ARGENTINA
Doctrina
Título:Actividades Energéticas en la Plataforma Continental Argentina. Política Pública y Estrategias Regulatorias para la Protección del Ambiente
Autor:Walsh, Juan R.
País:
Argentina
Publicación:Revista Iberoamericana de Derecho Ambiental y Recursos Naturales - Número 28 - Julio 2018
Fecha:18-07-2018 Cita:IJ-DXXXVII-205
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Sumarios

La actividad exploratoria y el desarrollo hidrocarburífero en las aguas suprayacentes de la plataforma continental argentina tiene una trayectoria de varias décadas, aunque sin grandes éxitos desde la perspectiva comercial. Las incertidumbres geológicas, las dificultades y desafíos propios del entorno marino, la existencia del conflicto de soberanía sobre las Islas del Atlántico Sur, junto a los elevados riesgos económicos, han conspirado contra el pleno desarrollo y éxito de la actividad petrolera en el Mar.
Hasta el presente, la actividad “offshore” ha sido sujeta a regulaciones ambientales concebidas para el medio terrestre, careciendo de un marco normativo específico para el conjunto de operaciones comprendidas en las etapas de exploración, producción y desactivación de instalaciones.
A partir de un relevamiento de los marcos normativos internacionales vigentes, y el análisis comparado de los regímenes regulatorios ambientales aplicados en otros países con significativa experiencia en las actividades en aguas marinas, este trabajo efectúa una ponderación de los aspectos e impactos ambientales más importantes asociadas a la actividad en la plataforma continental.
Algunos hitos jurídicos y políticos, como el reconocimiento de la Comunidad Internacional a los límites de la Plataforma Continental postulado por la República Argentina, luego de un arduo trabajo lo largo de los últimos años, y la tendencia global a priorizar la conservación de los ecosistemas marinos, constituyen los puntos de partida para el diseño de un conjunto de regulaciones ambientales modernas y eficaces para la tutela del ambiente marino, basados en criterios de desempeño ambiental e incorporando los avances continuos en el conocimiento científico y técnico en materia de protección del entorno y manejo de contingencias.


1. Introducción
2. La Energía y el Futuro de los Hidrocarburos
3. Perspectivas para las actividades productivas en la Plataforma Continental Argentina
4. La Actividad Offshore y la Protección del Ambiente
5. Antecedentes de Actividades en el Atlántico Sur
6. Marco Normativo derivado del Derecho Internacional
7. Las Exigencias Ambientales aplicables en la actualidad a la Actividad Costa Afuera en la República Argentina
8.Derecho Comparado: Diferentes Modelos de Regulación
9. Diferentes Opciones para un Marco Regulatorio Ambiental para la Actividad Costa Afuera
10. Aspectos ambientales a ser considerados en un marco regulatorio ambiental para la actividad offshore, a partir de un modelo regulatorio basado en el riesgo
11. Conclusiones
Bibliografía
Notas

Actividades Energéticas en la Plataforma Continental Argentina:


Política Pública y Estrategias Regulatorias para la Protección del Ambiente


Por Walsh, Juan R.(1)


1. Introducción [arriba] 


La plataforma continental de la República Argentina ha sido durante muchos años objeto de interés para la actividad exploratoria de hidrocarburos y, en algunas instancias exitosas, su desarrollo productivo. El Atlántico Sur ha sido considerado como una frontera promisoria para el desarrollo hidrocarburífero, ampliando la actividad tradicionalmente llevada a cabo en el continente.


A pesar del potencial que poseen las cuencas en aguas marinas del Atlántico Sur y más allá del desarrollo que han tenido algunos yacimientos en las aguas próximas a Tierra del Fuego y al Estrecho de Magallanes, varios motivos de peso han condicionado el éxito de las actividades de exploración y la eventual explotación comercial de los recursos de la plataforma continental.


Las razones que han condicionado la actividad petrolera en la plataforma continental son, en esencia, las siguientes:


· Factores oceanográficos asociados a las condiciones de clima, viento, oleaje y mareológicas adversas. Este motivo explica quizás con mayor peso el menor grado de interés en la plataforma continental en décadas pasadas, dado que los avances tecnológicos en la exploración submarina en los últimos años han morigerado el impacto negativo y muchos de los altos costos que históricamentehansidoasociadosalascondicionesadversasdelclimayelmar sobre la actividad (Henderson y Loe, 2016).(2)


· Necesidad de profundizar el conocimiento geológico respecto a la caracterización de las cuencas y su potencial productivo (Ramos y Turic, 1996).


· Carencia relativa de infraestructura costera para brindar servicios a una actividad offshore, con los consiguientes incrementos de costos logísticos (traslado de equipos, insumos y personal). Estas necesidades de infraestructura se potenciarían indudablemente en el caso de un desarrollo productivo exitoso, aunque los alcances exactos del crecimiento de servicios y logística quedarían en cierta manera acotadas en función del mercado potencial de la producción obtenida. Esta quedaría quizás circunscripta al de la República Argentina o el cono sur de Sudamérica, salvo precios internacionales muy por encima de los valores históricos y lejos de los precios elevados del petróleo observados hace unos años con sus picos entre 2011 y 2014 (Tricks, 2016 y Ramos y Turic, 1996).(3)


· Altos costos de inversión en exploración, desarrollo y eventual producción, por las razones geológicas y climáticas señaladas, requiriendo un contexto de precios relativamente elevados con un horizonte de mediano y largo plazo y cierta estabilidad política y regulatoria en materia fiscal y ambiental (The Economist, 2016). Los escenarios posibles de la demanda futura de hidrocarburos constituyen un factor trascendente al momento de determinar la viabilidad económica de la plataforma continental como cuenca productiva, tal como se detalla en otras secciones del presente análisis.


· Finalmente, la actividad exploratoria y extractiva costa afuera en la plataforma continental argentina ha estado atravesado durante años por la disputa referida a la soberanía sobre las Islas Malvinas y las aguas circundantes, que mantienen la República Argentina y el Reino Unido, desde hace casi dos siglos, ampliamente documentada en la literatura histórica, diplomática y, más recientemente la extensa bibliografía en materia de recursos naturales y ambiente (Taiana, 1985; Rodriguez Giavarini, 2005; Urien, 2005). Este conflicto ha sido motivo de muchas incertidumbres entorno a los derechos sobre los recursos naturales subyacentes a la plataforma continental, desalentando las iniciativas referidas a la actividad exploratoria.(4)


Luego del conflicto de 1982 y a partir de 1991, la política exterior argentina tuvo un derrotero signado por una mayor aproximación política con el Reino Unido y la administración de las Islas Malvinas. A partir de 2003, sin embargo, la política referida al Atlántico Sur tomó un giro hacia posiciones más confrontativas, con la imposición de sanciones económicas a empresas con actividades en aguas bajo control de la administración malvinense. El cambio en la Administración Nacional luego de las elecciones presidenciales de fines de 2015 determinó un nuevo giro hacia instancias de mayor diálogo diplomático, que, sin claudicar en el reclamo histórico por la soberanía territorial, abre perspectivas para acuerdos en materia de transporte, exploración de recursos naturales y conservación ambiental.


La metodología adoptada para el presente trabajo parte de un relevamiento extenso de la literatura existente en materia jurídica, económica, política y científica vinculada a los diferentes aspectos de la actividad petrolera en los espacios marítimos sujetos a la jurisdicción argentina.


Además de la literatura señalada, se ha hecho un relevamiento de los instrumentos normativos aplicables a la gestión ambiental en los espacios marítimos y la Plataforma Continental, partiendo de los Tratados Internacionales a los cuales la República Argentina se ha adherido, siguiendo por otros que, si bien no son de aplicación directa, poseen incidencia en cuanto fuente indirecta de interpretación jurídica.


El relevamiento de los instrumentos de derecho internacional es complementado con un ejercicio similar referido a los marcos regulatorios nacionales aplicables a la protección ambiental en general y, más específicamente, a la actividad hidrocarburífera en la plataforma continental.


Dada la estrecha interacción existente entre el derecho internacional y el derecho interno en materia de actividades extractivas en el mar, el estudio recopila las experiencias de otras jurisdicciones que han vivenciado procesos importantes de desarrollo en sus actividades offshore, incluyendo acontecimientos de alto perfil mediático, como los casos Ekofisk, Piper Alpha, Brent Spar, Deepwater Horizon o, con menor trascendencia, Frade, que han provocado significativos cambios legislativos e institucionales en sus respectivas jurisdicciones. Por razones de espacio, el análisis comparativo se ha limitado a aquellos países con una trayectoria que permita “aprender de las experiencias”, o a países con relevancia a la Argentina por su vecindad o similitudes en el nivel de desarrollo, como son los casos de Brasil o Colombia.


El análisis comparativo de los diferentes marcos regulatorios permite identificar y deducir a grandes rasgos las características distintivas de las mismas, junto a las fortalezas y debilidades de las respectivas técnicas regulatorias adoptadas.


