Archivo de la etiqueta: Corporativas

Ecuador: El laudo arbitral de La Haya debe ser repudiado!

ae

ACCIÓN ECOLÓGICA DENUNCIA ANTE EL MUNDO

El laudo arbritral de La Haya en el Caso Chevron/Texaco ordena al Estado ecuatoriano violar los derechos humanos
¡¡Debe ser repudiado!!

El 30 de agosto de 2018, el Tribunal de la Corte Permanente de Arbitraje de La Haya falló en contra del Estado ecuatoriano en el caso Chevron/Texaco, perjudicando a decenas de miles de personas afectadas por las operaciones de esta empresa en la Amazonía ecuatoriana. Ante ello:

1.  Rechazamos el laudo arbitral pues burla 25 años de lucha en demanda de justicia y reparación integral para miles de personas afectadas por la contaminación petrolera en el norte de la Amazonía. El Estado ecuatoriano nunca debió haber aceptado ir a un tribunal de arbitraje. Recordemos que fue aceptado en 2011, cuando ya teníamos una Constitución que prohíbe ceder soberanía a instancias de  arbitraje internacional en controversias contractuales o de índole comercial, entre el Estado y personas naturales o jurídicas privadas (Art. 422). El de La Haya es un tribunal que garantiza inversiones, no puede pretender decidir sobre derechos humanos y de la naturaleza. Los tribunales de arbitraje sirven, como lo dice su nombre, para proteger inversiones, empresas, no a los pueblos.

2. Condenamos el abuso de poder y el abuso de las instancias legales que hace la empresa Chevron Texaco. No sólo agotó las instancias nacionales, sino que asfixió a los jueces con millares de folios para demorar el caso.

3. Denunciamos que lo que está ocurriendo es parte de una campaña de Chevron para que quede en la impunidad el delito ambiental y social que cometió en la Amazonía ecuatoriana. Como parte de esta campaña se ha activado el gobierno de Estados Unidos. Recordemos que durante la reciente visita al Ecuador de Mike Pence, vicepresidente de ese país, se refirió a que éste era un tema incómodo que debía ser resuelto.

4. Recordamos que el juicio de los afectados por ChevronTexaco es de los afectados, no de los gobiernos, ni del presente, ni del pasado.

5. Exigimos al gobierno nacional declarar el laudo inaplicable, sin perjuicio de establecer responsabilidades por la aceptación, la mala defensa, la falta de investigación.

6. Convocamos a las organizaciones ambientales, de derechos humanos, trabajadores, indígenas, mujeres, a castigar a la empresa repudiando sus productos, sus operaciones, sus pretensiones de impunidad. Pedimos enviar fotografías expresando su rechazo a Chevron así como su apoyo a los pueblos que demandan la reparación de sus derechos y la restauración de la Amazonía afectada.

Para rechazar a Chevron y apoyar a los pobladores amazónicos que demandan reparación integral sube tu foto en facebook o twitter con el hashtag #YoRepudioChevron, etiqueta a @Chevron (en Facebook y Twitter) y @LeninMorenoEc (en Facebook) o @Lenin (en Twitter).

ACCIÓN ECOLÓGICA
Quito, 10 de septiembre de 2018

BP: De Cerro Dragón a Vaca Muerta

En 2017 PAE/BP relegó a un segundo plano las inversiones en su principal activo, el yacimiento Cerro Dragón -el más importante en producción de petróleo convencional del país, ubicado en las provincias de Chubut y Santa Cruz- y concentró el mayor volumen en no convencionales en la Cuenca Neuquina. Si bien la compañía comenzó en 2011 el desarrollo de tight gas en el área Lindero Atravesado -su perla neuquina-, la opción por los hidrocarburos de formaciones compactas se manifestó con claridad a partir de 2015, año en que ingresó al área Aguada Cánepa, asociada a la empresa provincial GyP, y en que tomó el control de Bandurria Centro. Desde entonces, sumó la operación del bloque Coirón Amargo Sur Este y, con la división del área Aguada Pichana, en la que ya participaba, comenzó a operar la UTE Aguada Pichana Oeste y mantuvo un porcentaje en la UTE Aguada Pichana Este/Aguada de Castro, a cargo de Total Austral.

Compartimos la ficha sobre esta empresa, elaborada en el marco del informe Compañías europeas a la conquista de Vaca Muerta.

Pan American Energy Group (PAEG) / BP

Pan American Energy Group (PAEG), la principal petrolera privada integrada de Argentina, es controlada en partes iguales por las compañías BP Argentina Exploration Company subsidiaria de la británica BP plc con sede en EE. UU. y Bridas Corporation registrada en Islas Vírgenes Británicas, perteneciente en partes iguales a la familia argentina Bulgheroni y a la China National Offshore Oil Corporation Limited (CNOOC Limited).

¿Cuándo comienza a operar en el país?

En septiembre de 2017, comenzó el proceso de fusión de Pan American Energy LLC cuya propiedad compartían BP Argentina Exploration Co (60 %) y Bridas Corporation (40 %) y Axion Energy Holding S. L. perteneciente a Bridas Corporation, para la conformación de PAEG. En marzo de 2018, PAE LLC, Sucursal Argentina, y Axion Energy Argentina arribaron a un acuerdo definitivo por el que la empresa controlada por Bridas Corporation transfirió el fondo de comercio de Axion relativo a la refinación de petróleo crudo y al almacenamiento, distribución y comercialización de productos derivados, así como también la totalidad de los activos y pasivos.

La fusión es reciente, pero la firma tiene un extenso historial en el país a través de las empresas que la componen. Pan American Energy LLC fue constituida en 1997 por Bridas1 de la familia argentina Bulgheroni, fundada en 1948 y la estadounidense Amoco,2 que comenzó a operar en el país en 1958. La casa matriz fue radicada en Delaware, EE. UU., y el paquete accionario se dividió 40-60, respectivamente. Al año siguiente, Amoco se fusionó con British Petroleum, y ésta tomó la titularidad de las acciones. Años más tarde, la compañía británica simplificó su nombre por BP. Por su parte, Bridas y CNOOC Limited conformaron en 2010 la joint venture Bridas Corp.

Pan American Energy es la primera productora privada de hidrocarburos del país, participa con el 18 %-19 % de petróleo y 17 % de gas. En 2012 Axion compró los activos de ExxonMobil (ESSO) en Argentina, Paraguay y Uruguay, solo en Argentina controla una red de más de 500 estaciones de servicio, además de una refinería en la localidad bonaerense de Campana, la cuarta más importante del país y en la que se anunciaron inversiones que permitirían ampliar su capacidad de producción de nafta y de gasoil en un 60 %.


¿Cuándo se posiciona en Vaca Muerta? Evolución en número de áreas

La compañía comenzó a incursionar en el desarrollo de yacimientos no convencionales en la provincia de Neuquén en 2011, enfocada en el potencial de gas de formaciones de arenas compactas del Grupo Cuyo (formaciones Lajas y Punta Rosada) en el bloque Lindero Atravesado, que opera desde 1980 primero como Bridas y, a partir de 1998, como PAE. Además, proyecta explotar la formación de lutitas Vaca Muerta desde el bloque Bandurria Centro.

Aguada Canepa: PAE ingresó en 2015, participa con el 90 % de la UTE; el resto lo controla GyP. El horizonte en el bloque, de 112 km2, es el gas de la formación Lajas, de arenas compactas. El proyecto está en la etapa de exploración.

Aguada Pichana Este / Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro: PAE, Total, Wintershall e YPF S. A., que conformaban la UTE a cargo del área Aguada Pichana, acordaron la división de ésta en dos bloques no convencionales, como lo contempla Ley Nacional de Hidrocarburos 27.007, sancionada en noviembre de 2014, que incorpora a la legislación la explotación de yacimientos no convencionales. Con el aval del Gobierno del Neuquén, se crearon los bloques Aguada Pichana Este (APE) y Aguada Pichana Oeste (APO), que a su vez fue unificado con Aguada de Castro (ACA). Al momento de la división, Aguada Pichana era el 4o bloque más importante de la Argentina en producción de gas, en el primer semestre de 2016 había aportado el 10 % del tight gas de Neuquén, y en 2013 se había puesto en marcha el desarrollo de un piloto de shale gas hacia la formación Vaca Muerta, que comenzó a producir en 2015.

Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro: tienen una extensión de 605 km2 y 163 km2 respectivamente, este bloque no convencional lo opera PAE, que tiene una participación del 45 % en la UTE; YPF, el 30 %; y Total, el 25 %; hasta el año 2021 se prevé la perforación de 30 pozos horizontales.

Aguada Pichana Este: la UTE la constituyen Total Austral, que es la operadora, con un 40 % de la participación, YPF y Wintershall detentan el 22,50 % cada una, y PAE el 15 % restante. Para este bloque de 761 km2 el plan de trabajo hasta 2021 consiste en la perforación de 48 pozos horizontales, que se sumarían a 12 ya perforados.

Coirón Amargo Sur Este: En 2016 se aprobó la división del Coirón Amargo en tres bloques no convencionales: Coirón Amargo Sur Este (CASE), Coirón Amargo Norte (CAN) y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), en ese marco PAE ingresó al área. En Coirón Amargo tenían participación GyP S. A. (10 %), Madalena Austral S. A. (35 %), Roch S. A. (10 %) y APCO Oil & Gas International Inc. (45 %) que fue adquirida en 2017 por Vista Oil&Gas, empresa con sede en México dirigida por el ex CEO de YPF Miguel Galuccio. En marzo de 2017 se puso en marcha el piloto que contempla la exploración de reservorios de shale oil de la formación Vaca Muerta y de tight gas en Grupo Cuyo (formaciones Lajas y Punta Rosada) en CASE. PAE es la operadora de este bloque de 141 km2, participa del 55 %, la canadiense Madalena 35 % y GyP del 10 %.

Bandurria Centro: la UTE Bandurria, integrada por YPF (54,55 %, operadora), Wintershall (27,27 %) y PAE (18,18 %), obtuvo la concesión del área en 2002; en 2015 fue subdividida en tres áreas para desarrollos no convencionales: Norte, Centro y Sur. PAE opera Bandurria Centro (100 %), que tiene una superficie de 130 km2. En 2016 inició un piloto que contempla la perforación de 16 pozos en reservorios no convencionales de shale, formación Vaca Muerta; y de tight, Grupo Cuyo.

Lindero Atravesado: el bloque, de 509 km2, es operado por PAE, que controla el 62,5 %, y el 37,5 % restante YPF. En el primer semestre de 2016 Lindero Atravesado concentró el 13 % de la producción de tight gas de Neuquén, según estimaciones de la Subsecretaría de Energía de la provincia. En 2011 PAE puso en marcha un proyecto de explotación no convencional, que contempla la perforación de 104 pozos, en arenas compactas de la formación Lajas-Punta Rosada y shale oil en Vaca Muerta. La compañía tiene presencia en el área desde 1974, a través de Bridas. Desde el inicio de la campaña no convencional multiplicó por siete la producción de gas del bloque.

San Roque: en 1994 se constituyó la UTE San Roque, Total Austral (operadora con 24,71 %), YPF SA (34,11 %), Wintershall Energía (24,71 %) y PAE (16,47 %). La concesión vencía en 2017 pero en 2008 negociaron una prórroga hasta 2027 con el Gobierno del Neuquén. Por su nivel de producción de gas, este bloque 1040 km2, es el 5o más importante de la Argentina. Se perforaron pozos de delineación que permiten recabar información sobre tamaño y características del yacimiento tanto con objetivos de tight como de shale.

¿Cambió de actitud ante el cambio de Gobierno?

