Para llevarlo a cabo, primero se realiza un pozo vertical, hasta la profundidad deseada, y luego se taladra horizontalmente, en forma lateral, de manera que los tubos cubran una mayor distancia. Cuando los tubos están en posición, se inyecta el fluido y se empieza el proceso.

Al principio, el fluido es absorbido por la formación geológica, pero eventualmente la velocidad de inyección es superior a la de absorción y se producen fisuras y fracturas.

Una vez que estas fracturas fueron creadas, se cesa la inyección de fluido y se recoge parte del mismo que vuelve a la superficie. Por el mismo camino emerge el gas, que es luego recolectado, almacenado y distribuido (el proceso se aprecia en forma gráfica en la figura adjunta).

Junto al agua y los agentes químicos se inyecta arena o incluso pequeñas cuentas cerámicas, que ayudan a mantener abiertas las fracturas, de forma que el gas pueda fluir hacia la superficie.

No siempre se emplea agua en la forma indicada, sino que a veces se usan gases, como nitrógeno, fuel oil o incluso ácido clorhídrico para disolver parte de las rocas y mantener limpios los poros por los que fluye el gas.

Entre un mínimo de 20% y un máximo del 85% de los fluidos inyectados permanecen bajo tierra. El resto vuelve a la superficie y se almacena en piletas abiertas, desde donde se traslada a plantas de tratamiento de efluentes.

4. Riesgos ecológicos asociados

Los impactos ambientales conocidos del fracking representan riesgos ecológicos ciertos.

En general, se pueden clasificar en impactos asociados a las explosiones, contaminación de aguas superficiales y napas freáticas (con posible impacto en las aguas potables), polución aérea y riesgo de terremotos.

Uso del agua.

El proceso de fracking necesita agua para funcionar. Un solo pozo consume unos 8 a 38 millones de litros de agua para producir el proceso de fracking [15], dependiendo de la permeabilidad de la roca.

A diferencia de otros procesos de uso intensivo de agua, como las pasteras, la mayor parte del agua inyectada queda en el pozo y no vuelve a la superficie.

Mientras el número de pozos sea pequeño, la cantidad de agua no es relevante (UPM toma del río esa cantidad de agua o más del río Uruguay, cada uno de los días del año) pero puede serlo si el número de pozos se multiplica mucho (en Estados Unidos se calcula que hay unos 35.000 pozos en este momento).

Existe conexo un problema logístico. Dado que el proceso de inyección de agua cesa cuando se ha logrado la fractura hidráulica en el pozo, no es necesario ni conveniente instalar un sistema permanente de bombeo, sino que se hace a través de un sistema de camiones.

Eso implica la necesidad de transporte de agua y genera un tráfico que se calcula en 400 a 16.000 camiones por pozo, dependiendo de la cantidad de agua que se necesite [16] con los consiguientes problemas asociados al mantenimiento de rutas, polvo en el aire, consumo de combustible, emisión de gases, etc.

Arena y similares.

La arena y otros compuestos similares, como pequeñas partículas cerámicas, se emplean en gran cantidad para mantener abiertas las fracturas en la roca.

Cada pozo puede consumir del orden de 2.000 toneladas de esos componentes. La obtención de estos componentes conlleva sus propios problemas ambientales, ya que debe extraerse de minas que a su vez requieren el uso de agua y generan emisiones aéreas con polvo altamente cargado de sílice, lo que puede producir problemas de salud [17].

Sustancias químicas potencialmente tóxicas.

Además del agua y la arena, al líquido de fractura se le agregan distintos compuestos, algunos de los cuales tienen potencial tóxico y otros lo son reconocidamente.

Entre un 0.5% y un 2.0% del total de líquido de fractura está compuesto por estas sustancias químicas [18]. Como parte de un estudio del Estado de New York sobre las sustancias químicas propuestas para ser empleadas en el esquisto Marcellus, se compiló la tabla que se muestra en la página siguiente [19].

La lista de productos químicos que pueden emplearse incluye ácidos, bactericidas, biocidas, agentes para ajustar la acidez, inhibidores de corrosión, reductores de fricción, agentes gelificantes, agentes para control de contenido de hierro, surfactantes y solventes. Una cantidad considerable de estos compuestos queda definitivamente en las fracturas, no vuelve a la superficie.

Los problemas asociados con las sustancias químicas de fractura son de dos tipos. Por un lado la toxicidad de las sustancias en sí mismas y su permanencia en los suelos. Por otro, que las compañías que realizan el fracking se niegan a revelar la composición completa de sustancias químicas que utilizan, alegando proteger sus procesos industriales. Eso hace muy difícil controlar la contaminación posible.

En 2010 se publicó un artículo acerca de los productos químicos empleados en la extracción de gas en pozos verticales, considerados desde el punto de vista de la salud humana. Debajo se reproduce los distintos tipos de sustancias empleadas y para qué

Los autores encontraron que se emplean más de 70 compuestos químicos que tienen, cada uno de ellos, al menos 10 efectos adversos sobre la salud humana, incluyendo metanol, etilenglicol, ácido acético, naftaleno y ácido fosfónico.

Contaminación.

Los problemas de contaminación pueden ocurrir por vertidos accidentales, contaminación de suelos y aguas por el proceso de fractura, contaminación aérea y los problemas relacionados con el tratamiento de las aguas residuales que retornan desde el interior del pozo.

Respecto a los vertidos, existen experiencias de derrames accidentales de líquido de fractura en Estados Unidos en Octubre 2005 (Kerr-McGee), Setiembre de 2009 (Cabot Oil and Gas), Diciembre de 2009 (Atlas Resources) y Mayo de 2010 (Range Resources) [21].

Respecto a la contaminación de agua y suelo, existen reportes fundados de que las precauciones que se toman no son suficientes.

Como una cantidad considerable del líquido de fractura permanece en el subsuelo, la posibilidad de contaminación de acuíferos y agua dulce existe.