Más allá del relevamiento y análisis de normas, jurisprudencia y doctrina, se ha procurado respaldar la investigación con entrevistas a informantes y expertos clave, acompañado por otros artículos académicos o de investigación de medios especializados en el sector ambiental y energético, incluyendo institutos de investigación públicos o privados, correspondiendo mencionar entre otros al Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, el Instituto Argentino de la Energía Enrique Mosconi, la Agencia Internacional de la Energía (IEA), la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), el Banco Internacional para la Reconstrucción y Fomento (Banco Mundial), y el Banco Interamericano de Desarrollo(BID).(5)


2. La Energía y el Futuro de los Hidrocarburos [arriba] 


En los párrafos precedentes introductorios, se ha hecho mención de los altos costos de exploración, desarrollo y explotación, como un factor que ha desalentado la actividad hidrocarburífera en el mar, frente a otras cuencas maduras, pero geológicamente más conocidas en el continente. A las razones propias del entorno geológico y a la hostilidad del clima y el mar, cabe profundizar sobre algunos aspectos referidos el contexto macroeconómico aplicable a las perspectivas de la actividad en el Atlántico Sur, en base a la alta volatilidad de precios en los mercados globales y los escenarios futuros del mercado energético global, a los cuales se ha hecho referencia en párrafos precedentes.


En este análisis referido a la oferta y demanda de energía en el mundo y en la República Argentina, también corresponde analizar las implicancias derivadas de la concurrencia de prospectivas entre los recursos de la plataforma continental argentina y los recursos no-convencionales de otras cuencas como es el caso de Formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, una virtual nueva “provincia” hidrocarburífera en pleno proceso de desarrollo y con pronóstico más que alentador (ANI, 2011).


La matriz energética de Argentina ha tenido una histórica dependencia de los combustibles fósiles, con un fuerte incremento de la contribución del gas en los años ochenta y noventa a partir del desarrollo de yacimientos en la Cuenca Neuquina y la dotación de infraestructura de transporte y ampliación de redes de distribución. Más del 80% de la energía primaria del país proviene históricamente de fuentes fósiles, manteniéndose esa proporción en forma casi invariable, pese a los esfuerzos de los últimos años tendientes a la diversificación y la inclusión de una mayor participación de energías renovables (Lapeña, 2005; ANI, 2011; Fernández, 2015).


Con acierto, se afirma que nuestro país posee recursos hidrocarburíferos, sin ser un “país petrolero”, como es el caso de las naciones del Golfo Pérsico o Venezuela. La República Argentina solo ha logrado el autoabastecimiento de petróleo y gas en algunos pocos períodos históricos, como fueron los inicios de los años 60, durante la Administración Frondizi y, luego, durante la Administración Alfonsín, y entonces solo por algunos meses hacia fines de los años 80. La exportación de algunos cortes de crudo, aún sin autoabastecimiento, se mantuvo incluso hasta mediados de la primera década del siglo actual (Olivera, 2005).


El proceso de desregulación llevado a cabo durante los años de la Administración Menem condujo a un incremento de producción y de actividades exploratorias, aunque con una estabilización de las reservas hacia fines de la última década del siglo pasado y luego declinando hasta la pérdida del autoabastecimiento en 2010-2011. Algunos analistas han planteado críticas hacia el modelo de desregulación llevada a cabo en la década de los 90, por priorizar la extracción de los recursos conocidos, relegando la actividad exploratoria pura y el descubrimiento de nuevas áreas potenciales, incluyendo las cuencas offshore (Lapeña, 2005; Olivera, 2005).(6)


En los últimos años, el incremento de importaciones de energía coincidió con el descenso de las reservas, la salida de divisas y la conclusión de las exportaciones de gas a Chile y Uruguay. Existe una coincidencia entre académicos y especialistas en materia energética respecto de algunas de las causas que han desalentado la actividad exploratoria y la pérdida de reservas, entre las cuales pueden consignarse la falta de estabilidad jurídica y reglas claras para las inversiones de alto riesgo, como son las actividades en la plataforma continental, los precios intervenidos y subsidiados que no guardan relación con los costos de desarrollo y producción, ni tampoco con las externalidades ambientales, y un clima general de negocios que ha desalentado las inversiones (Lapeña, 2005; Olivera, 2005; Guadagni, 2012).


En las palabras de Guadagni, pronunciadas en 2012, al poco tiempo de volverse Argentina deficitaria en materia energética: “Se acabaron más de dos décadas de energía abundante, exportada y barata y se entra en la etapa de energía escasa, importada y cara. La disponibilidad de energía a costos razonables es crucial para potenciar el crecimiento económico, es mucho lo que habrá que hacer ya que es hora de desarrollar el potencial nacional, como los abundantes recursos gasíferos no convencionales, que han sido estimados por el US Energy Agency. El futuro no está en costosas importaciones sino en el propio territorio argentino, incluyendo el área marítima, pero con otra política energética, sin “capitalismo de amigos” (Guadagni, 2012; Walsh 2012).(7)


Es indudable que, más allá de la existencia de recursos potenciales y susceptibles de ser desarrollados por la República Argentina, tanto convencionales, como no convencionales, en el continente o en el lecho de la plataforma continental, el éxito futuro dependerá en gran medida de un horizonte de estabilidad en el mediano plazo con precios por encima de los costos de producción, considerablemente más elevados en las cuencas marinas, si se las compara con las cuencas convencionales continentales.


Estas consideraciones subyacen algunas de las iniciativas bajo estudio tendientes a promover el desarrollo de los recursos de la plataforma continental, atendiendo a los factores externos que representan amenazas u obstáculos para ello (Fernández Blanco, 2017).


Los escenarios futuros de la demanda global de hidrocarburos inciden directamente sobre el mayor o menor interés que puede representar la inversión en un área nueva o de “frontera”, como es la plataforma continental argentina.


Estos escenarios son fuertemente dinámicos y se encuentran marcados por diferentes condicionantes, tales como la mayor o menor demanda de hidrocarburos en un mundo signado por cambios dinámicos en el mercado global, con nuevos actores nacionales y corporativos emergentes, producto del crecimiento económico vertiginoso en el continente asiático y las alteraciones tecnológicas con cambios en las matrices energéticas de muchos países. En cualquiera de los casos o escenarios posibles, las tendencias del mercado se enmarcan en un claro viraje global hacia una matriz energética más diversa que la actual, y con una menor dependencia de los combustibles fósiles.


No obstante esta tendencia de declinación de demanda a largo plazo, el mercado y los precios de hidrocarburos han tenido comportamientos volátiles que añaden un elemento de incertidumbre en cualquier proyección para inversiones en una cuenca no explorada como el Mar Argentino.


Un repaso del comportamiento del mercado de crudo a lo largo de los últimos años, desde comienzos de 2005 hasta septiembre de 2017, permite visualizar claramente un promedio de precios que oscila en la banda de los US$ 50 a 70, con “picos” y “valles” en los precios con máximos superiores a los US$ 142 y mínimos inferiores a los US$ 22, en coincidencia con el comportamiento de la economía global y algunos sucesos políticos, como fue el colapso libio y la denominada primavera árabe durante 2011, que conmovieron la estabilidad de los mercados internacionales.


Durante períodos de crecimiento económico global sostenido (previo al colapso financiero de 2008), o en coincidencia con tiempos de crisis política en regiones productores, tal como sucedió entre 2011 y 2014, los precios vieron sus promedios más elevados en tiempos recientes, frente a los valores históricos.(8)


Algunos analistas, escribiendo en 2011 sobre los picos de precios y la demanda de crudo en ese año y en 2008, poco antes de la crisis financiera global, alertaron sobre la insuficiencia de la oferta de hidrocarburos para satisfacer la avidez de energía en los países emergentes y los riesgos que este fenómeno llevaría implícito para la economía global (The Economist, 2011).


Los acontecimientos posteriores en materia de precios con una tendencia a la baja, incluso con precios por debajo de los US$ 30, pusieron en alerta a la industria, generando temores por un exceso estructural en la oferta y un escenario de lento ocaso de la economía hidrocarburífera, como ya se ha señalado (The Economist, 2016).


Sin embargo, de una lectura desapasionada de las proyecciones existentes, series históricas de datos y escenarios de demanda futura, solo puede deducirse con cierto grado de seguridad que el mercado de los hidrocarburos siempre ha sido oscilante, sujeto a vaivenes económicos y políticos, y que siempre ha estado marcado por un elemento de incertidumbre. Incluso, las innovaciones y avances tecnológicos, como han sido aquellos que han permitido el desarrollo de los recursos no-convencionales en EE.UU. y otras partes del mundo, han alterado el funcionamiento tradicional de los mercados y sus reglas de juego tradicionales (ANI, 2011).


Ejemplo de ello, en parte por la revolución de los recursos no-convencionales, en parte por el desarrollo en la logística de almacenamiento y transporte, y también en parte por sus ventajas ambientales, como se analiza en los párrafos siguientes, es la creciente importancia que adquiere el gas frente a los hidrocarburos líquidos.