Desde 2011 PAE manifestó interés en el desarrollo de yacimientos no convencionales en Lindero Atravesado y aumentó su participación en otros proyectos para hidrocarburos de arenas compactas y lutitas, sin afectar considerablemente el volumen de inversiones destinado al desarrollo del yacimiento Cerro Dragón. Sin embargo, a partir de 2017, incrementó el volumen de recursos destinados a la Cuenca Neuquina, en desmedro de las operaciones del Golfo San Jorge, en consonancia con la política de subsidios del Gobierno nacional a nuevos proyectos de gas en la Cuenca Neuquina.

En tanto la creación de PAEG, como trascendió en la prensa, sería una respuesta para afrontar las contingencias de un escenario global de precios bajos del crudo.

¿Cambió el destino de sus inversiones?

PAE opera el yacimiento Cerro Dragón desde 1958, en la Cuenca del Golfo San Jorge. Este es el principal productor de crudo del país y concentró históricamente el grueso de las inversiones de PAE, relegando a las cuencas Neuquina y Noroeste. Sin embargo en los últimos años la compañía comenzó a incrementar el porcentaje destinado al desarrollo de no convencionales en la Cuenca Neuquina, y así desplazó a un segundo plano a su yacimiento insignia. “En los yacimientos chubutenses los números más bajos de la década los mostró Pan American Energy, que decreció sus inversiones en un -15 %, bajando de 801 millones de dólares en 2008 a los 678 millones actuales. PAE había alcanzado su punto más elevado en 2015, con una inversión de 1.137 millones de dólares, y decayó -40 % en dos años” (García, M.: 2017).

Conflictividad social

El área Lindero Atravesado ocupa parcialmente el ejido de Vista Alegre, municipio que había sido declarado libre de fracking el 13 de diciembre de 2016, a través de una ordenanza aprobada por unanimidad en su Concejo Deliberante. Sin embargo, el Gobierno de Neuquén presentó un recurso de inconstitucionalidad ante la justicia, la norma fue suspendida en mayo de 2017 por el Tribunal Superior de Justicia de la provincia, que finalmente la declaró inconstitucional el 22 diciembre. A pesar de este revés permanece activa la movilización vecinal impulsada por la Asamblea Vista Alegre Libre de Fracking.

Si bien no se la ha cuestionado en forma directa, PAE tiene participación en el área San Roque, operada por Total Austral, vecina al Área Natural Protegida Auca Mahuida. El área protegida en cuestión fue creada en 1996 con el objetivo de preservar la diversidad de especies de la estepa patagónica que han desaparecido o son muy raras de encontrar en otros sitios de la provincia. Existen varios además yacimientos arqueológicos, en los que se hallan petroglifos y pinturas rupestres, y el cerro Auca Mahuida tiene gran valor histórico y espiritual para el Pueblo Mapuche.

Fuentes:

García, M. (2017), “Las inversiones petroleras se alejan de Chubut y Santa Cruz para privilegiar a Neuquén”, en El Extremo Sur de la Patagonia, 17 de julio. [En línea]

La Mañana Neuquén (2009), “YPF perforará dos pozos más en Bandurria”, en La Mañana Neuquén, 13 de diciembre. [En línea]

Loncopan Berti, L. (2018), “En Vista Alegre, la chacra cotiza más que el petróleo”, en Río Negro, 28 de enero. [En línea]

Markova, A. (2017), “BP, el dueño oculto de fracking. Pan-American Energy y el mega-proyecto Vaca Muerta”, en Platform London, 7 de diciembre. [En línea]

Naishtat, S. (2017), “La trama secreta de la fusión entre PAE y Axion y otras pistas empresarias“, en Clarín, 17 de septiembre. [En línea]

Información Pública

Contaduría General de la Provincia (2017), Cuenta General de Inversión. Ejercicio 2017. Tomo II-2, Ministerio de Economía e Infraestructura, Gobierno de la Provincia del Neuquén. [En línea]

Diario Judicial (2017) “Pulgar arriba para el fracking“, en Diario Judicial, 28 de diciembre. [En línea]

Gobierno de la Provincia del Neuquén (2016), “Aprueban cambios en contratos petroleros”, en Neuquén Informa, 4 de octubre. [En línea]

Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos de la Nación (1998), “Decisión Administrativa 460/98“, en Infoleg. [En línea]

Corporativas

Pan American Energy (s/d) Operación Sustentable. Neuquina. [En línea]

Pan American Energy (2015), Prospecto. Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables, 5 de octubre. [En línea]

Pan American Energy (2017), Energía que evoluciona. Brochure institucional 2018. [En línea]

Notas

1 Inicialmente la firma se dedicaba a la importación de insumos y prestación de servicios petroleros estratégicos.

American Oil Company (Amoco) pertenecía a la estadounidense Standard Oil Company of Indiana.

Compañías europeas a la conquista de Vaca Muerta

Siete empresas en el horizonte no convencional de la Cuenca Neuquina

Foto: Martín Álvarez Mullally / OPSur

Por Hernán Scandizzo y Martín Álvarez Mullally

[Descargar informe]

La llegada de Mauricio Macri a la Presidencia de la Nación, en diciembre de 2015, significó un nuevo viraje en la política hidrocarburífera de Argentina. Del modelo de intervención estatal implementado durante la segunda presidencia de Cristina Fernández a partir de 2012, con la sanción de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera y la expropiación parcial de YPF, se pasó al de apertura al mercado: quita de retenciones a la exportación de crudo, adopción de la cotización internacional del barril como precio interno, liberación del precio de los combustibles y paulatina eliminación de trabas a la exportación de gas. Conjunto de medidas que están en consonancia con las que fueron aplicadas en la década de 1990, en el contexto de reforma neoliberal del Estado. Una vuelta al mercado celebrada y demandada por las cúpulas de las petroleras privadas.

Signo de los nuevos viejos tiempos fue el nombramiento de Juan José Aranguren, ex CEO de la filial local de Shell, como ministro de Energía y Minería,1 y de Ricardo Darré, ex managing director de Exploración y Producción de la compañía Total en Estados Unidos, al frente de YPF.2 Si bien ni Darré ni Aranguren permanecen en esas funciones, sus nombramientos hicieron que muchas miradas se posaran sobre las petroleras europeas y se formularan algunas preguntas. La primera, y lineal, ¿las empresas europeas vienen por Vaca Muerta?3, o en otros términos, ¿van a motorizar la explotación de los reservorios no convencionales de gas y petróleo de la Cuenca Neuquina? Ese interrogante planteaba la duda, también, de si tales empresas actuaban en bloque. Y surgían hipótesis tales como, “a las petroleras europeas les interesa posicionarse sobre este mega reservorio porque, en el marco de la crisis climática y la crítica a los fósiles, postulan al gas como combustible puente a hacia energías limpias”. Sobre esos interrogantes e hipótesis volvemos en este trabajo.

En fichas por empresas reconstruimos el derrotero de siete compañías -Total, Wintershall, Shell, Equinor, Gazprom, BP y Phoenix Global Resources- de cara al desarrollo de no convencionales: el proceso de acaparamiento de superficie -acreaje- sobre Vaca Muerta, alianzas, horizontes productivos. Acotamos la mirada a la actividad de exploración y producción –upstream-, sin adentrarnos en el universo de las empresas de servicios ni en otros eslabones de la cadena del sector hidrocarburos. Incluso dejamos de lado el trading4, un segmento en expansión, en la medida que Vaca Muerta es concebida como un megaproyecto de clase mundial abierto al mercado, es decir, a la exportación.

Foto: Martín Álvarez Mullally / OPSur

¿Nacionales o europeas?

El diario de mayor circulación del norte de la Patagonia argentina publicó, en la primera mitad de 2018, un informe sobre los dueños de Vaca Muerta. Allí destacaba que cuatro de las diez empresas petroleras que concentran mayor superficie sobre el mega reservorio de hidrocarburos no convencionales son extranjeras: Total, francesa; Exxon, estadounidense; Shell, anglo-holandesa; y Vista Oil & Gas, mexicana. Acto seguido, presentaba al grupo de las seis empresas nacionales mejor posicionadas: la empresa de bandera YPF, Pan American Energy LLC (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa Energía y la provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

Este agrupamiento por origen, que refleja un sentido común extendido, merece algunas consideraciones. ¿Se puede afirmar, por ejemplo, que PAE es una empresa argentina? Su casa matriz está radicada en Delaware, Estados Unidos, y es controlada por Pan American Energy Group SL, grupo registrado en España y conformado, en partes iguales, por la británica BP y Axion Energy Holding SL, que también tiene sede en España. Axion Energy Holding SL, en tanto, pertenece a Bridas Corporation, con casa matriz en Islas Vírgenes Británicas, cuya propiedad se dividen en partes iguales la familia argentina Bulgheroni y la petrolera china CNOOC. Pasando en limpio, el 75 % del paquete accionario de PAE es controlado por capitales no argentinos desde paraísos fiscales. Una consideración similar podría hacerse con Tecpetrol -perteneciente al grupo ítalo-argentino Techint, que controla la familia Rocca-, actualmente, es una de las más beneficiadas por la política de subsidios a la producción de gas de yacimientos no convencionales. Se podría extender la mirada también a Pluspetrol, cuyos titulares son argentinos pero tiene casa matriz en Holanda -Pluspetrol Resources Corporation N.V.

Cabe preguntarnos, entonces, ¿qué define que una empresa sea nacional? Según la respuesta, variará la apreciación sobre el grado de transnacionalización del sector hidrocarburífero en Argentina. Lo mismo, ¿qué entendemos por empresa europea? Porque detrás de una compañía con casa matriz en ese continente puede haber una cadena de firmas, algunas de ellas radicadas en paraísos fiscales de otros continentes y con participación, por ejemplo, de capitales chinos. Según la respuesta, dependerá dónde se hará foco. Creemos que es importante plantear estas preguntas, aunque no sea el objetivo de este trabajo responderlas, para poner de manifiesto las complejidades que solapan ciertas afirmaciones.

Por nuestra parte, decidimos enfocarnos principalmente en compañías que funcionan como íconos, es decir, empresas de bandera o con una fuerte identificación con el o los países donde funciona la casa matriz, como es el caso de Total con Francia, Wintershall con Alemania, Shell con Holanda y el Reino Unido, Equinor (antes Statoil) con Noruega y Gazprom con Rusia -aunque este país, por su extensión, es un continente en sí mismo. También sumamos a PAE, que es parcialmente controlada por BP, y Phoenix Global Resources (PGR), firma de reciente creación a la que están vinculados los empresarios argentinos -Daniel Vila y José Luis Manzano- pero que tiene casa matriz en el Reino Unido y participación mayoritaria del holding suizo Mercuria a través de una serie de empresas radicadas en diferentes países.

Foto: Martín Álvarez Mullally / OPSur

Trayectorias

El nivel de intervención de las empresas europeas en la actividad hidrocarburífera en Argentina varía, por lo que es difícil pensarlas como un bloque homogéneo. PAE/BP, por ejemplo, es la principal productora privada del país, en 2017 fue responsable del 20,3% del crudo y del 12,3 % del gas extraído, ubicándose detrás de YPF (46,5 % del crudo y 36,5 % del gas); mientras que Total, con el 26,7 %, fue la segunda productora de gas de Argentina. En tanto Shell, la principal firma privada en refinación y venta de combustibles, está reorientando sus inversiones hacia la producción de crudo, con una participación, de momento, marginal. Lo mismo ocurre con la producción de crudo y gas de Wintershall y PGR, que fueron inferiores al 1 %; mientras que Equinor y Gazprom, aún no iniciaron la etapa de extracción.