Se ha hecho un documental que adquirió mucha fama sobre este tema, llamado Gasland [22], pero puede acusársele de presentar los hechos de una forma más efectista que científicamente fundada.

Sin embargo, existe al menos un caso profusamente documentado por la EPA y rigurosamente investigado, el caso Parsons [23], que demuestra claramente la contaminación de aguas subterráneas y finalmente el pozo de agua dulce de una granja por los procesos de fracking.

La esencia del problema es que los procesos de fractura son fundamentalmente incontrolables, y existe una probabilidad no nula de que lleguen hasta los acuíferos, contaminando el agua.

Otro punto debidamente comprobado es que en ocasiones, el propio gas metano liberado de las rocas fracturadas puede llegar al agua dulce que es finalmente usada por los consumidores.

Tal es el testimonio de Amee Ellsworth en Weld County, Colorado, donde en 2009 se mostró como el agua que salía de las canillas podía encenderse debido al alto contenido de metano proveniente de la contaminación [24].

La contaminación atmosférica ha sido documentada también en varios casos, fundamentalmente relacionada con los gases emitidos durante la etapa en que el fluido de fractura retorna a la superficie.

El Dr. Conrad Dan Volz y colaboradores, del Centro para Comunidades y Ambientes Saludables de la Universidad de Pittsburgh, desarrollaron un estudio [25] sobre los compuestos orgánicos volátiles (VOCs, HAPs) emergen de los pozos con el fluido retornante y continúan disueltos y son liberados lentamente del fluido almacenado en las piletas. Los malos olores e incluso explosiones han sido registrados en diversas áreas gasíferas en USA [21].

Quizá el problema más grande sea el de la disposición final de las aguas retornantes del pozo, que están ampliamente contaminadas con sustancias químicas y gases. Dado que esa agua retorna desde profundidades muy grandes, contiene productos químicos poco usuales, entre ellos algunos radioactivos, y el tratamiento en las plantas convencionales de tratamiento de aguas residuales ofrece grandes dificultades.

En Febero de 2011 se publicó una exhaustiva investigación de miles de documentos de la EPA [27].

Entre las conclusiones a las que pudieron arribar, vale la pena citar

En Pensilvania, entre 2009 y 2011, se produjeron unos 6 millones de metros cúbicos de agua contaminada, la mayor parte de la cual fue enviada a plantas de tratamiento que no estaban capacitadas para recibirlas

Al menos 12 plantas de tratamiento de aguas servidas aceptaron esa agua industrial que finalmente fue descargada con solo un tratamiento parcial a cursos de agua superficiales

Al menos 179 pozos produjeron efluentes con alto nivel de radiación, 116 de ellos con niveles 100 veces superiores a lo tolerado por la EPA y 15 con 1.000 veces lo aceptable

Se han encontrado niveles elevados de sólidos totales suspendidos, sulfatos, cloruros, bromuros y trihalometanos bromados.

Terremotos.

El fracking, por su propia técnica, es generador intrínseco de microsismos.

El caso quizá mejor documentado es el de Arkansas en USA [27], donde de tener entre 0 y 14 sismos entre 1909 y 1969, se pasó a varios cientos desde 1979 a la fecha, siendo el pico en 2010 con más de 600 terremotos de distinta intensidad. Durante todo el siglo XX en Arkansas se registraron menos de 700 sismos, y solo en 2009 y 2010 juntos se superó esa cantidad, con unos 500 de ellos concentrados en los últimos meses de 2010.

La preocupación con este problema llegó en 2011 a las cadenas nacionales norteamericanas [28] y más adelante se comprobó que los sismos disminuyeron al cerrarse la inyección de fluido en pozos de fracking [29].

Dos estudios recientes vincularon también el proceso de fracking con mini terremotos locales.

En el caso de los Estados Unidos, un estudio publicado por el US Geological Survey determinó que el incremento de mini terremotos en la parte media de Estados Unidos está “casi seguramente” relacionado con el proceso de fracking o, más precisamente, con el procedimiento de reinyección a tierra de las aguas residuales para disponer de ellas [30].

En Gran Bretaña [31] el British Geological Survey detectó un terremoto de magnitud 1.5 en la escala Richter en Junio de 2011 cerca de Blackpool, a unos dos km de una explotación de gas de esquisto. En el mismo lugar se había detectado un terremoto de grado 2.3 un mes antes. La operación de la minera fue detenida debido a esas observaciones.

5. Acciones en curso

En varios lugares del mundo, el proceso de fracking ha sido completamente prohibido o se ha declarado una moratoria hasta que se conozca más desde el punto de vista científico y tecnológico.

En Estados Unidos, la administración del Presidente Obama está mejorando y ampliando las reglas relativas al empleo de la técnica de fracking en tierras públicas.

En Estados Unidos en particular, pero en general en todo el mundo, se están desarrollando iniciativas para obligar a las empresas a comunicar completamente las sustancias químicas que empleen en el proceso de fracking.

La agencia de protección ambiental de Estados Unidos, la EPA, se encuentra desarrollando estudios científicos en profundidad sobre el proceso de fracking, ha liberado los primeros reportes y se esperan más en este año y en 2014.

Se están desarrollando en Estados Unidos, Reino Unido, Francia y otros países estudios en profundidad sobre las emisiones aéreas, los resultados y condicionantes de la reinyección del líquido residual emergente en los pozos, y la vinculación de estos hechos con la producción de terremotos.

Se están desarrollando estudios sobre la contaminación de aguas subterráneas y la influencia que esto tiene sobre las fuentes de agua potable.

En Canadá, Francia, Estados Unidos, Australia y otros países se están desarrollando audiencias públicas tendientes al conocimiento de las poblaciones afectadas de los problemas eventuales asociados al fracking.

6. Antecedentes internacionales

a. Australia

En West Australia, se detectaron depósitos de gas asociados a carbón (no es lo mismo que el gas de esquisto, requiere menos violencia en la fractura).