A estos rasgos propios del mercado global de hidrocarburos, cabe agregar una consideración propia de la política internacional en relación a los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) adoptados por la comunidad internacional con el fin de combatir el cambio climático global. Estos esfuerzos de la comunidad global, tienen y tendrán un impacto indudable sobre el crecimiento futuro de la demanda de hidrocarburos.


Muchos analistas consideran que el compromiso político de la comunidad global en cuanto a reducir emisiones de GEI, y “descarbonizar” las matrices energéticas, amén de conducir a una diversificación de las fuentes de energía en desmedro de los recursos fósiles, tendrá un efecto adverso, en términos de viabilidad económica, sobre los recursos hidrocarburíferos menos accesibles y de difícil o costosa extracción, como es el caso de los recursos en el lecho del mar y en particular, aquellos ubicados en áreas inhóspitas o en aguas profundas (Tricks, Henry).(9)


La importancia creciente del cambio climático como factor en los procesos decisorios energéticos globales, pareciera fortalecer la tesitura de una tendencia declinante en los precios y demanda de hidrocarburos, tal como se ha señalado.


En este sentido, cabe relacionar esta tendencia declinante con las reiteradas referencias académicas al fenómeno del “Peak Oil”, término acuñado en momentos pasados en los cuales el escenario dominante era de un recurso agotable y finito, frente a una demanda que se percibía en el futuro creciente y difícil de satisfacer. A partir de esa cumbre de máxima producción, las reservas declinarían inexorablemente con consecuencias negativas para la economía global (Yergin, 1991).(10)


En las discusiones referidas a la declinación de precios, demanda y el menor interés en áreas de frontera como pueden ser los yacimientos en la plataforma continental, cabe hacer una mención al papel importante que puede desempeñar el gas natural, en particular como “combustible puente” en una transición hacia energías con menor impacto en las emisiones de gases efecto invernadero (AIE, 2011).


Por ser la energía fósil con menor impacto de carbono, el gas posee un potencial importante en el reemplazo de otras fuentes como es el caso del carbón en la generación eléctrica, su mayor inserción en vehículos de pasajeros y carga, e incluso, conforme a estudios más recientes, un papel complementario en una matriz de generación renovable, ya sea como respaldo a las intermitencias, ya sea como modelo de almacenamiento con electrólisis, metanización y posterior uso energético (Alverá y West, 2017).(11)


Más allá del análisis realizado sobre la declinación en la demanda de hidrocarburos en tanto fuente de energía, cabe destacar el papel que puede jugar la petroquímica como fuente de demanda en el mediano plazo. Algunos escenarios plantean que un 70% de la demanda de hidrocarburos en el 2035 estará compuesta por el complejo industrial petroquímico, muy por encima de las demandas de generación energética y de transporte en similar lapso (Occo Roelofsen et al, 2016).(12)


La mayoría de las predicciones económicas, sin embargo, le asignan al gas natural un papel clave en la denominada transición energética hacia un modelo más diverso y menos dependiente de la energía fósil. Esta circunstancia reviste importancia para la República Argentina, dada la gravitación del gas en su matriz energética a lo largo de los últimos años. Más allá de los compromisos asumidos por nuestro país ante la comunidad internacional frente al desafío global del cambio climático en el Acuerdo de París, no parecieran existir mayores reparos de peso ante un escenario de crecimiento del gas en la matriz energética, dadas sus claras ventajas ambientales frente a otros combustibles fósiles. Este elemento contribuye a alentar el optimismo en torno a las perspectivas exploratorias y de desarrollo en el Mar Argentino, amén del entusiasmo ya instalado en torno a los recursos no-convencionales de Vaca Muerta.


El caso de la estrecha colaboración entre Rusia y China en materia de infraestructura energética a lo largo de la última década es otro ejemplo que sirve para ilustrar el desarrollo que ha tenido la actividad petrolera, y en particular del gas, en escenarios geográficos cambiantes y dinámicos con nuevos actores institucionales que viene a poner matices y bemoles a la tesis de un ocaso inexorable de la energía de fuente fósil en tiempos relativamente cortos, como plantean algunos analistas.


La demanda energética de la República Popular China es creciente y si bien la abundancia de carbón mineral brinda una cierta seguridad en el suministro para la generación eléctrica y el consumo industrial, los impactos ambientales, tanto en lo que hace a emisiones de GEI, como los efectos locales sobre la calidad de aire y la salud humana, la tornan políticamente inviable en el mediano plazo. Este fenómeno explica la creciente interconexión de ductos para el transporte de gas e hidrocarburos entre Rusia y China, convirtiendo a la primera en el principal socio comercial de la segunda y una salida alternativa a la exportación de hidrocarburos rusos a la Unión Europea (Sidorenko, 2012).


En el este asiático, la cooperación energética no solo involucra el incremento en el comercio bilateral entre ambos gigantes regionales, sino también el desarrollo conjunto de proyectos e inversiones en infraestructura, no solamente en la producción, sino también en transporte y refinación (Sidorenko, 2012).(13)


3. Perspectivas para las actividades productivas en la Plataforma Continental Argentina [arriba] 


En otras secciones de este trabajo, se analiza el desarrollo de la actividad costa afuera en el Mar Argentino, con sus fortalezas y debilidades, incluso desde ópticas estratégicas que van más allá de lo estrictamente energético.


Más allá de estos antecedentes, la Ley N° 27.007 modificatoria del régimen de hidrocarburos, sancionada en 2014 con el fin de alentar las inversiones en el sector, con un claro énfasis en los recursos no convencionales, contempla también los incentivos para la exploración y desarrollo en el mar y la plataforma continental. Al igual que los trabajos académicos analizados, existe interés e incluso optimismo entre referentes del sector empresario en las oportunidades en la plataforma continental, no solo por el marco legal reformado, sino porque el escenario global de precios deprimidos determina un parque de infraestructura con capacidad ociosa (buques, aparejos, plataformas, etc.), facilitando el acceso a equipos de perforación y servicios de logística que, en años anteriores no estaban disponibles.(14)


Desde una perspectiva de política energética en lo que hace a la diversificación de la matriz y el autoabastecimiento, el desarrollo del sector offshore permitiría ampliar el abanico de opciones y fuentes, más allá de las expectativas sobre los recursos no- convencionales conocidos u otras cuencas aún no exploradas. En este sentido, estamos frente a un virtual “valor de opción” que, incluso, al igual que otros recursos naturales sujetos a obsolescencia por cambios sociales o tecnológicos, plantea el dilema sustantivo respecto de su explotación y desarrollo presente o su conservación para el uso por parte de generaciones futuras.(15)


Sin desconocer que el escenario en el mediano plazo se plantea “cuesta arriba” para la exploración y producción en cuencas costosas o complejas como es el “offshore” del Atlántico Sur, hemos de entender que, aún en este contexto, la necesidad de contar con un enfoque moderno para la protección ambiental de las actividades costa afuera, resulta conveniente además por otras razones de naturaleza estratégica, más allá de los escenarios futuros de los costos y precios de la energía a los cuales se ha hecho referencia.


Esta conveniencia se puede resumir en consideraciones que hacen a los aspectos estratégicos y geopolíticos derivados de la actividad extractiva en la plataforma continental. Para fortalecer el logro de estos objetivos, ligados también a la reafirmación de los derechos soberanos sobre los espacios marítimos y sus recursos naturales, en este trabajo argumentamos en favor de diseñar un marco regulatorio moderno y basado más en criterios de riesgo, que en la técnica tradicional de normas prescriptivas, a menudo con un contenido más orientado al cumplimiento con los aspectos formales, antes que a cuestiones de sustancia.


Más aún, se considera importante concebir al marco regulatorio para la protección ambiental desde la perspectiva y las características singulares del ecosistema marino, y no adaptando o transponiendo criterios reguladores pensados para otro contexto geográfico e incluso tecnológico, como es la actividad en el continente y en cuencas ya maduras y conocidas, tanto desde lo técnico, como de lo ambiental.


Entre algunas de las consideraciones geopolíticas o estratégicas que caracterizan de manera singular a la plataforma continental y los recursos que subyacen a su lecho o se encuentran en sus aguas, merecen destacarse las siguientes:


· La plataforma continental ha sido delimitada y reconocida internacionalmente conforme a las directrices establecidas por la ONU y el Convenio Internacional sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR), luego de la labor de relevamiento científico llevada a cabo por diferentes reparticiones del Estado Nacional, a lo largo de una labor interdisciplinaria y con el involucramiento transversal de diversos organismos a lo largo de dos décadas. Conforme a las reglas para la delimitación de la plataforma continental, la República Argentina incorpora una superficie considerable a su Zona Económica Exclusiva (ZEE) y sobre la cual ejerce derechos soberanos (Di Natale, 2016 y Marshall, 2002).(16)


· Contrariamente a lo que es, en cierta forma más conocida, la plataforma continental y su lecho contienen riquezas mineras que trascienden los recursos hidrocarburíferos. Entre ellas, cabe mencionar a título de ejemplo, a los hidratos de metano y a los nódulos polimetálicos, como fuente alternativa de hidrocarburos gaseosos o de recursos mineros (Anderson, 2014, Gavouneli, 1995). Si bien el potencial energético de los hidratos de metano es estimado en dos órdenes de magnitud superior a las reservas de gas (convencional y no convencional) en todo el planeta, las incertidumbres en su extracción y la tecnología en etapa de desarrollo todavía incipiente y no probado a escala comercial, junto a los riesgos ambientales asociados a su desarrollo, lo alejan de una disponibilidad en escala productiva en lo inmediato (IEA, 2013).