También la trayectoria de las compañías es diversa; mientras que la anglo-holandesa se instaló en la década de 1910, en un contexto de fuerte gravitación del capital británico en la economía del país, Total Austral y Wintershall comenzaron a operar hacia finales de los años setenta, durante la dictadura cívico militar (1976-1983), en el marco de la apertura del sector al capital privado. BP, por su parte, lo hizo a finales de la década de 1990, cuando se fusionó con la estadounidense AMOCO y se convirtió en socia mayoritaria de PAE, también en un momento de expansión del capital privado sobre el sector, en tiempos de reforma neoliberal del Estado. Mientras que Equinor ingresó al país de la mano de Vaca Muerta en 2017, y algo similar podría suceder con Gazprom, de concretarse el acuerdo de asociación con YPF. PGR, por su parte, creada en 2017, surge de la fusión de empresas con actividad en el país desde la primera década del 2000.

Si bien se registran avances en bloque, la convergencia de empresas con casa matriz en Europa en un mismo proyecto -por ejemplo, de Total, Wintershall y PAE, o de Total y Shell- no es una modalidad adoptada en la era Vaca Muerta; pueden rastrearse antecedentes en desarrollos convencionales en la misma Cuenca Neuquina, como las áreas Aguada Pichana y San Roque5 -en las que en los últimos años se pusieron en marcha desarrollos no convencionales-, al igual que en bloques de la cuenca Austral Marina6 -frente a las costas de la Isla de Tierra del Fuego-, e incluso en los septentrionales yacimientos de la provincia de Salta.7 Estas alianzas refieren a sinergias necesarias para afrontar la complejidad técnica y la alta demanda financiera que requiere la puesta en producción de ciertos bloques o las campañas exploratorias en áreas que constituyen nuevas fronteras.

Así como se verifican alianzas entre compañías europeas, se da también el ingreso de firmas extranjeras a bloques con potencial no convencional a partir de su asociación tanto con la empresa provincial GyP como con YPF. Cabe señalar que las áreas hidrocarburíferas que estaban bajo dominio de la provincia del Neuquén fueron incorporadas a los activos de GyP cuando se creó la empresa, en los albores de los no convencionales. Esta transferencia ha posibilitado que las uniones transitorias de empresas (las UTE) constituidas con la petrolera neuquina funcionen como concesiones directas, dado que permiten a las empresas asociadas acceder a los bloques sin que los acuerdos sean sometidos previamente al control parlamentario. Un mecanismo que ha sido cuestionado por ser poco transparente.

Foto: Martín Álvarez Mullally / OPSur

Expansión no convencional

Desde los primeros años de la década de 2010 a la fecha hubo un progresivo incremento de la participación de empresas europeas en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Neuquina. A pesar de ello, YPF lidera la avanzada, tanto en relación a la concentración de superficie sobre Vaca Muerta como al monto de las inversiones y al número de proyectos en fase productiva. Según un relevamiento realizado por el diario Río Negro, la compañía de bandera concentra un 35,3 % de la superficie (9605 km²), seguida por GyP con 5,8 % (1575 km²), Total Austral con 4,8 % (1316 km²) y PAE con 4,8 % (1298 km²), mientras que Shell se ubica en el octavo puesto, con el 2,9 % (786 km²) y Wintershall en el décimo primero, con el 2,3 % (622 km²). Cabe señalar que Phoenix Global Resources destaca, en informes para inversores, que cubre aproximadamente el 7,5 % del total de la formación Vaca Muerta; un dato que debe ser tomado con reservas, ya que ese porcentaje puede ser construido a partir de acceder a áreas alejadas de las zonas de mayor interés geológico.

Más allá de lo representativo que pueda ser la acumulación de superficie, con las salvedades antes expresadas, Vaca Muerta tiene diferentes significados para cada una de las empresas:

  • Para Shell es el retorno al upstream, segmento en el que tenía escasa presencia desde la década de 1970. El interés de la compañía por Vaca Muerta no sólo se manifiesta en el progresivo aumento del acreaje sobre la formación de lutitas, sino también en la reestructuración de su horizonte, al desprenderse del 50 % de sus activos en el segmento de refinación y comercialización para concentrarse en exploración y producción. Un dato para destacar es que si bien a nivel global la compañía es una de las líderes en el comercio de gas natural licuado (GNL), y postula al gas natural como combustible puente hacia el desarrollo de fuentes limpias, sus principales avances en la cuenca Neuquina se orientan a la producción de shale oil -a comienzos de 2018 anunció inversiones con la meta de extraer 40 mil barriles diarios en 2021, actualmente no supera los 12 mil. Si bien en el plano local resulta significativa la reorientación de las inversiones de Shell, en el porfolio internacional de la compañía, las mayores expectativas en América Latina estarían depositadas más los yacimientos de aguas profundas de Brasil y del Golfo de México que en el gas y crudo de lutitas de Vaca Muerta.

  • En 2017 BP/PAE relegó a un segundo plano las inversiones en su principal activo, el yacimiento Cerro Dragón -el más importante en producción de petróleo convencional del país, ubicado en las provincias de Chubut y Santa Cruz- y concentró el mayor volumen en no convencionales en la Cuenca Neuquina. Si bien la compañía comenzó en 2011 el desarrollo de tight gas, la opción por esa vía se consolidó paulatinamente y se manifestó con claridad a partir de 2015, año en que ingresó al área Aguada Cánepa, asociada a GyP, y en que tomó el control de Bandurria Centro. Desde entonces, sumó la operación del bloque Coirón Amargo Sur Este y, con la división del área Aguada Pichana, en la que ya participaba, comenzó a operar la UTE Aguada Pichana Oeste y mantuvo un porcentaje en la UTE Aguada Pichana Este/Aguada de Castro, a cargo de Total Austral.

  • Total Austral, presente en la Cuenca Neuquina desde la década de 1990, a partir de 2010 comenzó expandirse hacia zonas de interés geológico sobre Vaca Muerta, hasta convertirse en la empresa europea con mayor superficie acumulada sobre la formación, y la tercera en términos generales, detrás de YPF y GyP. Se trata de un dato paradójico, dado que la extracción del gas y el petróleo allí contenidos debe realizarse mediante fracking, y Francia ha sido uno de los primeros países en prohibir la implementación de esa técnica en su territorio; y más paradójico aún si se tiene en cuenta que en su avanzada no convencional realizó fractura hidráulica dentro del Área Natural Protegida Auca Mahuida. Con desarrollos no convencionales y offshore en la cuenca Austral, la empresa francesa se consolida como la principal productora privada de gas de Argentina.

  •  Wintershall, presente en la Cuenca Neuquina a través de diversas UTE operadas por Total Austral e YPF, no solo incrementó su acreaje al acceder a dos áreas en la provincia de Neuquén, sino que además opera una de ellas, en la que está asociada con la empresa provincial GyP. También avanzó en la vecina provincia de Mendoza en un proyecto convencional, en una UTE con la empresa chilena GeoPark, y no descarta avanzar, desde allí, sobre el potencial de la formación Vaca Muerta. Tomando en cuenta la participación marginal de Wintershall en la producción de hidrocarburos del país y su acotado número de proyectos, su apuesta por los no convencionales es significativa.
    Foto: Martín Barzilai
  • Equinor desembarcó en 2017 en Vaca Muerta sobre dos áreas, asociada a YPF y a GyP, en este caso, como operadora. La llegada de la empresa noruega para el desarrollo de yacimientos no convencionales se produce después de un largo proceso de negociación. Su arribo al país se da en un marco de lenta expansión hacia Latinoamérica, iniciado a principios de milenio y orientado principalmente a bloques costa afuera en Brasil -presal-, Surinam -donde opera tres áreas- y campañas de exploración en Nicaragua, Colombia y México. En relación con los desarrollos no convencionales, llega a Vaca Muerta con la experiencia de operar en dos de los principales plays de lutitas de EE. UU., las formaciones Bakken y Marcellus. Si bien la empresa asegura que la decisión de cambiar su nombre, Statoil por Equinor, refleja el proceso de transformación de compañía petrolera a energética, con horizonte en el desarrollo de fuentes limpias y renovables -acorde a la agenda que impone la crisis climática-, en América Latina concentra su participación en proyectos que amplían la frontera extractiva fósil hacia las energías extremas.

  • Las negociaciones para el ingreso de Gazprom a la Cuenca Neuquina, a través de su asociación con YPF, se iniciaron en 2015, durante el Gobierno de Cristina Fernández, y hasta el cierre de este informe está pendiente la firma del acuerdo. La empresa rusa expresó su interés por el área Estación Fernández Oro (Río Negro), que actualmente es una de las más importantes del país en producción de tight gas.

  • Phoenix Global Resources fue creada en 2017, a partir de la fusión de Andes Energía y Petrolera El Trébol, controlada por la suiza Mercuria. Ambas firmas tenían una participación marginal en la producción de hidrocarburos. En el sector hidrocarburífero local, el derrotero del grupo Vila-Manzano estuvo marcado por la “actividad inmobiliaria”, es decir, la adquisición de áreas de escaso interés para ponerlas en valor y luego venderlas. La decisión de Mercuria de ampliar su actividad en el país se da en simultáneo con el desembarco de la holandesa Trafigura,8 otra líder mundial en la comercialización de petróleo y carbón. Que ambas compañías recalen en Argentina cobra particular relevancia en un contexto en el que el Gobierno nacional implementa medidas para liberar las exportaciones de hidrocarburos, y desde el sector corporativo se plantea que, para hacer efectivo el desarrollo masivo de yacimientos no convencionales, debe garantizarse un mercado para lo extraído.

[Descargar informe]

Fuentes consultadas:

Aringoli, F. (2018), “Quiénes son los dueños de Vaca Muerta”, en Río Negro, 30 de junio de 2018.

El Cronista (2014), “Destacan el nivel de reservas de shale en la Argentina“, en El Cronista, 23 de mayo.

Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental (2017), Informe Económico. Ganadores y Perdedores en la Argentina de los hidrocarburos no convencionales.

Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental (2018), “Las transferencias económicas a favor de Techint en Vaca Muerta”, en Boletín EJES Nº 20, julio de 2018.

Gandini, N. (2012), “Enarsa negocia asociación con Statoil para buscar shale oil en Neuquén“, en El Inversor Online, 1 de octubre.

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (2017), “Producción de Petróleo y Gas. Informe 2017”, en Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Portal Informativo Industrial (2016), “Las compañías de trading, la mano invisible del mercado“, en Portal Informativo Industrial, 17 de enero.

Revista Petroquímica (2011), “Una petrolera noruega quiere buscar hidrocarburos no convencionales en Neuquén“, en Revista Petroquímica, 1 de agosto.

Shell Global (s/d), “Our major projects”, en Shell Global. [En línea] Visto: 9/08/2018.

Zaiat, A. (2015), “La CEOcracia”, en Página/12, 6 de diciembre.

Notas

1Juan José Aranguren fue un encarnizado crítico de las políticas energéticas de los Gobiernos de Néstor Kirchner y Cristina Fernández y se convirtió en el antagónico liberal por excelencia.

2También Cristina Fernández, tras la expropiación parcial de YPF, puso al frente de la petrolera de bandera a un ex CEO, el ingeniero Miguel Galuccio, procedente de Schlumberger.

3Las formaciones de lutitas Vaca Muerta y Los Molles, ubicadas en la cuenca Neuquina, tienen un potencial estimado en 582 TCF de gas según la Agencia de Información Energética (EIA) de EEUU, que las considera, además, uno de los principales reservorios globales. La cuenca Neuquina, ubicada en el norte de la Patagonia Argentina, comprende las provincias de Neuquén, Río Negro, Mendoza y La Pampa.