Un artículo muy reciente de The Economist (2 Junio 2012) [32] describe la situación en el pequeño poblado de Roma, en Queensland y las controversias causadas por la posible autorización de la extracción de CSG (coal seam gas).

En 2011, la moratoria que el estado de South Wales había impuesto a estas actividades[33] fue extendido hasta Abril de 2012, pero su estatus está en entredicho en este momento. Los granjeros pretenden que se extienda y el gobierno ha encargado estudios científicos para elaborar guías técnicas y estándares para el fracking, pero es poco probable que no se autorice la continuación de los trabajos.

De cualquier manera, se han impuesto restricciones a las sustancias químicas que pueden emplearse y se han prohibido las piletas de evaporación.

b. Bulgaria

En Enero de 2012 Bulgaria prohibió la extracción de gas mediante la técnica de fracking luego de grandes manifestaciones populares en contra de la iniciativa [34].

Se convirtió así en el segundo país europeo, luego de Francia, en prohibir completamente el fracking. Esto revocó una licencia dada a Chevron para explotar gas de esquisto en el noreste de Bulgaria, un país que depende en gran medida del gas ruso para cubrir sus necesidades energéticas.

c. Canadá

La provincia de Quebec estableció una moratoria total en Abril de 2012 [35] siguiendo las recomendaciones de un grupo técnico nombrado por el Ministro de Ambiente Pierre Arcand.

El comité encabezado por Robert Joly recomendó que se suspendieran completamente todas las autorizaciones de fracking aún para propósitos de investigación científica hasta que se completaran los estudios científicos.

Se espera que emitan un reporte en algún momento del año 2013. En el mismo mes de Abril de 2012, la provincia de Nova Scotia emitió una moratoria de dos años para todas las autorizaciones de fracking.

El Ministro de Energía Charlie Parker arguyó para esta moratoria que debían examinarse a fondo las conclusiones ambientales de la US EPA y de la agencia ambiental canadiense sobre los efectos del fracking [36].

Las provincias de New Brunswick y British Columbia están en procesos que eventualmente pueden llevar también a moratorias y el Centro Canadiense para Políticas Alternativas ha expresado preocupación sobre este tema.

En British Columbia se ha desarrollado una fuerte oposición de los Pueblos Originarios que tienen competencia para ello y establecieron una moratoria de cuatro años en una región donde se encuentran las cabeceras de varios ríos.

d. España

En España no existe ninguna prohibición, pero su situación es especial porque toca de cerca a América.

En 2011 se concedieron permisos de explotación para el proyecto Arquetu en Cantabria [43] algo mantenido oculto hasta que la prensa lo develó. Pertenece a Repsol.

Repsol descubrió en Noviembre de 2011 el yacimiento de gas de esquisto posiblemente más grande del mundo en Vaca Muerta, Neuquén, Argentina y se convirtió en la manzana de la discordia que terminó con la confiscación de las acciones de Repsol en YPF [44]. Argentina parece ser la tercera reserva mundial de gas de esquisto detrás de EE.UU. y China. En este último país no ha habido ni manifestaciones populares en contra de la extracción del gas de esquisto ni preocupaciones ambientales en el gobierno.

e. Francia

Fue el primer país europeo en prohibir completamente la fractura hidráulica para la extracción de gas en 2011 [38-40] en una votación bastante dividida (176 contra 151) que usó la experiencia de Estados Unidos como precedentes ambientales.

Los permisos concedidos que emplearan esa técnica debieron cancelarse en un plazo de dos meses.

En Octubre de 2011 el gobierno prometió mantener la prohibición hasta que se demostrara que el método de fracking no daña el ambiente, alegando que no se podía cerrar completamente la puerta a la obtención de gas por este procedimiento [41].

En Mayo de 2012, el Ministerio de Economía prometió que la prohibición podría reconsiderarse si se demostraba que el procedimiento era seguro pero que hasta el momento los proponentes habían sido incapaces de demostrar que ese era el caso [42].

f. Irlanda

En la República de Irlanda existe un poderoso movimiento contra el fracking, nucleado en torno a la iniciativa Fracking Free Ireland [45].

g. República Checa

El ministro de ambiente dijo en Mayo [47] que planea una moratoria de dos años en la exploración y explotación de gas de esquisto hasta que se pase una nueva ley de minería, ya que en su opinión el país no está preparado para esas actividades.

h. Rumania

El nuevo gobierno socialdemócrata de Victor Ponta anunció su intención de detener todas las exploraciones por gas de esquisto hasta que estén culminados los estudios europeos sobre el impacto ambiental de la iniciativa [47].

Dado que esto fue en Mayo de 2012, todavía no se sabe si esta moratoria entrará en vigor. Si lo hace, los permisos concedidos a Chevron caducarán de la misma forma que lo hicieron en Bulgaria.

i. Nueva Zelandia

En Marzo de 2012, el Dr Jan Wright, Comisionado Parlamentario para el Ambiente de Nueva Zelandia estipuló que realizará un análisis independiente de la tecnología empleada en el fracking [48].

En Canterbury ya se ha solicitado al Ministro de Energía y Recursos una moratoria para el uso de fractura hidráulica, para la cual ya hay compañías estadounidenses interesadas en perforar [49].

j. Sudáfrica

La situación en Sudáfrica es muy interesante.

En Abril de 2011 se estableció una moratoria en la región semidesértica de Karoo que es un área sensible desde el punto de vista ecológico [50].

En Mayo 2012, Sudáfrica ganó el derecho a albergar el 70% de un proyecto de 2.000 millones de dólares para construir el mayor radiotelescopio del mundo (el SKA) destinado a encontrar vida extraterrestre.