· La experiencia de otros países en potenciar el desarrollo sustentable de los recursos naturales de la plataforma continental, más allá del enfoque tradicional hacia recursos vivos y minerales, o la investigación respecto del potencial de los hidratos de metano, es ilustrativo en este sentido. Los casos de las granjas eólicas de gran potencia en el Mar del Norte o en aguas de la plataforma continental noruega, como también las recientes experiencias de captura, inyección y almacenaje de CO2 en formaciones submarinas agotadas, son claros ejemplos del abanico amplio de oportunidades que ofrece el mar y su plataforma, más allá de la explotación de hidrocarburos (Tricks, 2016).


· La importancia geopolítica del Atlántico Sur, trasciende seguramente al conflicto mantenido con el Reino Unido desde el siglo XIX, ocupando espacios en otros foros y ámbitos internacionales además de la ONU (The Economist, 2011).(17) Más allá de la disputa por la soberanía sobre las Islas Malvinas y las secuelas del conflicto de 1982, los espacios oceánicos revisten en la actualidad una importancia estratégica mucho mayor de lo que representaban en el pasado (Turic y Ramos,1996).(18)


· A las cuestiones históricas del control militar de las aguas y el manejo de las pesquerías, se les añade hoy el mandato de proteger el ambiente y velar por la preservación de las funciones esenciales de los ecosistemas marinos. Esta preocupación global por la protección de los ambientes marinos se traduce en la tendencia creciente de establecer espacios o áreas de conservación en el mar y al fortalecimiento de los marcos jurídicos internacionales tendientes a preservar el ambiente y controlar la contaminación. En la cumbre de la Unión Internacional por la Conservación de la Naturaleza (UICN), realizada en Hawaii, EE.UU. en septiembre de 2016, por ejemplo, existió un fuerte consenso entre científicos de todo el mundo respecto de la importancia de enfocar los esfuerzos de conservación en los próximos años hacia los ecosistemas marinos, atendiendo a la importancia de los servicios ambientales que brindan a nivel global (UICN, 2016).


· Como consecuencia de esta revalorización de los servicios ecosistémicos que brindan los océanos y la necesidad de instrumentar políticas globales tendientes a fortalecer la conservación de los recursos del mar, el Objetivo 14 de las Metas de Desarrollo Sustentable, adoptadas hacia fines de 2015, con el fin de actualizar y potenciar las metas del Milenio de la ONU, tiene por objetivo reducir de manera significativa la contaminación marina y alentar la creación de áreas protegidas en zonas costeras y marinas de alta sensibilidad ecológica.(19)


Indudablemente, la interacción de la dimensión (más bien tradicional) de la defensa de los intereses estratégicos nacionales, con una agenda más global de proteger y preservar la biodiversidad marina, controlar la contaminación y velar por el mantenimiento de los servicios ecosistémicos globales (sumideros de carbonos, reservas de biodiversidad), constituye un elemento clave para la formulación de las políticas públicas en materia marítima, energética y ambiental del país a mediano y largo plazo.(20)


En este enfoque, además de la disputa por la soberanía en el Atlántico Sur, se deben considerar especialmente las políticas de cooperación internacional junto a la comunidad internacional enmarcados en el Tratado Antártico, en materia de investigación y desarrollo y conservación de la naturaleza.(21)


4. La Actividad Offshore y la Protección del Ambiente [arriba] 


Las consideraciones efectuadas en los párrafos precedentes sirven para destacar la necesidad y conveniencia de contar con un marco robusto para la protección del ambiente, tanto para asegurar reglas claras y proactivas para las actividades minerales extractivas, en el caso que sean económicamente viables y ambientalmente sostenibles, como para fortalecer la legitimidad de las proyecciones argentinas sobre el Atlántico Sur.(22)


El marco regulatorio para la protección del ambiente aplicable en la actualidad a la exploración y explotación de hidrocarburos es una virtual replica de las exigencias normativas diseñadas para la actividad en el continente. Si bien existen normas específicas para algunos aspectos de la actividad offshore, en líneas generales estas son adaptaciones de las exigencias establecidas por el derecho internacional en virtud de tratados a los cuales la Nación es parte.


En otros casos, la incorporación de normas o estándares técnicos en la operación de buques, artefactos navales o equipos usados en la actividad es la consecuencia directa de la labor de organismos internacionales como la Organización Marítima Internacional (OMI) y de su recepción directa en el derecho argentino en tanto reglamentaciones de los regímenes internacionales en vigencia.


Si bien la aplicación de normas diseñadas para la actividad en tierra no merece por esa única circunstancia, una objeción per se, es claro que las mismas no siempre reflejan la complejidad de la actividad costa afuera, ni las particularidades de un entorno muy diferente a la actividad convencional en el continente. La utilización de estas regulaciones, aún con los esfuerzos que de buena fe se hacen para adaptarlas a las exigencias de la actividad en el mar, tampoco reflejan siempre los avances tecnológicos que se han dado en la actividad offshore.


La fuerte influencia del derecho internacional y de las normas técnicas emanadas de él, aconsejan el diseño de un marco a la medida de la actividad y no la simple sumatoria de requerimientos sectoriales aplicables a la actividad en el continente, a las exigencias emanadas del derecho internacional.


Finalmente, la tradición regulatoria ambiental de nuestro país tiene un fuerte sesgo hacia la técnica prescriptiva, basado más en el cumplimiento de exigencias formales, que, en las evaluaciones continuas e iterativas, formuladas en criterios de riesgo o el cumplimiento con sistemas de gestión ambiental, vinculados a indicadores de desempeño. Esta técnica regulatoria suele tener claras ventajas en términos de su replicabilidad para casos de baja complejidad tecnológica y similitud de diseño. Ofrece también la ventaja de una mayor facilidad para el regulador en cuanto al seguimiento de las exigencias formales a las cuales la comunidad regulada se encuentra sujeta en forma periódica y rutinaria.


Para una serie de actividades productivas, en general de baja complejidad tecnológica y relativamente homogéneas en concepción y diseño, con similitud en el uso de insumos y la generación de residuos, el modelo “prescriptivo” o “one size fits all”, posee indudables ventajas prácticas, tanto para el regulador, como para el administrado. Las condiciones relativamente estandarizadas de las actividades sometidas a control son funcionales a este tipo de regulación y facilitan un seguimiento de tipo rutinario formal y de naturaleza “procedimentalista” por parte de las autoridades de aplicación.


La formalidad y rigidez de estos modelos de regulación se traducen en beneficios políticos y económicos, como, por ejemplo, acotar el margen de discrecionalidad administrativa que tantas veces constituye el umbral para la connivencia no deseada entre regulador y regulado.(23)


En cambio, en otro tipo de actividades, como son la exploración y explotación offshore, con importantes aportes tecnológicos, condiciones muy singulares de desempeño y sujetos a situaciones geográficas claramente particulares e individuales, el modelo de regulación ambiental prescriptivo no es quizás el más adecuado a la complejidad de las actividades en el mar.


Dada la singularidad de este tipo de emprendimientos, la técnica regulatoria debería interactuar en forma más directa con la evaluación de los aspectos tecnológicos, las reglas técnicas y el “estado del arte” en materia de ingeniería, incluyendo las innovaciones permanentes y los avances en la ciencia. La regulación para este tipo de emprendimientos y actividades debería basarse más en las evaluaciones de riesgo, los sistemas de gestión basados en la mejora continua y las evaluaciones de desempeño, que en la observación de requisitos prescriptivos formales.


La República Argentina ha procurado en diferentes momentos establecer un marco específico para la protección ambiental en las actividades offshore. En 2009, luego de un trabajo conjunto con referentes técnicos de la entonces Secretaria de Energía y equipos profesionales provenientes de la industria, se concluyó con un borrador de reglamentación concebida para las características de la actividad en la plataforma continental.(24)


Con posterioridad, el incidente en el Golfo de México con el hundimiento de la plataforma “Deepwater Horizon”, volcó las miradas de la industria entera, grupos ambientalistas y las diferentes organizaciones a cargo de la regulación ambiental, hacia las causas del accidente y sus consecuencias para el ambiente marino, pero también hacia los modelos de regulación y control ambiental vigentes para una actividad tan sensible como la explotación marina de hidrocarburos.


Como consecuencia de este caso y la posterior publicación de la Comisión Investigadora creada para indagar las causas de la tragedia y las propuestas de modificación de las normas, los diseños de los marcos regulatorios ambientales y de seguridad ocupacional para la actividad petrolera en el mar, han sido sometidos a serias revisiones conceptuales en muchos lugares del planeta (Informe Deep Water, 2011).