4Las compañías de trading, en sus orígenes, operaban como intermediarias entre la oferta y la demanda de una materia prima concreta, en el caso de los hidrocarburos, por ejemplo, entre las productoras y las empresas que precisan de petróleo para su refinamiento. Pero poco a poco se expandieron hacia otros eslabones de la cadena, como el transporte, almacenamiento e, incluso, refinación.

5Ambas áreas fueron adjudicadas a las UTE conformadas por Total Austral, Wintershall, PAE e YPF.

6La concesión Cuenca Marina Austral 1 es operada por Total Austral en sociedad con Wintershall Energía y PAE.

7O&G Developments (Shell CAPSA) integra, junto a otras empresas, la UTE Acambuco, que opera PAE.

8Trafigura, a través de la firma Puma Energy, está presente en los segmentos de almacenamiento y comercialización de crudos, refino y venta de combustibles a través una red propia de estaciones de servicio.

Shell rechaza las demandas de Amigos de la Tierra Países Bajos, forzándolo a emprender acciones judiciales

Comunicado de prensa

29 mayo, 2018

Foto: Terry Kearney

Ámsterdam, mayo 29 – Shell rechazó ayer por escrito los reclamos de Amigos de la Tierra Países Bajos que insta a la empresa a alinear sus actividades de negocios con el acuerdo de París sobre el clima, disminuir sus inversiones en petróleo y gas, y reducir a cero sus emisiones de gases de efecto invernadero al 2050. Amigos de la Tierra Países Bajos iniciará ahora acciones judiciales contra Shell para garantizar que Shell cese de estropear nuestro clima.

Amigos de la Tierra Países Bajos (Milieudefensie) cursó a Shell una notificación de intención de demanda a la empresa el 4 de abril por su responsabilidad por el cambio climático, dándole ocho semanas para evitar un litigio si accedía a satisfacer los reclamos de Milieudefensie. Desde entonces más de 15000 personas de 70 países se han sumado a esta causa por el clima como co-querellantes honorarios y más de 11000 personas se han sumado a la causa como co-demandantes.

En la carta de respuesta de Shell recibida el 28 de mayo, la Secretaria de la Royal Dutch Shell Company Linda Szymanski rechazó los reclamos de Milieudefensie manifestando: “No me propongo responder en detalle a los reclamos que han planteado”. Shell en vez se refiere a su nivel de ambición actual frente al cambio climático. Sin embargo, la asamblea general de accionistas de Shell rechazó la semana pasada una resolución que proponía que la empresa adoptase metas de reducción de emisiones acordes al Acuerdo de Paris.    

El abogado de Milieudefensie Roger Cox dijo: “Shell no se tomó la molestia de responder a los reclamos y argumentados presentados en la misiva de Milieudefensie. Su modelo de negocios sigue encaminado a un choque frontal con el acuerdo sobre el clima. Shell solamente reitera las medidas marginales que ha adoptado para proteger el clima y que ya conocemos, pero no aborda el asunto del que trata la acción judicial: frenar el cambio climático peligroso”.

Shell sostiene en su carta de respuesta que los tribunales no son “el foro adecuado para hacer avanzar la transición energética mundial”. El director de Milieudefensie Donald Pols señaló: “Shell claramente ha malinterpretado el ordenamiento jurídico. Si las empresas o los gobiernos violan la ley, es un asunto que pasa a ser de los jueces. La gente está reclamando justicia cada vez más por la contaminación que provocan empresas como Shell”. 

Sara Shaw, activista de campaña de Amigos de la Tierra Internacional expresó: “Es ilegal prenderle fuego a la vivienda de alguien. Nosotras y nosotros consideramos que es asimismo ilegal que las empresas de combustibles fósiles pongan intencionalmente en llamas nuestro hogar común. El reclamo mundial por justicia climática está cobrando hoy cada vez más fuerza”.

Amigos de la Tierra Internacional invita a más personas a sumarse a la causa judicial contra Shell como co-querellantes honorarios.

Carta de respuesta de Shell a Milieudefensie el 28 de mayo (descargable como pdf)

Por más información tomar contacto con:

Lowie Kok o Marlijn Dingshoff, Amigos de la Tierra Países Bajos

Celular: +31 (0) 62 959 3883

Teléfono fijo: +31 (0) 20 550 7333

Sam Cossar-Gilbert, Amigos de la Tierra Internacional

sam.cossargilbert@foe.org.au

Celular:  +61 413496570

AT Internacional

Ocho escándalos que demuestran el largo historial de menosprecio de Shell hacia la gente y el planeta

Los crímenes corporativos no pueden continuar sin castigo. Shell debe ser detenido.

Las empresas más grandes del mundo a menudo se ven implicadas en violaciones de derechos humanos y ambientales, sin embargo, esos delitos quedan impunes.

Es por esto que Amigos de la Tierra tiene planeado llevar a juicio a Shell y exigir leyes nacionales e internacionales vinculantes para que las grandes empresas rindan cuentas ante la justicia.

En una carta enviada a Shell el 4 de abril, Amigos de la Tierra Países Bajos sostiene que con su estrategia de negocios y sus actividades la empresa está incumpliendo su deber de cuidado y provoca daños climáticos en todo el mundo y está socavando el Acuerdo de París.

A continuación presentamos ocho de los escándalos empresariales más inmorales –y a menudo ilegales—cometidos por Shell, que sacaremos a la luz y que justifican por qué la empresa debería ser llevada ante la justicia.

1. Shell destina $22 millones de dólares por año al trabajo de cabildeo contra las políticas climáticas

Shell sostiene públicamente que se acoge al Acuerdo de París sobre el clima, pero lo que ocurre tras bambalinas es bastante diferente. Según distintas investigaciones, Shell destinó aproximadamente $22 millones de dólares en 2015 a actividades de cabildeo contrarias a las políticas climáticas. Entre las 25 empresas más grandes del mundo, las que tienen el mayor impacto negativo sobre las políticas relativas al clima son Shell, Exxon, IBM, Total y Pfizer, a través de sus gremiales industriales.

2. Shell sabía que sus actividades causarían cambios climáticos catastróficos

Documentos internos confidenciales y el video producido por la propia Shell “Climate of Concern” revelan que Shell ha tenido conocimiento de los peligros del cambio climático desde hace más de 30 años. El video de Shell señala que el cambio climático podría ocurrir de forma tan repentina que la sociedad no tendría oportunidad de adaptarse a esa situación. Shell advierte al público que el cambio climático generará muchos refugiados climáticos debido al ascenso del nivel del mar y otros cambios ambientales catastróficos. El video termina sosteniendo que “tomar medidas inmediatas es la única garantía segura que tenemos”. Sin embargo, la empresa sigue enfocada en los combustibles fósiles.

3. Shell está transformando el Delta del Níger en zona de desastre

Shell extrae petróleo del Delta del Níger desde hace más de medio siglo, lo que le ha generado ganancias de miles de millones de dólares. Sin embargo, la mayoría de la gente que vive en la región del Delta jamás llega a ver nada de esos miles de millones de dólares, pero se ve obligada a vivir en medio de la contaminación provocada por la explotación petrolera que ha tornado inhabitables varias comunidades. Amigos de la Tierra Países Bajos, junto con cuatro campesinos nigerianos, entabló una demanda judicial contra Shell en 2008. Ya pasaron 10 años y aún no se ha emitido un fallo final. Dos de los demandantes ya fallecieron desde entonces y los pobladores siguen viviendo en un ambiente severamente contaminado.

4. Shell es co-responsable de asesinatos en Nigeria

Según Amnistía Internacional, Shell estuvo involucrada en varios asesinatos, torturas y violaciones perpetradas por organizaciones paramilitares en Nigeria en la década de 1990. Los ejecutivos de Shell probablemente sabían de estas atrocidades. Al fin y al cabo, Shell había insistido en la necesidad de contar con apoyo militar, incluso después que salió a la luz pública que las fuerzas de seguridad habían asesinado, torturado y violado a manifestantes.

5. Shell evade impuestos

Shell sostiene que los países donde opera deben beneficiarse de su presencia. Pero cuando Shell habla de beneficios aparentemente no se refiere a pagar impuestos en los países donde extrae petróleo. De hecho, Shell recibió reintegros fiscales netos en el Reino Unido y Alemania en 2016. Shell registró 44 sociedades de responsabilidad limitada en Bermuda, 168 en Países Bajos, además de otras en Mozambique, Filipinas y Kazajistán. Esto significa que una gran parte de los ingresos de Shell no son gravados. Esta modalidad puede no ser ilegal (aún), pero sí es inmoral. Los países en desarrollo podrían definitivamente darles buen uso a esos ingresos fiscales no recaudados.

6. Shell convirtió una hermosa bahía en un desierto de asfalto

Shell tiene una refinería en Curazao en el Caribe desde 1915. La enorme demanda de combustible para la aviación –que usa productos de petróleo ligero—durante la 2da Guerra Mundial, significó que la demanda de petróleo más pesado se desplomara. Esto dejó a las refinerías de Shell con muchísimo asfalto, un derivado líquido del petróleo. Shell simplemente vertió este asfalto en zonas de humedales de manglar en la Bahía de Busca en Willemstad. Hasta 1953, se habían vertido entre 1.5 y 2 millones de toneladas de desechos en este “lago” que hasta el día de hoy se conoce como el Lago de Asfalto.

7. Shell está implicada en el soborno de un ex ministro de petróleo para obtener acceso a un yacimiento de petróleo en alta mar

En 2011, Shell y la petrolera italiana Eni pagaron más de mil millones de dólares por un yacimiento de petróleo en la costa de Nigeria. La mayor parte de este dinero desapareció en los bolsillos de David Etete, un ex ministro de petróleo corrupto, condenado a prisión por lavado de dinero. Los correos electrónicos que se filtraron demuestran que Shell sabía de esto. Varios altos ejecutivos de Shell fueron citados a comparecer por este asunto ante un tribunal italiano. Una subsidiaria de Shell también fue acusada de corrupción en Nigeria y el caso está siendo investigado en Países Bajos, el Reino Unido, Estados Unidos y Suiza.

8. Shell está intentando eludir su responsabilidad civil por los daños ocasionados por un terremoto en Groningen, Países Bajos

Shell viene lucrando desde hace décadas de la explotación de gas en Groningen. Pero la extracción de gas llevada a cabo por NAM (una empresa de petróleo y gas que es copropiedad de Shell y Exxon por partes iguales) está provocando terremotos y ocasionando daños a las viviendas de la gente. Varios tribunales han dictaminado que Shell es responsable de los daños, pero la empresa está haciendo todo lo posible para eludir su responsabilidad. Aparentemente con esa intención, en junio de 2017 Shell decidió no garantizar más las deudas de NAM.

Apoya a Amigos de la Tierra Países Bajos en su demanda judicial contra Shell

Si Shell no cesa de destruir el clima, Amigos de la Tierra Países Bajos demandará a la empresa. Necesitamos que el resto del mundo apoye nuestros esfuerzos para llevar a Shell ante la justicia. Por favor suma tu nombre en apoyo a la demanda judicial presentada por Amigos de la Tierra Países Bajos.

Amigos de la Tierra Internacional

Petroleras: el negocio de la contaminación

Por Silvia Ribeiro*
La industria petrolera sabía desde hace más de seis décadas que estaba causando el cambio climático global. Además, patentó en ese periodo varias opciones de tecnología para energías renovables y otras que podrían haber disminuido el daño, pero no las desarrolló, porque los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón) resultaban más rentables. Por si este crimen fuera poco, usaron, además, a los mismos investigadores que la industria del tabaco usó para negar por décadas los problemas de salud causados por fumar.