El Ministro de Ciencia tiene poderes especiales para cortar árboles, redirigir tráfico aéreo, silenciar señales de radio y prohibir cualquier actividad que pueda interferir con la astronomía justamente en la región de Karoo, donde se instalará el radiotelescopio [51]. Es improbable entonces que se autoricen las actividades de fracking debido a la posibilidad de provocar microsismos que interferirían letalmente con el proyecto del telescopio.

k. Alemania

Las noticias de Alemania son del 5 de Mayo de 2012. Los Ministros de Ambiente y de Economía se han puesto de acuerdo en no autorizar las actividades de fracking porque son completamente escépticos acerca de la no afectación ambiental, sobre todo en lo que concierne a la contaminación de aguas [52].

l. Estados Unidos

En Estados Unios se está en desarrollo en este momento una discusión muy vigorosa sobre la necesidad de regular con mayor precisión la posibilidad del empleo del fracking. El Departamento de Interior está desarrollando nuevas regulaciones para permitir el fracking en suelos de uso público, incluyendo como elemento esencial que las compañías deban hacer una descripción exhaustiva de las sustancias químicas que se inyectan en los pozos [53].

La agencia de protección ambiental EPA tiene un sitio en la web con la información disponible acerca de la fractura hidráulica [54].

En Abril de este año publicaron un memorándum de entendimiento entre los Departamentos de Energía e Interior y la EPA acerca de la colaboración interinstitucional para la investigación en extracción no convencional de petróleo y gas [55] donde se establecen los puntos de investigación para el desarrollo de estas tecnologías con el mínimo impacto posible para el ambiente. Entre otras cosas, se establece la necesidad de los estudios geológicos e hidrológicos, de biota y uso de la tierra, de calidad de aire y agua, y de riesgos para el ambiente y la salud humana.

Para este año se espera un primer informe sobre el estudio del impacto del método de fractura hidráulica sobre los recursos de agua potable [56]. El primer reporte de avances está disponible online [57] y un segundo informe estará disponible en Junio de este año. El informe final se presentará en 2014.

Es de hacer notar que no existen todavía en Estados Unidos regulaciones respecto a la disposición final y el tratamiento de las aguas de desecho del proceso de fracking.

En Estados Unidos está prohibido disponer de estas aguas directamente a cuerpos de aguas superficiales y la EPA está estudiando en este momento cuales podrían ser las tecnologías suficientemente limpias, y factibles tecnológica y económicamente, que se podrían aplicar para el tratamiento de estas aguas residuales. Esto se inscribe dentro del nuevo plan para el tratamiento de efluentes, cuya versión de 2011 está liberada para comentarios públicos [58].

El repositorio más completo de acciones estatales y departamentales en Estados Unidos, así como de informes técnicos sobre distintos aspectos del fracking, se puede ver en el Fracking Regulatory Action Center, del Sierra Club. Aunque está específicamente diseñado para que sea de valor para los activistas ambientales, el conjunto de materiales depositados allí es extremadamente completo y valioso [59].

Los dos sucesos importantes más recientes en Estados Unidos respecto al gas de esquisto son la publicación del informe final del Subcomité para el estudio de los métodos de producción, del US-DOE, publicado en Noviembre de 2011 [60] y la prohibición total dispuesta por primera vez en un estado de USA para la extracción de petróleo y gas, adoptada a principios del mes de Mayo de 2012 en Vermont [61].

7. Referencias

[1] R. Walton, Natural gas shale play development now going global, https://mb50.wordpress.com/2011/10/09/natural-gas-shale-play-development-now-going-global/

[2] D. L. Goldwyn, Special Ennvoy for International Energy Affairs, U. S. Department of State, Briefing on the Global Shale Gas Initiative Conference, http://www.state.gov/s/ciea/rmk/146249.htm

[3] World Shale Gas Resources, Geology.com, http://geology.com/energy/world-shale-gas/

[4] La República, 14/2/2012, ANCAP firmó acuerdo para explorar y producir hidrocarburos, http://www.diariolarepublica.net/2012/02/ancap-firmo-contrato-de-exploracion-y-produccion-de-hidrocarburos/

[5] ANCAP, Lutitas gasíferas (gas shales), http://www.rondauruguay.gub.uy/rondauruguay2/es/MenuVertical/OTROSRECURSOS/LUTITASGAS%C3%8DFERAS.aspx

[6] ANCAP, Área de prospección de Schuepbach Energy, http://www.rondauruguay.gub.uy/LinkClick.aspx?fileticket=FzNMaNR8qTE%3d&tabid=336

[7] George Mitchell, The Father of the Barnett Natural Gas Field, http://geology.com/research/barnett-shale-father.shtml

[8] Marcellus Shale, http://geology.com/articles/marcellus-shale.shtml

[9] Víctor L. Bacchetta, Gas de esquisto, fractura hidráulica: “fracking”. Uruguay: “ser o no ser”, 9/3/2012, EcoPortal.net, http://www.especieenpeligro.net/index.php/crisis/715-gas-de-esquisto-fractura-hidraulica-fracking-uruguay-qser-o-no-ser

[10] Vermont first state in nation to ban fracking for oil and gas, 4/5/2012, http://vtdigger.org/2012/05/04/vermont-first-state-in-nation-to-ban-fracking-for-oil-and-gas/

[11] GROUND WATER PROT. COUNCIL & ALL CONSULTING, MODERN SHALE GAS DEVELOPMENT IN THE UNITED STATES: A PRIMER 15 (2009) http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/EPreports/Shale_Gas_Primer_2009.pdf

[12] CHESAPEAKE ENERGY, HYDRAULIC FRACTURING FACT SHEET 1 (2010), http://www.chk.com/Media/CorpMediaKits/Hydraulic_Fracturing_Fact_Sheet.pdf

[13] http://www.elacontecer.com.uy/14203-una-empresa-norteamericana-profundizara-la-busqueda-de-petroleo-en-las-proximidades-de-pueblo-la-pal.html