Las modificaciones legales introducidas en la República Argentina en los últimos años, con enmiendas a la Ley N° 17.319, la creación de regímenes de promoción para yacimientos no-convencionales y las actividades en la plataforma continental, junto con la “renacionalización” de YPF como empresa de bandera, no han avanzado sin embargo en el diseño de un marco normativo de protección ambiental que contemple las particularidades de la actividad offshore.(25)


Este trabajo procura plantear la necesidad y conveniencia para la política energética de la República Argentina, contar con un marco regulatorio específico para la gestión ambiental de las actividades costa afuera, basado en la adopción de criterios de riesgo y la incorporación de planes de manejo ambiental proactivos que alienten la incorporación del “estado del arte” en la materia.


En atención a la importancia estratégica que posee el Atlántico Sur, tanto por los recursos naturales pasibles de explotación actual o futura presentes en una plataforma continental recientemente reconocido por la comunidad internacional, como por la necesidad de afirmar los derechos soberanos en la región, contar con una política ambiental y marcos regulatorios modernos para el cuidado del ambiente, constituye un objetivo imprescindible para el mediano y largo plazo.


El trabajo se basa en una revisión del actual marco normativo aplicable a la actividad exploratoria y productiva en aguas de la plataforma continental en la República Argentina, incluyendo la compleja articulación entre las exigencias propias del derecho interno y las que se aplican en virtud del derecho internacional.


Luego, se efectúa una mirada hacia el derecho comparado, con énfasis en aquellos regímenes o sistemas en los cuales exista una tradición fuerte de actividad petrolera en el mar. En estos casos, la elaboración de los marcos regulatorios ha acompañado en general al proceso de innovación tecnológica y los nuevos desarrollos, empujando las fronteras productivas y bajando los costos de manera significativa.(26)


A partir del análisis comparativo y una mirada sobre las modernas tendencias de regulación, se plantean algunos lineamientos para un marco normativo de tutela ambiental, basado en un paso iterativo que comienza con una evaluación ambiental de tipo estratégico, a escala macro e impulsado por el propio Estado, con el fin de determinar a grandes rasgos, las zonas de mayor sensibilidad, las áreas de mayor interés geológico, los posibles efectos cumulativos, incluyendo los impactos sociales y ambientales derivados de los servicios de apoyo. Este ejercicio también debería permitir una evaluación crítica de la tecnología disponible, las buenas prácticas y reglas del arte para los diferentes aspectos de la gestión offshore, ponderando las relaciones de costo-beneficio y un análisis de riesgo de tipo general.


La segunda instancia regulatoria se centra en las actividades por cuenca y proyecto específico, partiendo del encuadre macro efectuado ex ante. Esta instancia, sin dudas, tendrá un parecido al actual esquema de autorizaciones ambientales, mediante la presentación de estudios de detalle para cada proyecto. Estos estudios partirían de los análisis de riesgo ya efectuados en el nivel estratégico y se referenciarán con las técnicas y mejores prácticas vigentes (Ver, por ejemplo, Informe Deep Water, 2011, capítulos 8 y 9).


Para el desarrollo de este tipo de autorizaciones, licencias o permisos ambientales, se conforma un modelo teórico de trabajo, vinculando los marcos normativos (sea que estos se deriven del derecho internacional o tenga su fuente en el derecho interno), con áreas sustantivas o temáticas conforme los impactos o riesgos identificados, diferenciados a su vez de acuerdo al tipo de labor o características de la actividad (prospección sísmica, exploración, explotación, logística), y por último el cierre, desactivación o abandono de instalaciones offshore.


Se estima que el modelo propuesto constituye un avance y un cambio significativo en la técnica regulatoria utilizada hasta el presente, en línea con las tendencias más modernas en el resto del mundo. Aún cuando la actividad petrolera en la plataforma continental no tenga quizás el atractivo de otros tiempos, en función de los precios internacionales, la competencia por parte de otras cuencas productivas o recursos no- convencionales y la incidencia de una mudanza global en la matriz energética hacia una mayor diversificación e incorporación de fuentes renovables, es menester reiterar la importancia que reviste el potencial para el desarrollo de otras fuentes energéticas y mineras que yacen o subyacen a la plataforma continental.


Contar con un marco institucional y normativo aggiornado para la protección ambiental y las operaciones seguras de la actividad offshore, no solo se encuentra en línea con las directrices programáticas de la legislación ambiental y sectorial de la República Argentina, sino que representa una forma moderna y proactiva de afirmar los derechos soberanos del país sobre sus recursos naturales.


La sanción de la Ley N° 27.167 en 2015, creadora del Programa Nacional de Investigación e Innovación Productiva en los Espacios Marítimos Argentinos (PROMAR), constituye un ejemplo emblemático de las políticas tendientes a promover el desarrollo sustentable de los recursos del mar, su monitoreo y conservación, y la integración de las actividades de investigación científica con el desarrollo tecnológico y una gestión integrada y transversal de las actividades vinculadas al quehacer marítimo.


No parece ni aconsejable ni factible encarar acciones de exploración, y en caso exitoso, de desarrollo productivo de los recursos energéticos del lecho de la plataforma continental, sin una política proactiva de tutela y manejo ambiental a conciencia y conforme a las reglas del arte de la gestión para actividades de alta complejidad tecnológica y con riesgos operativos intrínsecos a las mismas.


5. Antecedentes de Actividades en el Atlántico Sur [arriba] 


La actividad exploratoria en el Atlántico Sur tiene una historia de varias décadas con diferentes campañas exploratorias en la región, tanto por parte de la República Argentina como parte de Gran Bretaña, ocupante de facto de las Islas Malvinas. La misma ha involucrado a diferentes actores del ámbito privado, junto con organismos públicos e instituciones académicas con objetivos de investigación científica.


En la Plataforma Continental Argentina, la actividad exploratoria tiene antecedentes que remontan a una etapa intensa de actividad exploratoria a fines de los años 60 y comienzos de los 70, en aguas cercanas a Tierra del Fuego, Golfo San Jorge y las cuencas marinas del Colorado y Rio Salado (Petrotecnia, junio 2005), con el primer pozo exploratorio completado en 1969 en la Cuenca del Salado (Walsh y Castelli, 1996; Lesta, 2002).(27)


En su totalidad, la Plataforma Continental Argentina comprende las cuencas del Salado, Colorado, Rawson, Golfo San Jorge, Malvinas y Banco Burdwood, Malvinas Norte, Austral o Magallánica, San Julián, “Plateau Malvinas” o Malvinas Oriental y la denominada “Cuña Cretásica” del talud continental. Desde los inicios exploratorios hasta el fin del siglo XX, se efectuaron relevamientos sísmicos en 2D por 300.000 km y un total de 182 pozos exploratorios, de los cuales más de 100 fueron perforados en aguas costeras frente a Tierra del Fuego y la boca oriental del Estrecho de Magallanes. Dada la superficie total que abarca la plataforma y su talud continental, estas cifras son realmente bajas y constituyen prueba de la escasa “madurez exploratoria” del Atlántico Sur y que los recursos de su lecho y subsuelo, mantuvieron justificadas las expectativas promisorias para el futuro, entre muchos geólogos y técnicos (Turic, 2002).


En los años subsiguientes a las primeras exploraciones en la década del sesenta y setenta del siglo pasado, la actividad tuvo un nuevo pico de exploración a comienzos de la década del 80. En esta oportunidad, las perforaciones se concentraron en la cuenca Austral y Malvinas, con una participación activa de YPF, quien adquirió a esos efectos la plataforma semisumergible “General Mosconi” para desarrollar actividades exploratorias (Lesta, 2002).(28)


Esta segunda ola de actividad en el Mar Argentino, en la cual participaron empresas como Shell, Esso y Total, con unos 50 pozos perforados solo entre 1980 y 1981, concluyó con diversos hallazgos de interés comercial en las aguas fueguinas y en la boca del Estrecho de Magallanes, convirtiendo a esta cuenca offshore en la más exitosa en aguas nacionales hasta ese momento, con la construcción de la infraestructura de apoyo necesario en tierra y desarrollo de know-how local (Lesta, 2002 y Turic, 2002).(29)


En la década del noventa, en una suerte de “tercer pico u ola de interés” por parte de las empresas respecto de la actividad en el mar, continuaron las tareas de exploración con más de 40 perforaciones concentradas en la Cuenca Austral y Malvinas (Lesta, 2002). Shell y Union Texas participaron con perforaciones en la Cuenca del Colorado, empresas sin hallazgos exitosos, mientras que Amoco perforó un pozo en la Cuenca del Salado, también sin éxito. También hubo nuevas exploraciones en cuencas menos estudiadas hasta ese momento, con perforaciones en la Cuenca San Julián a cargo de Petrobrás y en las áreas exploratorias de la Cuenca Malvinas próximas al Banco Burdwood, con participación de Occidental, YPF, Total y Exxon, esta última con hallazgos de petróleo y gas, aunque no considerados viables comercialmente en esa instancia.(30)


Durante los años noventa, también se llevaron a cabo diversas campañas exploratorias por parte de empresas bajo licencias otorgadas por la administración de las Islas Malvinas, en las aguas hacia el norte del archipiélago. En función de las campañas exploratorias llevadas a cabo en años anteriores, la administración isleña, diseñó un conjunto de regulaciones, con base en la normativa británica, para el otorgamiento de permisos de exploración, incluyendo exigencias para el desempeño ambiental de futuras actividades.