Aunque la industria petrolera siempre niega esa conexión, la organización Centro Internacional de Ley Ambiental (CIEL, por sus siglas en inglés), ha recopilado miles de evidencias, ahora publicadas en el informe Smokes and Fumes (Humo y gases), demostrando no sólo la conexión entre ambas industrias, sino que incluso fueron empresas petroleras las que diseñaron la estrategia y sugirieron investigadores a la industria del tabaco para engañar al público (https://tinyurl.com/ya2lapzd).

A partir de la década de 1950 en adelante, las industrias petroleras y tabacaleras usaron las mismas empresas de relaciones públicas y los mismos grupos de investigación, y también los mismos investigadores, explicó Carroll Muffett, presidente de CIEL, al presentar el proyecto. Una y otra vez encontramos que tanto las empresas de relaciones públicas y los investigadores, trabajaron primero para las petroleras y luego para las tabacaleras. Era como un pedigrí que las empresas tabacaleras reconocían y buscaban, añadió.

La estrategia en ambos casos seguía un patrón de negación de evidencias y de crear confusión sobre la realidad de daños e impactos, sembrando incertidumbre en el público y en comités políticos y judiciales, para que no se pudiera generar una política pública al respecto. Siguieron este modelo también con la negación de los impactos en salud y ambiente del plomo en la gasolina, el smog, la contaminación del aire, la toxicidad del benceno y otros casos.

Las evidencias recopiladas por CIEL, entre otras que han permitido atribuir el cambio climático a industrias específicas, como la de combustibles fósiles, han dado pie a iniciar una serie de juicios contra esas empresas por su responsabilidad en causar el cambio climático. Esto es algo que antes no se había intentado porque era difícil establecer legalmente la responsabilidad por los daños causados por el cambio climático en comunidades y regiones concretas a empresas específicas. CIEL muestra en su reporte que las industrias petroleras, por ejemplo ExxonMobil (antes como Standard Oil y Esso) recibían reportes desde la década de 1950 y 1960 sobre la relación causal entre los gases producidos por la quema de combustibles fósiles y el cambio climático.

Toda la industria petrolera, por conducto de su Instituto Americano del Petróleo, recibió informes constantes desde 1968 sobre los riesgos climáticos de sus producción. Desde 1980, la industria petrolera comenzó incluso a incluir los riesgos climáticos en los cálculos de rentabilidad y en el aseguramiento de sus activos. Pese a esto y pese a que el cambio climático ya estaba científica y notoriamente probado, desarrollaron desde 1990 una agresiva campaña de relaciones públicas para negar el cambio climático.

A finales de 2017, las ciudades de San Francisco y Oakland, así como varios condados de California emprendieron una acción legal contra las grandes petroleras Exxon, BP, Chevron, Conoco-Phillips y Shell por su contribución al cambio climático, y los daños que está causando a esas ciudades, en particular por la necesidad de crear nueva infraestructura para protegerse del aumento del nivel del mar. Además, acusan a las empresas de usar la misma estrategia que la industria del tabaco para desacreditar informes científicos críticos a sus actividades y ocultar intencionalmente la amenaza existencial para la humanidad causada por el cambio climático debido al uso y abuso de los combustibles fósiles. Se trata de demandas de miles de millones de dólares.

En enero de 2018, la ciudad de Nueva York inició otro juicio por responsabilidad civil contra las mismas cinco petroleras, por daños a la ciudad causados por el cambio climático, sumando nueve entidades entre ciudades y condados.

ExxonMobil respondió a las demandas con una campaña de intimidación, acusando legalmente a los fiscales responsables de las demandas y a una serie de funcionarios de esas ciudades, de una conspiración para atacar los derechos constitucionales de Exxon, una frase totalmente trumpiana, porque si hay alguien que ha hecho exactamente eso contra la población mundial, han sido estas empresas. A finales de marzo de 2018, la juez federal Valerie Caproni de Manhattan desechó la contrademanda de Exxon, por no existir materia para tal medida.

En Europa, Amigos de la Tierra de Holanda inició el 4 de abril de este año un juicio contra Shell (petrolera con sede en ese país) por su responsabilidad en el cambio climático, teniendo conocimiento de las consecuencias de su explotación desde hace 30 años. También porque sus actuales planes empresariales y de inversión, sabotean directamente el Acuerdo de París sobre cambio climático, ya que aseguran un aumento en la temperatura de cuatro grados para 2100. Esta demanda cuenta con el apoyo de Amigos de la Tierra Internacional, con miembros en 75 países, y está abierta a manifestar el apoyo de otras organizaciones e individuos (https://tinyurl.com/y73fvway).

Es apenas el comienzo. Hay un movimiento mundial para enjuiciar a las petroleras por causar el cambio climático, uno de los más graves crímenes ambientales contra la gente y el planeta.

* investigadora del Grupo ETC

Ciencia Argentina y Fundamentalismos

“La diferencia entre un ecólogo y un ecologista es la misma diferencia que hay ente un enólogo y un borracho.” Ante los dichos del Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva de la Nación, Lino Barañao, en la Asamblea del Consejo Federal de Ciencia y Tecnología de la Nación, el 10 de abril en Tucumán (La Gaceta, 11-4-18).

Por Marta Maffei.

Barañao desnuda aquí con entera claridad algunas cuestiones:

1_ el rechazo profundo que tienen, él y el gobierno, por los defensores del derecho ambiental y del derecho del pueblo a vivir en un ambiente sano. La magnitud de esa rechazo visceral queda explícita en su equiparación entre “ecologistas y borrachos”. Indudablemente, el “Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva de la Argentina Sometida a las Corporaciones” está indignado con los pueblos que defienden su derecho a vivir, y con los científicos, investigadores y militantes que hacen posible el conocimiento de los costos irreversibles que conllevan las prácticas que el Ministro promueve.

2_ Es notable también cómo rechaza lo que denomina “fundamentalismo” ambiental pero no pone en cuestión el fundamentalismo saqueador, devastador y contaminador de los grupos económicos -que son elogiados como promotores de progreso y bienestar.

3_ Indudablemente, queda también explícito el modelo de Ciencia y Tecnología que el gobierno alienta, al servicio de los intereses dominantes: una ciencia que esté dispuesta a legitimar los costos sociales y ambientales (supuestamente “inevitables”) que traen aparejados los sistemas de producción y extracción de riquezas en marcha. Ciencia y tecnología direccionadas, cuestionadas y denostadas no solo por científicos de primer nivel en todo el mundo (recordemos a nuestro Andrés Carrasco) sino por las concretas y devastadoras consecuencias sobre la salud de nuestros pueblos y de los ecosistemas que nos albergan

4_ Alienta a los científicos a seguir los lineamientos planteados por el gobierno y a no cuestionarlos. Lo único que se debe cuestionar es a los ecologistas, todo lo demás es incuestionable!

5_ Los agrotóxicos y los venenos devenidos de la minería a cielo abierto y el fracking, son mínimos en comparación con la electrocución o la siniestralidad debida al tránsito, así que no hay problema!

6_ Finalmente, para Barañao, si los réditos del desastre se repartieran mejor, los cuestionamientos descenderían. No dudamos de la veracidad de esta afirmación. Menos aún, cuando sabemos de la voracidad de algunos de nuestros representantes, pero creo que es importante que el Ministro, su gobierno y los grupos económicos del saqueo que son sus aliados sepan, es que no todos son de su calaña. Que no vamos a guardar silencio, que nuestros pueblos no merecen la indignidad ni la incompetencia de estos funcionales funcionarios.

Ecosur

El extractivismo minero, petrolero y transgénico cuenta con sectores científicos como socios y legitimadores. El Ministerio de Ciencia y el Conicet impulsan el agronegocio, el fracking y la explotación de litio.

Por Darío Aranda

Ciencia para qué. Ciencia para quién. ¿Para Bayer y Monsanto o para campesinos? ¿Ciencia para Barrick Gold o para los pequeños pueblos cordilleranos? El ministro de Ciencia, Lino Barañao, es un impulsor del agro transgénico y comparó al herbicida glifosato con “agua con sal”. El “Plan 2020”, diseñado durante el kirchnerismo y aún vigente, establece que el agronegocio es pilar fundamental del modelo científico local. Se suma la explotación petrolera y la minería de litio.

En 2009 Andrés Carrasco, director del laboratorio de embriología molecular de la UBA y ex presidente del Conicet (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de Argentina), difundió una investigación que confirmaba que el glifosato -el agrotóxico más utilizado del país- producía malformaciones y era letal en embriones anfibios. Su trabajo, en un contexto de creciente denuncia a las fumigaciones, provocó un quiebre en el debate sobre las consecuencias del modelo agropecuario. Nunca antes, en Argentina, un científico de su talla se había animado a denunciar las consecuencias sanitarias del agronegocio.

Carrasco sufrió una embestida de las empresas de agrotóxicos, los medios de comunicación que promueven el modelo (Clarín y La Nación, entre otros) y también del kirchnerismo, impulsor del modelo transgénico. Lino Barañao fue la espada del Gobierno. Atacó al científico desde diversos espacios, pero dos notorios fueron del congreso anual de Aapresid (Asociación de Productores de Siembra Directa), impulsores de transgénicos, y en el programa de televisión de Héctor Huergo, director de Clarín Rural, lobista agropecuario.
Pero la mayor defensa al herbicida Barañao la realizó en la radio de Madres de Plaza de Mayo: “El glifosato es como agua con sal”. Ningún funcionario kirchnerista lo cuestionó. Ya como funcionario de Mauricio Macri, lo volvió a defender en una entrevista en Clarín: “Con los antibióticos también hay mal uso y muertes, y nadie se queja”.

Conicet S.A.

El Conicet es el mayor ámbito de ciencia del país, con más de 9 mil investigadores. “El sector productivo, con un lugar en el Conicet”, tituló la revista Fortuna (dedicada al sector empresario) en marzo de 2017. Celebró el nombramiento de Graciela Ciccia en el directorio del Conicet.

Ciccia estaba al frente del área de Innovación del Grupo Insud, empresa de Hugo Sigman, multifacético empresario que posee desde laboratorios farmacéuticos hasta la editorial Capital Intelectual, el mensuario Le Monde Diplomatique, fue productor de la película Relatos Salvajes y es accionista del laboratorio Biogénesis-Bagó, dedicada a la biotecnología. Sigman es también accionista de Bioceres, que desarrolla semillas transgénicas, donde también tiene participación accionaria Gustavo Grobocopatel, “el rey de la soja”. Desde Bioceres desarrollaron una soja transgénica resistente a la sequía, proyecto dirigido por la científica Raquel Chan (investigadora del Conicet y directora del Instituto de Agrobiotecnología del Litoral).

La llegada de Graciela Ciccia al directorio del Conicet es una muestra más del poder del agronegocio en el mayor ámbito de ciencia del país. Ciccia, al igual que Sigman, son miembros fundadores de la Cámara Argentina de Biotecnología, donde participan todas las empresas que impulsan transgénicos y agrotóxicos.

Petróleo y minería

“Modelos de desarrollo en la era de la información: globalización, tecnología y empresa red”, fue el título de la “conferencia magistral” que el sociólogo español Manuel Castells brindó junto a Barañao en marzo de 2016 en el Centro Cultural de la Ciencia de la Ciudad de Buenos Aires.
Su exposición, de 90 minutos, tuvo variados momentos de celebración al extractivismo. El más explícito fue en el minuto 67: “Dicen que Argentina es uno de los países con mayores reservas de petróleo del mundo. Tienen que hacer como Estados Unidos, darle duro al fracking y ya veremos qué pasa con los movimientos ecologistas”, propuso.
A su lado, Barañao sonreía.