[14] AM. PETROLEUM INST., FREEING UP ENERGY, HYDRAULIC FRACTURING: UNLOCKING AMERICA’S NATURAL GAS RESOURCES 5 (2010), http://www.api.org/policy/exploration/hydraulicfracturing/upload/HYDRAULIC_FRACTURING_PRIMER.pdf

[15] Natural Gas Plays in the Marcellus Shale: Challenges and Potential Opportunities, Kargbo DM, Wilhelm RG, Campbell DJ (2010) Environ Sci Technol 44:5679 (disponible en http://pubs.acs.org/doi/pdf/10.1021/es903811p)

[16] Sustainable Water Management for Marcellus Shale Development, Vidic RD, Department of Civil and Environmental Engineering, Swanson School of Engineering, University of Pittsburgh, Pittsburgh, PA 15261 (2010), disponible en http://www.temple.edu/environment/NRDP_pics/shale/presentations_TUsummit/Vidic-Temple-2010.pdf

[17] Sand mining surges in Wisconsin, WisconsinWatch.org, Wisconsin Center for Investigative Journalism, http://www.wisconsinwatch.org/2011/07/31/sand-mining-surges-in-wisconsin/

[18] STATE OIL AND NATURAL GAS REGULATIONS DESIGNED TO PROTECT WATER RESOURCES, U.S.Department of Energy, OfficeofFossilEnergy,NationalEnergy Technology Laboratory, http://www.gwpc.org/e-library/documents/general/State Oil and Gas Regulations Designed to Protect Water Resources.pdf

[19] DEC, New York State, Natural Gas Development Activities & High–Volume Hydraulic Fracturing, 2011, http://www.dec.ny.gov/docs/materials_minerals_pdf/rdsgeisch50911.pdf

[20] Colborn T, Kwiatkowski C, Schultz K, Bachran M (2010) Human Ecol Risk Assess 17:1039

[21] Hydraulic Fracturing 101, Earthworks, http://www.earthworksaction.org/issues/detail/hydraulic_fracturing_101

[22] Fox J, Gasland (2010) http://www.gaslandthemovie.com/

[23] Parsons´ case, New York Times, http://www.nytimes.com/interactive/us/drilling-down-documents-7-intro-page.html

[24] http://www.gasland.com.au/2011/06/josh-fox-ban-fracking-now/

[25] Conrad Dan Volz, Drew Michanowicz, Charles Christen, Samantha Malone, Kyle Ferrer, How Organic Compounds Contained in the Shale Layer Can Volatilize Into Air, Become Hazardous Air Pollutants and Cause Ozone Formation (2010) http://www.fractracker.org/2010/08/potential-shale-gas-extraction-air-pollution-impacts/

[26] Ian Urbina, Regulation Lax as Gas Wells’ Tainted Water Hits Rivers, NYTimes, Feb. 26, 2011, New York Edition, pág. A1, http://www.nytimes.com/2011/02/27/us/27gas.html?_r=3&pagewanted=1&ref=us

[27] R. Ananda (2011) Arkansas: terremotos, mortandad de aves y peces, http://noticiasdeabajo.wordpress.com/2011/01/06/arkansas-terremotos-mortandad-de-aves-y-peces/

[28] A. Liu, J. A. Kaplan, Earthquakes in Arkansas May Be Man-Made, Experts Warn http://www.foxnews.com/scitech/2011/03/01/fracking-earthquakes-arkansas-man-experts-warn/

[29] S. Eddington, Arkansas Earthquakes Decline After ‘Fracking’ Injection Well Closures, http://www.huffingtonpost.com/2011/03/15/arkansas-earthquakes-2011-fracking_n_835868.html

[30] Fracking causes earthquakes, studies confirm, http://www.cbc.ca/news/technology/story/2012/04/17/environment-fracking-earthquake-studies.html

[31] U.K. miner halts fracking due to earthquake concerns, http://www.cbc.ca/news/world/story/2011/06/01/fracking-london-halted.html

[32] Fracking in Australia, Gas goes boom. A gas revolution in Australia’s heartlands creates divisions, The Economist, 2/5/2012, http://www.economist.com/node/21556291

[33] J. Burke, Moratorium extended on fracking in NSW, http://www.miningaustralia.com.au/news/moratorium-extended-on-fracking-in-nsw

[34] Bulgaria bans shale gas drilling with ‘fracking’ method, BBC News Europe, 19/1/12, http://www.bbc.co.uk/news/world-europe-16626580

[35] R. Penty, Quebec bans any fracking pending studies, Calgary Herald, 5/4/2012, http://www.calgaryherald.com/business/Quebec+bans+fracking+pending+studies/6407785/story.html

[36] D. O´Meara, Nova Scotia issues two-year moratorium on fracking. Government says needs more time to review technology, Calgary Herald, 19/4/2012, http://www.canada.com/business/energy-resources/6481080/story.html

[37] Northern B.C. fracking licence concerns critics, CBC News, 29/7/2011, http://www.cbc.ca/news/technology/story/2011/07/29/bc-talisman-fracking.html

[38] M. Badkar, France To Ban Fracking, Business Insider, 12/5/2011, http://articles.businessinsider.com/2011-05-12/news/30004330_1_shale-gas-fracking-hydraulic

[39] D. Castelvecchi, France becomes first country to ban extraction of natural gas by fracking, Observations (Scientifc American) 30/6/2011, http://blogs.scientificamerican.com/observations/2011/06/30/france-becomes-first-country-to-ban-extraction-of-natural-gas-by-fracking/

[40] Gaz de schiste : le Parlement interdit l’utilisation de la fracturation hydraulique, Le Monde, 30/6/2011, http://www.lemonde.fr/planete/article/2011/06/30/gaz-de-schiste-le-parlement-interdit-l-utilisation-de-la-fracturation-hydraulique_1543252_3244.html

[41] France to Keep Fracking Ban to Protect Environment, Sarkozy Says. Bllomberg, 4/10/2011, http://www.businessweek.com/news/2011-10-04/france-to-keep-fracking-ban-to-protect-environment-sarkozy-says.html