Como consecuencia de estas campañas exploratorias, la consultora ERM publicó un estudio que podría caracterizarse como una evaluación ambiental estratégica, delineando los desafíos y amenazas para el ambiente y las condiciones sociales, bajo un escenario de desarrollo petrolero en las aguas circundantes a las islas (ERM 1994). El desarrollo futuro exitoso de la actividad offshore, según este informe, dependería en gran medida de acuerdos políticos que pudiesen tornar viables las sinergias entre los servicios de apoyo y logística en el continente y la exploratoria y de desarrollo en el mar, tanto en aguas argentinas como en las aguas en disputa bajo dominio isleño (ERM 1994).


En los años más recientes, diversas empresas desarrollaron actividades en aguas malvinenses, conforme a las exigencias ambientales de la administración isleña, sin resultados positivos contundentes y siempre rodeadas de las controversias por la relación conflictiva con nuestro país.


A partir de 2013, la República Argentino inició procesos judiciales e impuso sanciones a empresas con operaciones en aguas del Atlántico Sur con autorizaciones otorgadas por las autoridades isleñas, en desafío a las prohibiciones impuestas por el Poder Ejecutivo Argentino. Cabe recordar la política de neto perfil confrontacional adoptado por las autoridades argentinas respecto de las actividades extractivas en las aguas del Atlántico Sur, en la cual se enmarcó el desconocimiento de todo permiso o autorización emitida por las autoridades isleñas.(31)


En años más recientes y más allá de las actividades encaradas por PAE e YPF en la plataforma continental argentina en la Cuenca del Golfo San Jorge, y la exitosa actividad de TOTAL Austral, en las aguas aledañas a Tierra del Fuego desde hace dos décadas, la actividad costa afuera se encuentra en un compás de espera por un conjunto de motivos, algunos de coyuntura política, otros de índole económico, que han soslayado el interés en la plataforma continental como provincia provisoria para ampliar las reservas energéticas.


La actividad desplegada en la última década del siglo pasado, coincidente con la política desregulatoria y de atracción a la inversión privada se concentró en las áreas más promisorias (y probadas) en el continente, quedando en segundo plano el desarrollo del “offshore”, más allá del desarrollo en la Cuenca Marina Austral ya mencionado. Si bien hubo actividad en el Mar Argentino, las inversiones de mayor envergadura tendieron a volcarse hacia los “frutos más bajos y al alcance de la mano” existentes en la cuenca neuquina y el fuerte desarrollo del gas a partir de yacimientos como Loma de la Lata.


En años más recientes, en el comienzo del siglo y hasta fines de la década pasada, a pesar de la existencia de precios altos a nivel global, la actividad en la Plataforma Continental Argentina no despertó un interés acorde con las expectativas anteriores y los momentos de actividad exploratoria descripta.


Estos años, cabe recordar, coincidieron con los resonantes hallazgos en las “aguas profundas” brasileñas en la plataforma y talud continental adyacente a Río de Janeiro y los sonados éxitos de Petrobras como experto operador en las técnicas de aguas profundas. Sin embargo, el interés mundial suscitado por los descubrimientos y avances en el país vecino no tuvo un eco similar en el Mar Argentino. En parte el alto costo de exploración, las dificultades en localizar equipos ante una fuerte demanda internacional, junto a un contexto político y macroeconómico interno complejo para la atracción de inversiones, conjugaron para que la actividad no se desarrollase conforme a las expectativas de algunos analistas (Petrotecnia, 2002).(32)


En el pasado más reciente, la relativa baja en los precios del crudo a nivel internacional y la incertidumbre respecto de las tendencias de los mismos a futuro en un contexto de “mudanza de matriz energética”, junto a las incógnitas inducidas por el cambiante escenario político y económico doméstico, han actuado como elementos adicionales para la postergación del desarrollo hidrocarburífero en el mar y otras “áreas de frontera” (Tricks, 2016).


En la actualidad, existe un interés más explícito en desarrollar el potencial de la plataforma continental como un componente clave de una nueva política energética tendiente a recuperar la actividad y el autoabastecimiento perdido. La propia Ley N° 27.007, sancionada durante la administración del Frente para la Victoria (FPV) en 2014, fue concebida con el fin de alentar, no solamente las inversiones en recursos no convencionales en Vaca Muerta, la percibida y codiciada “joya de corona” de los recursos petroleros nacionales, sino también la promoción de las inversiones de riesgo en la actividad offshore.


El reciente interés del Ministerio de Energía y Minería por profundizar el análisis técnico y económico referido al entorno tributario y regulatorio con el fin de identificar aspectos que tornen más o menos atractivas las razones para invertir en la plataforma continental avala esta tendencia política encarada por la Administración Macri a partir de 2016.


La decisión de otorgar derechos de reconocimiento superficial a actores claves del sector en el margen continental fuera de las 12 millas, desde el límite exterior del Rio de la Plata y hasta la latitud de Comodoro Rivadavia es una prueba tangible del interés estatal en promover el potencial offshore del país, profundizando la tarea de obtención de datos para caracterizar el potencial geológico.(33)


En similar sentido, la cartera de Energía y Minería convocó a consultoras para efectuar un relevamiento de las condiciones “institucionales”, en las cuales se enmarca la actividad de exploración y producción costa afuera, en aguas bajo jurisdicción del Estado Nacional, previamente administradas por ENARSA.(34)


Claramente, la plataforma continental argentina y sus diversas cuencas asociadas representan una fuente de oportunidades promisorias e inclusive con potencial más que alentador, aunque, hasta ahora con resultados poco alentadores.


Como señalan algunos destacados geólogos (Turic, Nevistic y Rebay, 1996): “...la actividad exploratoria petrolera costa afuera no ha tenido un ritmo sostenido a través de los años, ni se ha desarrollado igualmente en todas las cuencas...”. “...Las razones para este fenómeno son en parte económicas, en atención de los mayores costos, en parte culturales, dado que nuestro país ha vivido a espaldas del mar y su plataforma continental. En cualquier escenario, faltan mayores precisiones sobre los recursos de la plataforma continental con énfasis en aquellas zonas donde se han realizado menos estudios en el pasado y se presentan como más prometedoras, como es el caso de la cuenca austral y el área que rodea a las Islas Malvinas...”.(35)


En cualquier caso, la reactivación del interés en la actividad offshore, tanto por las autoridades nacionales y provinciales competentes en materia energética, como por parte del sector privado, requerirá, amén de afinar el marco de promoción fiscal atendiendo a las inversiones de alto riesgo que demanda, un replanteo del marco regulatorio ambiental, con redacción de normas diseñadas a tales efectos en base a evaluaciones de riesgo, los avances tecnológicos acordes al “estado del arte” y un fortalecimiento de la gestión y controles de desempeño, tal como reconocen diferentes referentes del propio sector.(36)


6. Marco Normativo derivado del Derecho Internacional [arriba] 


Tal como se ha mencionado al inicio, el derecho internacional posee una incidencia importante sobre la actividad petrolera costa afuera. En algunas regiones del mundo, existen convenios regionales que contemplan el marco legal para la protección ambiental relacionado con actividades petroleras y mineras en el lecho del mar, aunque no existen aún instrumentos específicamente concebidos para la actividad offshore (Rochette y Wright 2015).(37)


Estos acuerdos son de índole regional y, por lo tanto, no rigen en el Atlántico Sur, sin perjuicio de que los mismos poseen un peso como fuente indirecta de derecho. Tampoco hay vigentes iniciativas diplomáticas tendientes a elaborar un marco colaborativo con los restantes países de la región, salvo los acuerdos propuestos con el Reino Unido en los años noventa y luego dejados sin efecto por las razones geopolíticas señaladas.(38)


Entre los compromisos multilaterales en materia de protección ambiental cabe destacarse los Tratados o Acuerdos Multilaterales con Incidencia Ambiental (AMUMAs). Los AMUMAs son acuerdos globales para la protección del ambiente y constituyen una “guía” genérica para la formulación de la política ambiental a nivel nacional. Ejemplos de estos acuerdos son la Convención Marco de la ONU para el Cambio Climático Global y la Convención sobre Biodiversidad. La primera de ellas ha sido el punto de partida para la formulación de políticas tendientes a reducir los gases de efecto invernadero y su reciente reformulación en la Cumbre de París en diciembre de 2015.(39) El Convenio sobre Diversidad Biológica subyace una importante cantidad de acuerdos regionales y políticas nacionales tendientes a implementar políticas de conservación de los recursos del mar.(40)


En forma más específica, rigen los acuerdos que establecen el marco para el Derecho Internacional del Mar (CONVEMAR) y un conjunto de instrumentos internacionales que ha sido elaborado a lo largo de décadas con el fin de abordar cuestiones puntuales que atañen a la protección de los ecosistemas marinos y la prevención de la contaminación marina. Algunas de ellos son:


· Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR).(41)


La Convención sobre el Derecho del Mar de Montego Bay de 1982, fija las reglas internacionales en cuanto a los límites del mar territorial, zona contigua y la zona económica exclusiva adoptadas por la República Argentina. Brinda el sustento jurídico para la regulación de las actividades costa afuera en la zona económica exclusiva bajo jurisdicción nacional de los estados ribereños, como también de la explotación de la plataforma continental. Son de incidencia relevante para la actividad de exploración costa afuera, los siguientes capítulos y secciones de CONVEMAR: Parte V. Zona Económica Exclusiva (ZEE).