En junio pasado, el Ministro brindó una extensa entrevista a la “Revista Petroquímica. Petróleo, gas, química y energía”, patrocinada por empresas extractivas. Resaltó la importancia central que el Ministerio y el Conicet le dan a la actividad petrolera y minera, con fondos, investigadores y becarios. “Tenemos una participación muy directa a través de Y-TEC, la empresa creada entre YPF y el Conicet, donde existe un número importante de investigadores y becarios que están trabajando para resolver problemas del sector, que van desde el uso de fibra óptica para el monitoreo de la producción de petróleo bajo el método de fracking hasta el desarrollo de arenas para esa misma tecnología y de sustancias hidrofóbicas para separar crudo de agua”, señaló.
Celebró el impulso a la explotación de litio y apoyó el desarrollo de la megaminería: “Estamos trabajando en lo que se ha dado en llamar minería inteligente, practicada en forma sustentable y sin los efectos ambientales asociados a la actividad. Sucede que el país no puede prescindir de la actividad minera”.

Periodismo extractivo

Diego Golombek es doctor en biología, investigador del Conicet y señalado por el establishment académico como uno de los mayores “divulgadores” de la ciencia. Director de la colección “Ciencia que ladra”, columnista del diario La Nación y autor de una decena de libros. Nunca cuestiona el extractivismo. Al contrario. Una muestra: en agosto de 2015 participó de una disertación (“La ciencia al servicio del agro”) organizada por la empresa de agrotóxicos Rizobacter.

“Al haber estudiado una carrera científica, al trabajar en un laboratorio, uno de los destinatarios principales es el área productiva. Y si en Argentina hablamos de producción es igual a campo, el campo tecnológico, no el campo tradicional y artesanal”.

Junto a Héctor Huergo (de Clarín Rural) y a Beatriz “Pilu” Giraudo (Aapresid), fue peyorativo con la agricultura campesina y celebró al agronegocio. “El campo era solo plantar y ver qué pasaba. Pero las innovaciones tecnológicas (transgénicos) produjeron una revolución en el campo. Lo que hace que el campo pueda seguir siendo la base de sustentabilidad del país. Si se hubiera quedado en el campo familiar, de peones, no hubiera durado ese modelo”.
Golombek también es funcionario. Es el responsable del Programa Nacional de Popularización de la Ciencia y la Innovación (del Ministerio de Ciencia).

El modelo

Cristina Fernández de Kirchner anunció por cadena nacional en 2013 el “Plan Argentina Innovadora 2020” (conocido en el ámbito científico como “plan 2020”). Estaba junto a Barañao en el escenario. “El Estado desarrolla la ciencia y la tecnología para agregar valor a la producción de Argentina”, afirmó la Presidenta.
Lino Barañao explicó la política científica: “Durante años la situación de los cerebros era más vergonzosa que la del petróleo, regalábamos cerebros en pie sin obtener nada a cambio. Hoy recuperamos un capital intelectual que estaba en el exterior y que vuelve con más conocimientos. La ciencia y la tecnología son el motor del desarrollo y de la prosperidad”.

Entre los ejes principales del plan científico sobresalen la biotecnología (base del agronegocio) y la nanotecnología (manipulación de la materia en la escala de un nanómetro, la milmillonésima parte de un metro, que si bien ofrece oportunidades para la sociedad también conlleva profundos riesgos sociales y ambientales, no solo porque potencia a la biotecnológica, sino también porque incluye manipulación atómica).
“Las tecnologías se aplicarán en distintos sectores socio-productivos y en entornos territoriales determinados, a fin de generar ganancias cualitativas significativas”, precisó la gacetilla del Ministerio de Ciencia. Entre las actividades destacadas figura el agro y la energía.

Como logro de la gestión también destacaron la creación de la ya mencionada Y-TEC, alianza entre YPF y el Conicet que impulsa nuevas formas de explotación petrolera y la minería de litio (muy cuestionada por sus consecuencias sociales y ambientales, además de violar derechos indígenas en Jujuy y Salta).
El Grupo de Gestión de Políticas en Ciencia y Técnica (espacio autoconvocado conformado por una veintena de académicos) cuestionó el Plan 2020, aunque no por su perfil extractivista. “Las políticas aplicadas en los últimos años han sido, esencialmente, orientadas a apoyar al sector privado, aunque éste no ha dado las respuestas esperadas”, cuestionó en octubre de 2013.

Recordaron que desde el ministerio conducido por Barañao había prometido que, con años de ayuda estatal, la inversión privada en ciencia pasaría del 30 al 50 por ciento (entre 2006 y 2010). Pero nada de eso sucedió. El nuevo plan fijó que ese aumento estará en 2020.
“A pesar de venir tropezando con la misma piedra desde hace años, se sigue insistiendo, inexplicablemente, al sector privado para que articule con el sector público para el desarrollo de sus proyectos. Es un fracaso atribuible a que se apoyaron en un sector que no movió el amperímetro de la inversión en diez años”, sentenció el Grupo de Gestión de Políticas en Ciencia y Técnica.

Kirchnerismo

Roberto Salvarezza llegó a la presidencia del Conicet de la mano de Lino Barañao, que se lo propuso a inicios de 2012. Acompañó todas las políticas impulsadas por el Ministro pero no continuó al asumir Macri. Dejó la dirección del Conicet y comenzó a cuestionar a Barañao, con especial eje en el ajuste que implementó el Gobierno (con más de 500 investigadores fuera de la carrera científica).

Salvarezza tuvo directa relación en la negativa de promoción de Andrés Carrasco (forma de castigo por haber denunciado las consecuencias del glifosato). “Al Presidente del Conicet (Salvarezza) le cabe toda la responsabilidad de haber firmado la resolución que niega mi promoción. Ni siquiera echó una mirada sobre cómo fue el procedimiento. Él sabe que al firmar convalidó la injusticia”, denunció Carrasco semanas antes de fallecer.
Durante su gestión al frente del Conicet, Salvarezza impulsó que la biotecnología sea política de estado, al igual que el apoyo a investigadores para fracking y minería (incluida la creación de un instituto para explotación de litio en Jujuy).

Salvarezza encabezó la lista de diputados del kirchnerismo en las últimas elecciones. Cuestiona a Barañao y al ajuste, pero acuerda con el modelo científico.

Voces

Mirta Varela es investigadora del Conicet y de la Universidad de Buenos Aires. Días antes de la votación presidencial de 2015 (cuando diversos académicos llamaban votar a Daniel Scioli) escribió una dura crítica sobre el modelo científico, que le provocó advertencias en un clima polarizado. Varela, lejos de callarse, amplió en una entrevista: “Es de una enorme irresponsabilidad no ver las consecuencias de fomentar este modelo de ciencia. Entrás a la página del Conicet y son públicos los convenios. Son claras las políticas de muchísimos recursos para el modelo transgénico y, en los últimos años, con YPF y el fracking. Y claro que dejan de lado los grandes cuestionamientos que tienen esas actividades. Es de una enorme irresponsabilidad no ver las consecuencias de fomentar este modelo de ciencia. Los científicos ya no pueden negar los efectos de los agroquímicos, las enfermedades, las transformaciones en la sociedad, migraciones, la tierra en pocas manos. No hay peor ciego que el que no quiere ver”.

A Varela le pareció positivo y apoyó el aumento de presupuesto durante la gestión kirchnerista, pero también reconoció que incidió en la ausencia de postura crítica. “Así se explica que el ministro Barañao diga que los agroquímicos son como antibióticos, una barbaridad, y ningún científico le salga al cruce. Eso demuestra que estamos en problemas”, afirmó. Y apuntó a las responsabilidades individuales: “Si los científicos contribuyen a producir conocimiento que permite el extractivismo, les cabe toda la responsabilidad de las consecuencias ambientales y sociales que sus dichos o prácticas puedan acarrear”.

Maristella Svampa, socióloga, investigadora y docente universitaria, es reconocida por su trabajo sobre extractivismo y acompañar a asambleas socioambientales. En noviembre de 2016 recibió el Premio Konex de Platino por su trabajo académico. Y en su discurso apuntó al modelo científico y universitario. “Vivimos un mundo cada vez más brutal, más complejo y desigual, en el cual dominan las grandes corporaciones, las que en alianza con los diferentes gobiernos han penetrado fuertemente el sistema científico, académico y tecnológico (…) Existe un persistente intento de colonización del discurso público y de apropiación de la ‘ciencia’, basado en la idea de que sólo es ‘científico’ aquello que es afín o funcional a los modelos dominantes, mientras que las visiones que cuestionan dichos modelos son marginadas o en el límite, descalificadas y acusadas de ‘falta de cientificidad’”.

Svampa cuestionó el uso de agrotóxicos, el fracking y la megaminería. Rechazó la sumisión del ámbito científico y la universidad pública a las empresas, y afirmó que el desafío es generar “un saber experto riguroso e independiente, con compromiso social, en una perspectiva de bienestar y de cuidado de las personas y los territorios, que piense en el mediano y largo plazo, y que tenga la dignidad de colocarse por encima tanto de los oficialismos de turno como de los intereses del poder económico”.

MundoEco.org

Patagonia jaqueada: 8.200 trabajadores petroleros perdieron su empleo en dos años

Por Marcelo García.- El sector petrolero de las provincias patagónicas padeció la pérdida de 8.273 empleos, y la gran mayoría fueron despidos. Solamente en la Cuenca del Golfo San Jorge se perdieron 4.500 puestos de trabajo.

La crisis del empleo petrolero comenzó durante 2015, cuando el precio internacional del crudo se desplomó y las compañías del sector comenzaron a implementar planes de ajuste para reducir su capacidad operativa, bajando equipos perforadores, achicando los niveles de producción y despidiendo miles de obreros del sector.

El Ministerio de Trabajo de Nación dio a conocer en los últimos días los datos regionales del empleo que elabora el Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA) y allí se puede detectar que el trabajo petrolero en la Patagonia sufrió un durísimo impactodesde 2015.

Entre el tercer trimestre de 2015 e igual período de2017 se produjo la pérdida de 8.273 puestos de trabajo petroleros en la provincias patagónicas, que centralizan la extracción de crudo y gas.

La oleada de despidos se completó con retiros voluntarios y jubilaciones anticipadas, acumulándose 4.249 puestos de trabajo destruidos hasta 2016 y 4.024 hasta el tercer trimestre del año pasado.

La fuerte expulsión de trabajadores petroleros no tiene una relación directa con las alzas y bajas del precio internacional del crudo, ya que en 2015 el WTI cotizó a 48,7 dólares, mientras que en 2016 bajó a los 43,2 dólares por barril; pero en  2017 subió a 50,9 dólares y el aumento en el precio no evitó el avance de los despidos.

Tampoco variaron significativamente la pérdida de empleo petrolero en la Patagonia los cambios que se introdujeron en los convenios colectivos de trabajo de los obreros del sector, tanto en los convencionales de Chubut, como en los no convencionales de Santa Cruz. En cambio en Neuquén las nuevas condiciones laborales para Vaca Muerta comenzaron a generar una incipiente recuperación del empleo en el sector.

Durísimo golpe en la CGSJ

Más de la mitad de los despidos y empleos destruidos en la provincias patagónicas se produjo en la Cuenca del Golfo San Jorge. En dos años se perdieron 4.501 puestos de trabajo y el peor de los escenarios se concretó entre el tercer trimestre de 2016 y el mismo periodo del año pasado, cuando se produjeron 2.436 despidos entre Chubut y Santa Cruz; los 2.065 restantes se concretaron durante el primer año analizado.