[42] France could lift shale gas fracking ban in coming years: Besson, Platts, 3/5/2012, http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/NaturalGas/8255711

[43] Arquetu: Fractura hidraúlica en Cantabria, http://fracturahidraulicano.wordpress.com/2011/07/22/hello-world/

[44] Vaca Muerta, la manzana de la discordia entre Argentina y Repsol, Expansion.com, 17/4/2012, http://www.expansion.com/2012/04/17/empresas/energia/1334662437.html

[45] http://frackingfreeireland.org/

[46] A.McGibbon, Even as Westminster wakes up to ´fracking´, Ireland presses ahead, http://liberalconspiracy.org/2012/05/27/even-as-westminster-wakes-up-to-fracking-ireland-presses-ahead/

[47] Czech Republic, Romania mull shale gas moratoriums, The Sofia Echo, 7/5/2012, http://sofiaecho.com/2012/05/07/1822520_czech-republic-romania-mull-shale-gas-moratoriums

[48] http://www.pce.parliament.nz/media/media-releases/pce-to-investigate-fracking/

[49] V. Anderson, Plea for Canty fracking moratorium, http://www.stuff.co.nz/the-press/news/6308514/Plea-for-Canty-fracking-moratorium

[50] R. Agbroko, S.Africa imposes «fracking» moratorium in Karoo, Reuters, 21/4/2011, http://www.reuters.com/article/2011/04/21/us-safrica-fracking-idUSTRE73K45620110421

[51] J. Herskovitz, South Africa’s telescope success may threaten gas plans, Reuters, http://www.therepublic.com/view/story/BRE84S0YE/US-SCIENCE-TELESCOPE-FRACKING

[52] Nein Danke. German Government to Oppose Fracking, Der Spiegel, 7/5/2012, http://www.spiegel.de/international/germany/germany-rejects-fracking-to-tap-natural-gas-a-831764.html

[53] US Republicans blast shale drilling rule expansion, Reuters 16/11/2011, http://uk.reuters.com/article/2011/11/16/usa-shale-idUKN1E7AF1A220111116

[54] Natural Gas Extraction – Hydraulic Fracturing, United States Environmental Protection Agency, http://www.epa.gov/hydraulicfracture/

[55] Memorandum on Multi-Agency Collaboration on Unconventional Oil and Gas Research, Department of Energy, Department of the Interior, Environmental Protection Agency, April 13, 2012, http://www.epa.gov/hydraulicfracture/oil_and_gas_research_mou.pdf

[56] Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources, Office of Research and Development, US Environmental Protection Agency, November 2011, http://www.epa.gov/hfstudy/HF_Study__Plan_110211_FINAL_508.pdf

[57] Progress Update: EPA’s Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources February, Jeanne Briskin, U.S. Environmental Protection Agency Office of Research and Development, February 2012 http://www.epa.gov/hfstudy/ProgressUpdate02_2012.pdf

[58] Effluent Guidelines (Clean Water Act section 304(m)), 2010 Effluent Guidelines Program Plan, EPA, October 2011, http://water.epa.gov/lawsregs/lawsguidance/cwa/304m/

[59] FRAC: Fracking Regulatory Action Center, Sierra Club, http://www.sierraclub.org/naturalgas/rulemaking/

[60] Final Report, Shale Gas Production Subcommittee, Secretary of Energy Advisory Report, November 18, 2011, http://www.shalegas.energy.gov/resources/111811_final_report.pdf

[61] Vermont first state in nation to ban fracking for oil and gas, Carl Etnier, http://vtdigger.org/2012/05/04/vermont-first-state-in-nation-to-ban-fracking-for-oil-and-gas/

8. El proyecto de Ley.

El proyecto de ley que se propone es sencillo y consta de dos capítulos. En el primero se establece una prohibición transitoria o moratoria de las actividades que utilizan el procedimiento de fractura hidráulica, por un lapso de cinco años.

Se deja fuera de la prohibición las perforaciones que se realicen con propósitos científicos o de estudio y relevamiento de los suelos.

En el capítulo segundo se crea una Comisión de Evaluación técnica que funcionará dentro del Poder Ejecutivo en el Ministerio de Industria, Energía y Minería.

Dicha Comisión tendrá como cometido el seguimiento y la elaboración de informes sobre el tema, con vistas a una prórroga de la moratoria o su levantamiento por parte del Parlamento mediante ley.

Entendemos que de aprobarse este proyecto de ley, nuestro país se colocará en el mismo camino de las naciones que toman las precauciones para preservar sus recursos naturales y medio ambiente.

PROYECTO DE LEY

CAPITULO I. De la prohibición transitoria de las actividades de exploración y explotación empleando el procedimiento de fractura hidráulica.

Artículo 1º. Prohíbase por un período de cinco años a partir de la entrada en vigencia de la presente ley, las actividades de exploración y explotación para la obtención de gas o petróleo por el procedimiento de fractura hidráulica de esquistos u otras formaciones geológicas que los pudieran contener.

Artículo 2º. Exceptúanse de la prohibición establecida en el artículo anterior las perforaciones que se realicen con propósitos científicos o de estudio y relevamiento de los suelos.

CAPITULO II. De la Comisión de Evaluación Técnica para el Estudio del Impacto Ambiental derivado de la metodología a emplearse para la obtención de gas y petróleo de fuentes no convencionales.

Artículo 3º. Créase una Comisión de Evaluación Técnica para el estudio del impacto ambiental derivado de la metodología a emplearse para la obtención de gas y petróleo de fuentes no convencionales, en especial la perforación horizontal y la fractura hidráulica.

Tendrá por cometido principal el estudio en profundidad de los antecedentes mundiales en el tema de la perforación horizontal y la fractura hidráulica, la recopilación, traducción y estudio de los informes que vayan produciendo los distintos organismos internacionales científicos y técnicos sobre estos temas, y la elaboración de informes técnicos, estándares y un conjunto de Mejores Prácticas Disponibles nacionales para la extracción de gas y petróleo en depósitos no convencionales.