Conforme al art. 56, el estado ribereño tiene derechos de soberanía para la exploración, explotación, conservación y administración de los recursos naturales, “…tanto vivos como no vivos, de las aguas suprayacentes al lecho y del lecho y subsuelo del mar…”, como también la producción de energía del viento o las corrientes. En función de ello, el estado ribereño ejerce jurisdicción sobre el establecimiento y utilización de islas artificiales, instalaciones y estructuras (inc. b. i.) y en materia de protección y preservación del medio marino.


A su vez, el art. 60 reviste importancia para la operatoria offshore, dado que hace referencia específica a las islas artificiales, establecimientos y estructuras en la ZEE. El estado ribereño ejerce jurisdicción exclusiva sobre esas instalaciones en cuanto a la autorización, debiendo a su vez notificar su presencia a terceros a los fines de resguardar la seguridad de la navegación. Para ello, podrá fijar zonas de seguridad para proteger tanto a la navegación, como a la propia estructura, evitando así conflictos con otros usos y actividades en el espacio marítimo, como por ejemplo, con la pesca marítima.


En lo que hace a la protección de los ecosistemas marítimos, CONVEMAR establece en su sección XII, una serie de consideraciones de relevancia para la actividad en la plataforma continental. El art. 194, sin perjuicio de fijar la obligación genérica de adoptar medidas tendientes a reducir o eliminar la contaminación, por parte de los estados ribereños, establece que estos deberán, entre otras cuestiones, prevenir la contaminación proveniente de instalaciones y dispositivos utilizados en la exploración de los recursos naturales de los fondos marinos y su subsuelo. El último inciso de este art. establece el deber de los estados parte de la Convención, velar por los ecosistemas raros o vulnerables y por las especies y otras formas de vida marina, diezmadas, amenazadas o en peligro.(42)


Son de implicancia para la actividad, debiendo tenerse en cuenta a los efectos de la eventual obligación de notificar a otros posibles afectados, lo establecido en el art. 198 y art. 199, en cuanto al deber de comunicar situaciones de riesgo inminente de contaminación a otras partes que pudieran ser afectados, o a las organizaciones internacionales pertinentes, y a la necesidad de elaborar planes de contingencia y cooperación en los casos de contaminación.


En igual sentido, los arts. 208 y 210 establecen pautas para el control ambiental derivado de las operaciones offshore. El primero de estos arts. pone en cabeza del estado ribereño las facultades de elaborar leyes y reglamentos para prevenir, reducir y controlar la contaminación del medio marino resultante de las actividades de exploración y explotación del lecho marino. Es de destacar que las reglamentaciones nacionales “…no serán menos eficaces que las reglas, estándares, prácticas y procedimientos recomendados, de carácter internacional…” (art. 208, inc. 3) El inc. 4 del art. 208 contiene una manda programática en cuanto a la armonización de sus políticas en el ámbito regional.


El art. 210, referido a los vertimientos faculta asimismo a las naciones ribereñas a dictar leyes y reglamentos para prevenir, reducir y controlar la contaminación del medio marino por vertimientos. Al igual que el art. 208, el inc. 5 del art. 210 establece que las reglamentaciones nacionales no deberán ser menos eficaces que las reglas y estándares de carácter mundial.


La interpretación de estas amplias facultades que tiene el Estado Nacional para establecer regulaciones en materia de vertimientos requiere, dada las remisiones al derecho internacional y a los estándares internacionales aceptadas, una revisión de los parámetros vigentes en el resto del mundo y particularmente aquellas regiones con antecedentes en actividad costa afuera.


En primer término, corresponde destacar que la discusión es actual y que los criterios aplicables se basan en análisis de riesgo científico y una labor de debate entre organismos estaduales y representantes de la industria. En tal sentido, cabe destacar la labor llevada a cabo por las diferentes organizaciones a cargo de marcos institucionales o convencionales regionales (Mediterráneo, Mar del Norte, etc.), las entidades internacionales especializadas (OMI, PNUMA), la legislación sectorial nacional (Reino Unido, Brasil) y los aportes de organizaciones representativas del sector empresario (UKOOA, Reino Unido) o el IAPG (Argentina).


En el caso del Mar del Norte, La Convención OSPAR de 1992, a la cual se ha hecho referencia, unificó los acuerdos de Oslo de 1972 para la prevención de vertimientos desde buques y aeronaves, y de París de 1974 para la prevención de contaminación proveniente de fuentes terrestres, conformando un régimen armónico para el Atlántico Nor-oriental y el Mar del Norte. Similares previsiones se encuentran en el Protocolo sobre la Protección del Mediterráneo contra la contaminación proveniente de las actividades exploratorias en la plataforma continental y el lecho marino y subsuelo, suscripto en 1994, complementario a la Convención de Barcelona de 1976. En estos acuerdos, y conforme a la moderna técnica comparada, se implementan estándares técnicos basados en buenas prácticas y planes para el uso de sustancias químicas.


Además de CONVEMAR, los principales acuerdos con implicancias ambientales para la actividad offshore son:


· Convenio internacional para prevenir la contaminación de las aguas del mar por hidrocarburos -OILPOL- aprobado por Ley N° 21.353.


· Convenio sobre la Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias, aprobado por Ley N° 21.947 (Convención de Londres).


La Convención de Londres constituye el marco general para la regulación de los vertidos al mar de desechos y otras materias. El acuerdo hace una distinción entre la disposición deliberada y premeditada de estructuras antrópicas en el lecho y de los residuos u otros desechos generados en ocasión de esas actividades. Así, excluye específicamente a los desechos provenientes de las operaciones de instalaciones offshore. El art. 3, inc. 1) b) i), establece que: “…La evacuación de desechos u otras materias directamente derivadas de la exploración, explotación y tratamientos afines, fuera de la costa, de los recursos minerales de los fondos marinos o con ellos relacionados no estará comprendida en las disposiciones del presente Convenio…”.


En cuanto a la disposición deliberada de estructuras, plataformas, aeronaves o similares como consecuencia de actividades humanas en el mar, el inc. 1) a) 2) del art. 3, los incluye en la definición de vertimientos sujetos al régimen del Convenio.


No obstante la exclusión del Convenio respecto del vertido de residuos o sustancias derivadas de la operación normal de plataformas contempladas en el inciso citado, el REGINAVE vigente en Argentina requiere vía reglamentaria interna a los operadores de plataformas de exploración o producción, la obtención de su correspondiente permiso para la disposición de estos desechos (fluidos de perforación, cuttings, lodos, etc.). En este sentido, la Prefectura Naval Argentina ha incorporado algunos de los criterios que, a nivel internacional, han sido adoptados por el Protocolo de 1996 a la Convención de Londres, actualizando la técnica regulatoria con la incorporación del Principio Precautorio y la referencia a las buenas prácticas y técnicas de manejo (Paterson, 2007).(43)


· Convención sobre Seguridad de la Vida Humana en el Mar -SOLAS 74- aprobado por la Ley N° 22.079, el Protocolo de 1978 aprobado por Ley N° 22.502 y su enmienda aprobada por Ley N° 23.706.


· Convenio Internacional relativo a la Intervención en Alta Mar en Casos de Accidentes que Causen una Contaminación por Hidrocarburos -aprobado por Ley N° 23.456-.


· Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques, MARPOL 1973/78, sus Protocolos anexos aprobados por Ley N° 24.089.


MARPOL regula la contaminación marina proveniente de diferentes fuentes (hidrocarburos, efluentes gaseosos, basuras domiciliarias, etc.) En lo que hace a plataformas e instalaciones costa afuera, MARPOL no regula los vertidos específicos de la actividad exploratoria, sino solo los hidrocarburos que la instalación utiliza, en tanto embarcación o artefacto naval. Quedan afuera de MARPOL, por lo tanto, los lodos de perforación u otras sustancias y aditivos que se utilicen en las tareas de exploración.


· Convenio OPRC (Convenio internacional sobre cooperación, preparación y lucha contra la contaminación por hidrocarburos (Ley N° 24.292).