En Chubut los despidos ascendieron en dos años a los 2.187, produciéndose en un escenario relativamente equilibrado a lo largo de todo el proceso, totalizándose 1.170 despidos en el primer año y 1.017 en el segundo. De 14.547 puestos de trabajo registrados en el tercer trimestre de 2015 se pasó a 12.270 en el tercer trimestre del año pasado.

En Santa Cruz los despidos ascendieron a 2.314 y lo peor se vivió el año pasado. Entre el primer trimestre de 2015 e igual período de 2016 la expulsión de obreros petroleros llegó a 895; en tanto que entre 2016 y el tercer trimestre de 2017 la cifra trepó a 1.419.

Sobre un total de 10.434 puestos de trabajo santacruceños en el tercer trimestre de 2015 se cayó a 8.120 en igual período del año pasado.

Tanto en Chubut como en Santa Cruz la destrucción de empleo aún no muestra señales de recuperación y en el tercer trimestre de 2017 se produjeron 692 despidos entre ambas provincias; en tanto que el promedio trimestral de los dos años en cuestión refleja 563 despidos cada 90 días.

Neuquén con indicios de repunte

En la Cuenca Neuquina el panorama de los despidos petroleros no es para nada mejor que en la CGSJ, ya que alcanzó un total de 3.471 empleos destruidos a lo largo de dos años.

La gran diferencia surge en que durante el tercer trimestre de2017 comenzó a producirse una leve recuperación de los puestos de trabajo y en que el 85% de los despidos se generaron exclusivamente en la provincia de Neuquén por encima de la de Río Negro.

El segundo trimestre del año pasado fue el punto más bajo del empleo petrolero neuquino con 17.591 trabajadores, pero en el trimestre siguiente se generó un incremento de 425 nuevos puestos de trabajo.

Específicamente la provincia de Neuquén tenía en el tercer trimestre de 2015 un total de 20.964 trabajadores petroleros y ese fue su punto histórico más elevado; pero un año después se habían perdido 1.693 empleos y para el año siguiente los despidos llegaron a 1.255.

Solamente en Neuquén se destruyeron 2.948 puestos de trabajo y el tercer trimestre del año pasado cerró con 18.016 obreros del sector.

En la pequeña porción de la Cuenca Neuquina que le corresponde a la provincia de Río Negro la pérdida de empleo petrolero fue de 523 puestos en el período de dos años, de los cuales 151 se produjeron en el primer año y 372 en el segundo.

El Extremo Sur

Shell en Sudamérica, la expansión extrema

Control del mercado de gas, puertas giratorias y nuevas fronteras

Ubicada en el top seis de las mayores petroleras del mundo, la compañía anglo-holandesa mantiene una posición relevante en el mercado energético de América del Sur. Durante la última década consolidó su lugar estratégico en formaciones extremas, como el presal de Brasil y Vaca Muerta en Argentina, también interviene en la ampliación de la frontera extractiva en países como Colombia, Bolivia e Uruguay; y es la mayor proveedora de GNL. Además, ex ejecutivos de la compañía ocupan puestos políticos clave del sector energético.

 Por Hernán Scandizzo

El grupo Royal Dutch Shell fue creado en 1907 cuando la Real Compañía Neerlandesa de Petróleos y Shell Transport and Trading Company Ltd fusionaron sus operaciones para competir contra la gigante estadounidense Standard Oil. Recién en 2005, Royal Dutch y Shell Transport decidieron fusionar también sus capitales y constituyeron la Royal Dutch Shell plc., con casa central en La Haya, Holanda; la compañía holandesa controla el 60% de las acciones mientras que la británica el 40% restante.

Actualmente opera en más de 70 países y produce alrededor de 3,7 millones de barriles de petróleo por día; es considerada una de las seis supermajors1 del petróleo y gas y es la séptima más grande del mundo, según el ranking elaborado por la revista estadounidense Fortune en base a los ingresos de 2016. En tanto Forbes la consideró la segunda más grande del sector a nivel global, detrás de ExxonMobil, tomando en cuenta ingresos, ganancias, activos y valor de mercado.

En la segunda mitad de la década de 1910 Shell desembarcó en América del Sur, dedicándose a la importación y comercialización de combustibles y lubricantes, operando a través de la subsidiaria Anglo Mexican Petroleum Products Co, y paulatinamente se extendió a todos los eslabones de la cadena: exploración y producción, transporte, refino, combustibles para automotores, barcos y aviones, y una amplia gama de productos petroquímicos. La relevancia que a lo largo de un siglo dio a cada segmento dependió tanto de los países y sus potenciales como de la estrategia global de la compañía. En los últimos años Shell se ha posicionado muy fuerte en la región, tanto en exploración y producción de reservorios de mayor potencial, como también en el comercio, dominando el mercado regional gas natural licuado (GNL).

Un dato relevante, que no figura en ningún balance ni reporte a bolsa de comercio, es que, a poco más de cien años de su llegada, ex ejecutivos y ejecutivas de larga trayectoria en la compañía ocupan cargos clave para la definición de políticas públicas energéticas. Juan José Aranguren, ex CEO de Shell Argentina, es el actual ministro de Energía y Minería de ese país;2 mientras que Marta Jara, ex presidenta de Shell México, es la titular de la petrolera estatal uruguaya ANCAP.

Ilustración: Latuff

Otro dato relevante del escenario sudamericano es que la compañía anglo-holandesa fue una de las más beneficiadas por las políticas implementadas en Brasil tras el golpe de Estado que derrocó a Dilma Rousseff. El gobierno de Michel Temer facilitó el ingreso de las petroleras privadas al presal, el mega reservorio de aguas profundas, permitiéndole a Shell convertirse en la principal socia de Petrobras y en la operadora privada líder del país.3 Al respecto cabe destacar que Parque das Conchas, en el presal brasileño, es el único proyecto, entre más importantes del portafolio global de la compañía, ubicado en Sudamérica. Esto da la pauta de la importancia que tuvieron para la firma anglo-holandesa las políticas implementadas por el gobierno de Temer. Incluso si se amplía la mirada a Latinoamérica, sólo se suma un proyecto de similar status para la compañía: Stones, en aguas profundas de México. Y aquí cabe otra acotación, a partir de la reforma de la legislación energética en ese país, concretada en 2013 se quitó a la empresa estatal Pemex el control monopólico de la actividad hidrocarburífera, favoreciendo la transnacionalización del sector; esto posibilitó el ingreso de Shell a reservorios clave. Esto, a partir de la reforma de la legislación energética.4

Ampliación de fronteras y energías extremas

En enero el CEO de la compañía Ben van Beurden, aseguró al diario estadounidense Financial Times que la expansión de las operaciones de petróleo y gas de Shell en la próxima década dependerá de la producción de shale. Cabe recordar que poco después de la firma del Acuerdo Climático de París el ejecutivo había declarado a la televisión pública holandesa que tampoco dejarían de explotar sus reservas en aguas profundas. En un contexto global de agotamiento sostenido de los yacimientos convencionales, las compañías que apuestan a la ampliación de fronteras extractivas para sostener su producción, avanzan indefectiblemente sobre reservorios considerados de energía extrema, por los altos riesgos ambientales, sociales, laborales y financieros asociados a su desarrollo. El interés de Shell por los mega reservorios en aguas profundas de Brasil y México es un exponente de esa tendencia; al igual que las campañas exploratorias offshore en Colombia y Uruguay5, con las particularidades de cada caso. Si bien la compañía anunció en 2016 que disminuiría las inversiones en aguas colombianas, en la última década consolidó operaciones en el Mar Caribe de ese país, donde cuenta con tres bloques.6

En el mismo proceso de sostenimiento de la producción a partir del desarrollo de energías extremas debe enmarcarse el creciente interés de Shell por la formación de lutitas/shale Vaca Muerta, en Argentina, donde opera cinco bloques.7 En ese país la trasnacional está presente en todos los eslabones de la cadena de los hidrocarburos. En 2012 era la segunda refinadora del país, con un 14% del mercado de combustibles. Sin embargo, en 2017 inició el proceso de valuación para la venta de su red de estaciones de servicio y la refinería Buenos Aires, para concentrarse en la explotación de yacimientos no convencionales. La experiencia adquirida en el desarrollo del fracking, aplicado en formaciones shale de Estados Unidos, es uno de los factores con que cuenta la compañía para reducir costos operativos en la explotación de los no convencionales argentinos. Al tiempo que comienza a despuntar como una de las actoras con capacidad de dinamizar el boom del fracking local, espera que se despeje el horizonte offshore argentino

Ilustración: Tjeerd Royaards

Mercado del gas

Consolidar su liderazgo en el mercado mundial de gas y posicionarse sobre mega reservorios gasíferos fueron los objetivos que persiguió Shell con la compra de la británica BG, y en esa dirección sigue avanzando.8 En 2017 la compañía adquirió los activos de la subsidiaria de Chevron Corp en Trinidad y Tobago, lo que le permite mayor participación en el mega yacimiento offshore Loran Manatee.9 A esa estrategia también se ajustaría el repliegue de la compañía en el segmento de comercialización minorista de combustibles y lubricantes en Sudamérica. En 2006 vendió su red de estaciones de servicio en Colombia; en 2011 lo hizo en Chile, mientras que en 2017 inició en Argentina el proceso de venta de sus bocas de expendio y una refinería.10 En el mismo sentido se puede interpretar el anuncio de Shell Brasil de la venta de su participación en la Companhia de Gas de Sao Paulo, dedicada a distribución de gas natural.

Actualmente la Royal Dutch Shell plc, es la principal proveedora de gas natural licuado de Chile, en 2017 lo fue de Argentina, y avanza en un acuerdo con el gobierno uruguayo para construir un puerto regasificador.11 El precontrato firmado entre las autoridades de ese país y la compañía establecería que el objetivo de la obra es vender gas a clientes en Uruguay y Argentina. Según el diario El Observador, los movimientos de la firma anglo-holandesa en la región responden a la estrategia de las principales empresas del sector -entre las que también se cuenta Exxon- de desarrollar nuevos mercados en los países pobres donde colocar los excesos de producción asociados a los grandes descubrimientos de reservas.

Y si crear mercados es un objetivo, controlar los intercambios regionales existentes es una necesidad. La compañía anglo holandesa regresó a Bolivia en 2016, a partir de la compra de BG, y, tras ocho años de ausencia, está sentando las bases para posicionarse como una de las actoras de importancia en el control de la producción -avanza sobre nuevas áreas de exploración-12 y cuya orientación va dirigida a jugar un papel preponderante en la comercialización de gas. En este sentido, las autoridades avalan que la filial local de Shell venda su producción a la de Brasil, o cual, según declaraciones de la máxima autoridad del sector, podría representar el 30% del gas que se comercializaría con el Brasil a partir del año 2019. Esto representaría la apertura total de la mercantilización de este recurso y no sólo se limitaría a tratados bilaterales -entre estados-, sino que ahora se permitiría que otros actores, como las compañías trasnacionales, participen del negocio hidrocarburífero en Bolivia. Una apertura que años atrás era duramente criticada porque perjudicaba los intereses del país y generó fuertes tensiones sociales, cuyos impactos se viven hasta hoy.

Fuentes consultadas:

Carla Paz Vargas (2017). “Shell y Repsol invertirán en exploración $us 450 millones”, en El Deber, 31 de marzo de 2017.

Colombia Energía (25/07/2014), “La apuesta por la explotación petrolera costa afuera arranca en serio“.

EFE (02/11/2017).“Shell triplica su ganancia a 7.867 millones de euros por el alza del crudo”.