Asimismo, tendrá como cometido asesorar, a su requerimiento, a los Poderes de Gobierno y a los Gobiernos Departamentales sobre el impacto derivado del empleo de los diferentes procesos de extracción de gas y petróleo de depósitos no convencionales.

La Comisión de Evaluación Técnica funcionará en el ámbito del Ministerio de Industria, Energía y Minería y actuará con autonomía técnica.

Artículo 4º La Comisión de Evaluación Técnica tendrá la siguiente integración

Un representante del Ministerio de Industria, Energía y Minería, que la presidirá, y cuyo voto tendrá valor doble en caso de empate.

Un representante del Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente.

Un representante de la Universidad de la República.

Un representante propuesto por las demás instituciones universitarias que actúen en la República.

Artículo 5º. La Comisión de Evaluación Técnica dispondrá de las siguientes potestades:

Dirigirse directamente a las diversos organismos estatales, paraestatales o privados.

Requerir la realización de estudios de campo y de laboratorio, informes y análisis, recabar la opinión de especialistas radicados en el territorio nacional o en el exterior.

Disponer observación “in situ” de las acciones tendientes a la solución de los problemas derivados del impacto ambiental por el empleo de las técnicas de extracción bajo estudio.

Elaborar un plan inicial detallado de estudio de los aspectos que afectan a las técnicas involucradas, para desarrollar durante el período en que actúe esta Comisión, e informes periódicos de avance con las sugerencias para la adopción de cursos de acción en la materia involucrada.

Artículo 6º. El Ministerio de Industria, Energía y Minería proveerá de los recursos materiales y humanos para el funcionamiento de la Comisión de Evaluación Técnica.

Artículo 7º. La Comisión de Evaluación Técnica elaborará sus informes teniendo en consideración las condiciones geológicas y del ecosistema nacional, y con especial miramiento de las actividades productivas existentes y su posible afectación.

Artículo 8º. La competencia precedentemente atribuida, es sin perjuicio de las asignadas a la Dirección Nacional del Medio Ambiente y a la Dirección Nacional de Minería y Geología.

Pedro Bordaberry

Senador.

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El acuerdo se firmó el Martes 18 de enero en las oficinas de Petrobras del edificio Plaza Mayor. Participaron de este evento por Petrobras Uruguay, su Presidente, Irani Varella, por el Banco Comercial, el Gerente General Horacio Correge, el Gerente de Banca Minorista y PYMES, Gustavo Manriquez y el Gerente de Banca Personas, Gerardo Sansberro y en representación de Conecta el Gerente General, Carlos Bellomo y la Gerente Comercial, Alia Kamaid.

Esta alianza permitirá que aquellos interesados en disfrutar de la energía del Gas Natural puedan acceder a descuentos y financiación sin recargo con las Tarjetas de Crédito Visa, MasterCard o American Express de Banco Comercial. También obtendrán tasas preferenciales para préstamos personales y empresariales para los lanzamientos que Conecta realizará durante este año.

Este acuerdo se suma también al realizado recientemente por el Banco Comercial con la empresa MontevideoGas para el gas natural en Montevideo.

Conecta distribuye gas natural por cañerías desde hace 10 años en Paysandú, Ciudad de la Costa, Colonia y recientemente incorporó la ciudad de San José.

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Uruguay tiene como lineamiento estratégico para el año 2030 el diversificar su matriz energética y llegar a un 50% de energías renovables. Dentro de las energías no renovables el país presenta la disyuntiva en el corto plazo de optar por el gas natural o el carbón.

Es así que la construcción de una planta regasificadora de forma conjunta con Argentina, es una de las opciones que evalúa el Gobierno. Esta nueva técnica consiste en licuar el gas en su lugar de origen, donde el volumen disminuye 600 veces, transportarlo en barcos metaneros, y cuando llegue a destino regasificarlo, es decir, pasarlo de líquido a gaseoso.

Para evaluar las ventajas y desventajas de la opción del gas natural, la SCI mantuvo una entrevista con el Director Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, Ramón Méndez, que presentamos a continuación.

– Existen decisiones en el Gobierno en relación a la construcción de la Planta Regasificadora.

– Una de las debilidades de nuestra matriz energética es que en algunos momentos las dos terceras partes del consumo provenía del petróleo. Al petróleo hay que complementarlo con alguna otra cosa. Y allí no hay 48 opciones: o bien gas natural, o bien carbón, o bien alguna forestación energética, o bien importación de electricidad. Frente a la opción de gas natural o carbón la opción que parece más atractiva es el gas natural. Además el gas natural es más limpio que el carbón y genera menos dióxido de carbono y por lo tanto tiene menos impacto sobre el cambio climático. Pero fundamentalmente frente al carbón tiene como ventaja que no se usa únicamente para generar electricidad; también se puede utilizar en la industria, a nivel residencial y en medios de transporte, remplazando petróleo por gas natural. Tradicionalmente dependía de los gasoductos y del gas que exista en las cercanías del país. Argentina que era nuestro suministrador por excelencia ha pasado a ser un importador de gas natural. Y Bolivia, que podía ser otro proveedor, en este momento sólo puede mandarnos gas a través de los gasoductos argentinos.

– ¿En cuánto tiempo podría instalarse la regasificadora?

– Estaría en un plazo intermedio. Desde que esté pronta y por ocho o diez años sería la opción, tiempo suficiente para pagar la inversión. El gas natural licuado es prácticamente un commodities y se puede comprar en 20 países del mundo que licuan gas y lo exportan. Y eso nos da nuevamente mayor independencia energética, que de eso se trata, tratar de no depender.

– Cómo están las reservas mundiales de gas natural?

– Siguen subiendo. Se han consolidado nuevas tecnologías, que extraen gas en pequeños yacimientos, prácticamente metido en la propia roca.

– ¿La ventaja de la regasificadora consistiría en disminuir los costos de generación de electricidad?

– El objetivo es múltiple. Por un lado, en función disminuir los costos de generación de energía eléctrica, pero también garantizar una cantidad de suministro de gas que haga penetrar el gas en el resto de la matriz energética: a nivel residencial, industrial y, eventualmente, en el transporte.

– ¿Han existido avances en cuanto a la concreción de la inversión?

– Es un estudio tremendamente complejo. Primero son tecnologías que están en permanente evolución. Segundo, el estuario del Río de la Plata no es el lugar más sencillo para instalar estos barcos, que en principio tienen calado mucho mayor de lo que se puede ingresar aquí. Tercero, por un problema de la estructura marítima del estuario, hay que hacer obras marítimas importantes o alejar el barco de la costa, lo cual también tiene otras dificultades en cuánto a qué tipo de tecnologías son posibles y de cuántos días por año puede operar el barco en relación a la altura de olas existentes. Y después hay estudios complejos, en cuanto a garantizar la compra de gas natural licuado, mediante contratos firmes a muchos años. Pero los estudios están muy avanzados y la idea es tomar definiciones muy rápidamente.

– ¿El carbón estaría descartado?

– No, no está descartado. En los próximos días vamos a tomar una decisión si confirmamos que nuestra primera opción comienza por la regasificadora, con lo cual el carbón pasaría a una segunda opción. Pero no quiere decir que está descartado de ninguna forma. La diversificación pasa por tener todas las fuentes disponibles. El hecho de tomar la opción por la regasificadora no implica que en 2017, 2018 o en 2019 podamos tener una planta de carbón. Eso es otra discusión.

– ¿Aratirí utilizaría una fuente de energía distinta del carbón?

– Estamos avanzando en las negociaciones y Aratirí está totalmente plegada a lo que es el diseño de la política energética. Aratirí ha manifestado su voluntad de ir por el camino que le proponga el Gobierno, es decir que no hay una dificultad en ese aspecto.

– ¿El país estaría en condiciones de suministrarle energía?

– Absolutamente, si se plantea con tiempo suficiente el país está en condiciones. Hoy no la tiene, naturalmente. Si mañana estuviera funcionando Aratirí y nos exigiera 200 megavatios no estamos en condiciones de ofrecerlos, pero en el momento que Aratirí empiece a funcionar tendremos todas las condiciones para incorporar toda la capacidad de generación que Aratirí y otro emprendimiento grande requieran.

– ¿El acuerdo con Bolivia para la importación de gas -vía Argentina- está concretado?

– El acuerdo con Bolivia está muy avanzado. La semana pasada estuvo el Ministro de Hidrocarburos trabajando con nosotros. El principio del acuerdo está, ahora nos resta acordar con Argentina para poder cerrar todo el negocio.

– El volumen es bastante menor que el que podría generar la regasificadora.

– Es menor. Además dependemos de que Argentina deje pasar por sus ductos el gas. Entonces no es una solución segura y de largo plazo. En el largo plazo la regasificiadora es más ventajosa.

– ¿Bolivia tendría la capacidad de producción para abastecernos vía gasoducto?

– Para comprar gas a Bolivia hay dos opciones: una de corto plazo, que consiste en usar los gasoductos existentes con Argentina. La otra es hacer un gasoducto dedicado especialmente hacia Uruguay, con lo cual ya no se depende de Argentina, sino que es nuestro caño. Lo estamos estudiando como opción, pero se requiere entre 6 y 10 años.

– ¿Ya comenzó ese estudio?

– Sí. La pasada semana estuvimos reunidos con la consultora que está haciendo el estudio y nos dijo que el estudio estará pronto para el 10 de diciembre. Bolivia en este momento tiene su volumen de producción acotado y, justamente, precisa tener garantizados contratos de largo plazo, para después hacer las inversiones necesarias para la producción. En caso de que tuviéramos un gasoducto vendría asociado con las inversiones del lado Boliviano para poder acceder al gas. Incluso Bolivia nos ha ofrecido poder hacer en conjunto el negocio de explotación del gas, en propio territorio Boliviano. Ese gas puede, llegado a Montevideo, industrializarse y no utilizarse solamente para producir energía; también podría ser utilizado para la industria petroquímica o alguna otra industria que dependa de hidrocarburos.

– O sea que lo más seguro –en relación a la estructura de la matriz- sería a construcción de un gasoducto con Bolivia.

Estructuralmente la única posibilidad es tener un gasoducto entre Bolivia y Uruguay, pasando naturalmente por Paraguay, por el Sur de Brasil y, eventualmente, Chile. Esa es la única garantía a largo plazo para la opción del gas boliviano.

Fuente: Presidencia de la República. www.presidencia.gub.uy

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Las gestiones dependen ahora de «asuntos netamente administrativos», añadió Coca, quien no precisó sin embargo el volumen de gas que Bolivia podría proveer a Uruguay ni la fecha del inicio del bombeo.

La idea es utilizar el ducto por el que desde hace tres décadas Bolivia bombea a Argentina entre 2 y 5 millones de metros cúbicos diarios (MMCD) del energético, y utilizar luego un ramal argentino hasta Uruguay.

Según La Paz, el gasoducto de Bolivia a Argentina tiene una capacidad tope de 7 MMCD, pero con mejoras técnicas en el sistema de bombeo y almacenaje estaría en condiciones de duplicar el transporte, para llegar al mercado uruguayo.

Bolivia, que posee 1,34 millones de m3 de gas, las segundas reservas de la región después de Venezuela, también discute con Buenos Aires el ajuste de un contrato de compra-venta de gas firmado en 2006 y que está trabado por discrepancias técnicas entre los dos países.

La construcción de un nuevo gasoducto con una capacidad máxima de 27 MMCD es el principal punto de la discusión bilateral.

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