El Cronista (30/06/2005). La petrolera Royal Dutch Shell pone fin a un siglo de historia”.

— (28/09/2012) “Axion es el nuevo nombre que llevará la petrolera ESSO en el país”.

El Espectador (23/07/2014), “Licitación de bloques petroleros con poco interés de multinacionales“.

— (13/04/2016), “’Fracking’ genera incertidumbre en San Martín, Cesar”.

El Mercurio (31/05/2011), “Grupo Luksic cerró la adquisición de Shell Chile por US$ 633 millones”.

El País, (26/02/2012), “Repsol vende su negocio de gas natural licuado a Shell por 5.100 millones”, España.

El País (05/12/2017), “Memorándum con Shell le da libertad para fijar tarifas”, Uruguay.

El Observador (20/09/2017). “Exceso de gas en el mundo reflota planta regasificadora en Uruguay”.

El Observador (20/10/2017), “ANCAP espera que dos petroleras definan si harán pozos en el mar”.

El Tiempo (17/04/2016), “Con menos interés de firmas, ‘fracking’ busca recuperar terreno”.

— (01/06/2017), “Pollos Bucanero, a manos de Cargill; lubricantes de Shell, a Altipal”.

— (18/10/2017) “Shell da otro paso para retomar construcción de regasificadora”.

Felipe Gutiérrez, “Aranguren, el fusible de los CEOs”, en Observatorio Petrolero Sur, 15 de junio de 2016.

Forbes (24/05/2017), “The World’s Largest Oil And Gas Companies 2017: Exxon Reigns Supreme, While Chevron Slips”.

Fortune (s/d),“Fortune Global 500 list 2017”.

Gómez, D. “México y Brasil se cuelan en las espectaculares cuentas de Shell”, en Al navío, 2 de noviembre de 2017.

Jiménez. G. (2017); “Gobierno celebra el regreso de Shell”, en DeLiberar Nº 1, CEDIB, Cochabamba.

José del Rio, “La Shell post Aranguren: comienza una nueva era para la petrolera luego de la partida del ejecutivo que enfrentó al kirchnerismo“, en La Nación, 18 de enero de 2016.

La Mañana Neuquén (16/03/2018), “Shell reafirmó sus planes de inversión en Vaca Muerta”.

La Razón, (28/08/2017),YPFB negocia venta de 39 MMmcd de gas a Brasil”.

Los Tiempos (25/07/2017), “Bolivia firmará acuerdos con 10 petroleras sobre comercialización de gas y urea”.

Montevideo Portal (30/11/2017), “Advierten entrega de monopolio de gas natural a la empresa Shell”.

Observatorio Petrolero Sur (21/12/2017), “Pan American Energy Group, el nuevo rostro de BP”.

Oil&Gas Journal, (30/05/2017), Shell to acquire Chevron’s unit in Trinidad and Tobago”.

Página Siete (03/08/2017). “Shell Brasil expresa interés en gas a partir de 2019”.

Platform London (07/12/2017). “BP, el dueño oculto de fracking”.

Revista Petroquímica (01/07/2012). “Shell lanza en agosto una campaña de perforación de 10 pozos exploratorios“.

— (10/01/2018), “En Shell aseguran que dependerán del shale para crecer a un mayor ritmo global”.

Roa Avendaño, T y Scandizzo, H. “Qué entendemos por energía extrema”, en Oilwatch Latinoamérica, 29 de septiembre de 2016.

Shell Global (s/d), “Major projects moving ahead”.

Telemundo (30/11/2017), “Gas Sayago pretende ceder el proyecto de la regasificadora a Shell”.

Telesur (29/03/2017), “Shell mantiene compromiso de explorar hidrocarburos en Bolivia”.

Notas

1 BP plc, Chevron Corporation, ExxonMobil Corporation, Royal Dutch Shell plc, Total SA y Eni SpA son consideradas las seis petroleras más grandes –supermajors o big oil– a nivel global.

2 Durante las presidencias de Néstor Kirchner (2003-2007) y Cristina Fernández de Kirchner (2007-2011 y 2011-2015), el histórico CEO de Shell, Juan José Aranguren, fue un encarnizado crítico de las políticas energéticas gubernamentales y se convirtió en el antagónico liberal por excelencia. Con el triunfo electoral del empresario Mauricio Macri, Aranguren estrenó el cargo de ministro de Energía de la Nación. Luego de trabajar 37 años en Shell, Aranguren recibió $16 millones en acciones de la multinacional, el ministro se defendió señalando que no hay incompatibilidad entre su cargo y la tenencia de las acciones, dado que los títulos son de Shell Internacional y no de su filial Argentina. Diferentes sectores han denunciado que desde ese ministerio se favorece a la compañía anglo-holandesa.

3 En 2001, Shell fue la primera empresa privada en Brasil en encontrar un reservorio de petróleo offshore, en la Cuenca de Santos; además ese año compró la empresa inglesa de E&P Enterprise Oil y asumió el desarrollo de dos bloques en la Cuenca de Campos, donde comenzó a extraer en 2003, transformándose en la primera compañía en producir petróleo tras la flexibilización del monopolio estatal. En 2005 inició los trabajos de exploración del presal, pero recién en 2016, tras la compra de BG, se convirtió en la principal socia de Petrobras para el desarrollo del mega reservorio.

4 Según informaciones de prensa, en el reporte que Shell remitió a la Bolsa de Valores de Londres, en relación a América Latina, sólo se hace referencia a sus actividades en México y Brasil, donde hubo una apertura del sector energético al mercado, a pesar de que también está presente en Argentina, Bolivia Chile, Perú y Bolivia.

5 A partir de la compra de BG, Shell adquirió los derechos que la compañía británica tenía sobre los bloques offshore 8, 9 y 13 donde se realizaron estudios del subsuelo marítimo y debe definir si opta por pasar a una segunda fase, que implica perforar al menos un pozo por área adjudicada.

En 2014 Shell se había asociado a BG no sólo para recibir apoyo financiero que le permitiera explotar el bloque Gua Off-3 sino también para que le aportara experiencia “descifrar el potencial del Caribe”. Ese mismo año también se adjudicó la exploración del bloque Sinú-San Jacinto 7, a través del consorcio temporal Ecopetrol (35%)-Shell (65%). Cabe mencionar que en el proceso de ampliación de las fronteras extractivas en Colombia, la compañía anglo-holandesa había apostado a la explotación de lutitas/shale pero finalmente transfirió la licencia del bloque VMM-3 a ConocoPhillips; camino similar al seguido por ExxonMobil.

7 Con ese objetivo, desde 2011 la compañía se asoció tanto con otras empresas privadas como con YPF y GyP, controlada la primera por el gobierno nacional y la segunda por la provincia de Neuquén. Actualmente opera cinco áreas: Águila Mora, Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur y Bajada de Añelo; y participa en otras dos, operadas por Total Austral: Rincón de las Cenizas y La Escalonada. A principios de 2016 el CEO de Shell Argentina anticipó como objetivo de mediano plazo pasar de los 20 pozos no convencionales en producción a unos 1000, en las áreas Sierras Blancas, Águila Mora y Cruz de Lorena.

8 “Se trata de una estrategia de adquisición/fusión entre petroleras que al realizarse ha permitido a Royal Dutch Shell convertirse en la segunda compañía petrolera más grande del mundo (superada sólo por Exxon Mobil) y al mismo tiempo le ha valido obtener una presencia mayor en los mercados mundiales de gas, presencia que resulta importante en el escenario actual de bajos precios del petróleo” (Jiménez, G., 2017: 54). Cabe recordar que en 2012 Shell había comprado los activos de Repsol en GNL, lo que da la pauta del interés de la compañía por consolidarse en ese mercado.

9 Shell ha extendido su presencia en Trinidad y Tobago desde la compra de BG Group y busca rivalizar con BP, que es la mayor compañía en ese país. La anglo-holandesa también estaría interesada en los activos de BHP Billiton Ltd.

10 Cabe destacar que ExxonMobil, otra de las jugadoras fuertes en el mercado global del gas, en 2012 se desprendió de su red de estaciones de servicio en Uruguay, Paraguay y Argentina, y de la refinería que tenía en este último país, que fueron adquiridas por Axion Energy. Tras la reciente fusión entre Axion Energy y Pan American Energy, surgió Pan American Energy Group, la principal petrolera privada de Argentina, presente en todos los segmentos de la actividad hidrocarburífera.

11 Este proyecto ha sido cuestionado porque sentaría las bases para “un monopolio privado”, dado que Shell tendría el 100% de los derechos de utilización de la capacidad de la terminal, que podrá ceder a un tercero. Los críticos argumentan que la trasnacional “va a manejar el gas natural en el país y va a fijar la tarifa”, y que no está obligada a asegurar el suministro al mercado interno.

12 Anunció inversiones para la perforación de 4 pozos exploratorios y para el desarrollo del bloque Caipipendi, estima un costo de 100 millones de dólares cada perforación. También anunció la firma de un contrato en el bloque Iñiguazu junto a empresas como Repsol y PAE, esto en el marco del último encuentro de países exportadores de gas – noviembre de 2017. Y además existen gestiones para la firma de convenios de estudio del bloque Río Salado.

Boletín Nº16 EJES – Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental

Comenzamos con los boletines de EJES 2018.  Pasaron las primeras audiencias públicas por el aumento del gas.  La producción de crudo registró una caída de 6,29% en 2017. YPF desmintió un incendio en un yacimiento de Neuquén y no hubo información del estado provincial al respecto. Compartí el boletín de EJES de marzo 2018.

— Boletín EJES Nº 16 – marzo 2018 —

En diciembre pasado el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, anunció el compromiso de Argentina de adherirse a la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, según sus siglas en inglés). El objetivo del EITI es fortalecer los sistemas de gobiernos, aportar información al debate público y promover el entendimiento. En cada país, el EITI está respaldado por una coalición conformada por gobierno, empresas y sociedad civil. Ese ingreso es un paso más en el camino de la transparencia y la lucha contra la corrupción que vertebra una parte sustancial de la retórica gubernamental.

Sin embargo, los fondos en cuevas (o paraísos) fiscales por parte del ministro de Finanzas (entre otros funcionarios), la vinculación del jefe de inteligencia con lavado de dinero y la inacción oficial al respecto, cuestionan seriamente el compromiso con los objetivos de EITI. Por otro lado, la aparición de pruebas que comprometen a dos pilares del despegue de Vaca Muerta –el ex gobernador de la provincia de Neuquén, Jorge Sapag, y a su ministro de Energía, Guillermo Coco- con dineros cuyo origen no está claro, tiñe con un manto de suspicacia todo el entramado económico de ese megaproyecto. Si bien esas operaciones son anteriores al desarrollo no convencional, la coincidencia con las fechas en que la Provincia llevó adelante una serie de renegociaciones petroleras, hace que se las vincule con la actividad y habilita sospechas sobre negociaciones posteriores.

En tanto, ya pasaron las audiencias públicas para el aumento del gas que rondará entre 47 y el 60%, mientras el Ejecutivo pretende fijar la suba salarial en 15%. Este año ya hubo dos aumentos en los combustibles que superaron el 8,5%, al tiempo que se profundiza la caída en la extracción y el aumento de la importación. Además, en la zona de explotación de Vaca Muerta se han conocido públicamente una serie de accidentes/incidentes vinculados con el petróleo y el gas (incluso uno fatal) sobre los que siempre sobrevuela la falta de información clara.

Arrancamos el 2018. Esperamos, como siempre, sus comentarios. Hasta el próximo envío.

 

Ver Boletín EJES Nro 16. – Marzo 2018

Consultar boletines anteriores

Suscribirse al boletín