Mucho de estos convenios han tenido, además de su aprobación parlamentaria, una recepción en el derecho interno, a través de las facultades reglamentarias conferidas a la Prefectura Naval Argentina (PNA), mediante su ley orgánica. En función de ella y las facultades otorgadas por el Poder Ejecutivo, la PNA ha elaborado un instrumento regulatorio, el REGINAVE, que contempla a la mayoría de estas exigencias provenientes del derecho internacional, sea mediante su “nacionalización” y transposición íntegra al plexo jurídico interno como norma nacional, sea mediante la remisión a las recomendaciones y buenas prácticas establecidas por la OMI, en ausencia de normas positivas en el derecho interno.


Este “reenvío” a normas de carácter internacional, muchas veces con un marcado perfil técnico, reviste importancia clave en análisis de ser cuestiones tales como el vertido de lodos de perforación o aguas de formación, dada la inexistencia de estándares internos para la operatoria costa afuera. En este sentido, la remisión efectuada al derecho internacional y a las guías y prácticas de la OMI u otras organizaciones internacionales similares, constituye un elemento que se encamina en un sentido similar al que propone este trabajo.


· Convenio Internacional sobre el Control y Gestión de Aguas de Lastre y Sedimentos de Buques (Aprobado por Ley N° 27.011).


Este acuerdo, suscripto en Londres, procura controlar las descargas de lastre por parte de sus signatarios con el fin de acotar, no solo la contaminación hídrica, sino también la diseminación y propagación de especies invasoras a ambientes ajenos, con las consiguientes amenazas a la diversidad biológica local.


7. Las Exigencias Ambientales aplicables en la actualidad a la Actividad Costa Afuera en la República Argentina [arriba] 


Las exigencias ambientales para la actividad petrolera en la plataforma continental, tal como se ha señalado, son producto de diversas reglamentaciones de la Ley de Hidrocarburos, sancionadas a lo largo de los años y diseñadas para la actividad en el continente. La Ley N°17.319, modificada por diversas normas posteriores (Leyes N° 24.145, N° 26.197 y N° 27.007), establece el marco para la actividad, incluyendo las cuestiones de protección ambiental y de seguridad operacional. El régimen hidrocarburífero en lo que hace a la actividad en el mar y en la plataforma continental, en línea con lo establecido en la Constitución reformada en 1994 y siguiendo las interpretaciones de la jurisprudencia en materia de competencias ambientales, reparte las potestades entre la Nación y las Provincias, otorgando el dominio a estas últimas a los recursos en el mar territorial (hasta las 12 millas) y sobre el resto de la Zona Económica Exclusiva, a la Nación.


Esta interpretación es congruente con el derecho internacional y los preceptos de CONVEMAR, reservando para las provincias el dominio sobre la franja de 12 millas del mar territorial sobre la cual los estados ejercen soberanía plena. Esta interpretación armónica del derecho internacional con los preceptos constitucionales en materia de recursos naturales, puso fin por otra parte a diversas pretensiones provinciales de extender la jurisdicción ribereña hasta las 200 millas.(44)


En la franja correspondiente al mar territorial, las provincias costeras sí ejercen el dominio sobre los recursos naturales del lecho marino y poseen potestades de regulación ambiental, que, de hecho se ejercen en forma concurrente con las normas nacionales e internacionales. Esta circunstancia, comprensible desde lo institucional, añade un elemento de complejidad a las exigencias regulatorias y amerita ser abordada en cualquier propuesta superadora a futuro.


En la actualidad, los procedimientos de evaluación ambiental para actividades en aguas provinciales, se encuentran plenamente sujetas a las exigencias de habilitación, monitoreo y control por parte de las autoridades locales (incluyendo las instancias de participación ciudadana y consulta conforme a la Ley General del Ambiente y las normas provinciales complementarias), mientras que si las mismas se llevan a cabo en aguas bajo jurisdicción exclusiva de la Nación, serán en principio de aplicación los procedimientos nacionales que se describen en los siguientes párrafos, con, al menos aparentemente, menores exigencias administrativas en cuanto a la participación ciudadana.


Las exigencias ambientales para la actividad offshore, desde la perspectiva nacional siguen el patrón regulatorio implementada para la actividad en el continente desde 1991 con la apertura y desregulación de la actividad petrolera.


A través de la Resolución N° 105/92, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó las primeras normas y procedimientos para proteger el ambiente durante la etapa de exploración y explotación de hidrocarburos. Las mismas aplicaban tanto en áreas continentales como en la plataforma marina. La Norma exigía dos tipos de procedimientos básicos:


· Estudio Ambiental Previo;


· Monitoreo periódico de Obras y Tareas.


Para la etapa exploratoria, se requería la presentación de un Estudio Ambiental Previo con anterioridad a la perforación de cualquier pozo exploratorio en el área mencionada. Al igual que en la Etapa de Exploración, para la explotación se exige la presentación de un Estudio Ambiental Previo del área donde se verificó el hallazgo de hidrocarburos, indicación de un diagnóstico ambiental y la formulación de recomendaciones a seguir con la finalidad de evitar o minimizar el impacto que sobre el medio ambiente puedan provocar las obras correspondientes al desarrollo de un yacimiento de hidrocarburos.


Los preceptos de la Resolución SE 105/92 fueron actualizados con la sanción de la Resolución SE 25/04 con nuevas exigencias para la presentación de los estudios ambientales en la etapa de explotación y exploración. Se mantiene la exigencia de la realización de un Monitoreo Anual de Obras y Tareas, con la finalidad de proteger el medio natural del área y zonas de influencia a raíz del desarrollo del yacimiento.[1*]


La Resolución SE 105/92 exigía la presentación de un Estudio Ambiental Previo en la Etapa de Exploración y Explotación. La Resolución SE 25/04 modificatoria, establece en qué tareas específicas dentro de las etapas mencionadas se debe presentar el estudio, como así también los plazos que deberán tenerse en cuenta para su presentación y la estructura que deberá observarse en el desarrollo de este. Es un esquema netamente prescriptivo que hace más énfasis en el cumplimiento de las formalidades, plazos y observancia de la metodología ordenada, que en la evaluación de riesgos derivados de la actividad.


La norma exige la presentación de un estudio de impacto ambiental previo, tanto para las etapas de exploración y explotación, para cada una de las siguientes tareas:


· Perforación de pozos exploratorios. Plazo para su presentación: veinte (20) días antes de iniciarse cualquier tipo de trabajo previo a la perforación propiamente dicha.


· Prospección sísmica. Plazo para su presentación: treinta (30) días antes de iniciarse cualquier tipo de trabajo


· Construcción de instalaciones nuevas (incluye la construcción de baterías, plantas de tratamiento y de inyección, estaciones de bombeo y compresión). Plazo para su presentación: treinta (30) días antes de iniciarse la construcción.


· Abandono de Instalaciones. Plazo para su presentación: dentro del informe de monitoreo anual (que se desarrollará más adelante) correspondiente al período en que se realice.


Conforme al esquema adoptado, no surge con claridad cuál era el papel de la Autoridad de Aplicación en cuanto a un pronunciamiento explícito, entendiéndose que la mera presentación y sin objeciones exteriorizadas constituía una asimilación a una autorización ambiental. Durante los primeros años de vigencia, el silencio administrativo equivalía prácticamente al otorgamiento de la autorización ambiental, siguiendo el esquema similar al de muchos regímenes generales de habilitación de actividades sometidas a control.


Luego de la entrada en vigor de la Ley General del Ambiente y de diversos regímenes provinciales destinados a la tutela ambiental, las exigencias descriptas han sido subordinadas a los regímenes de EIA de las provincias, incluyendo las exigencias de publicidad previa y participación ciudadana, en los términos de la Ley General del Ambiente. En la actualidad, los regímenes de autorización, “licenciamiento” u otorgamiento de permisos ambientales basados en estudios de impacto ambiental, requieren de un pronunciamiento explícito de la autoridad competente, mediante acto administrativo formal o “Declaratoria”, conforme la terminología más usada.(45)


En materia de la obligatoriedad de suministrar informes ante incidentes, la Resolución N° 24/04 de la Secretaría de Energía reguló el procedimiento que deben observar los operadores de las áreas de exploración y explotación, a los fines de informar la ocurrencia de incidentes ambientales en el área donde se encuentra el yacimiento u operación, sin perjuicio de informar, en su caso, a la PNA, en virtud de las exigencias propias de la seguridad de la navegación o los regímenes en materia de prevención de la contaminación.(46)


La norma obliga a las compañías operadoras de hidrocarburos a informar en un plazo de veinticuatro (24) horas ante la Subsecretaría de Combustibles dependiente de la Secretaría de Energía (Hoy Subsecretaría de Exploración y Producción, dependiente de la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos), la ocurrencia de incidentes mayores, de acuerdo con la definición contemplada en el Anexo I, que hayan afectado o puedan afectar recursos humanos, naturales y/o de valor socioeconómico. La norma impone asimismo la obligación de presentar ante el mismo organismo citado, un informe final del incidente acaecido, dentro de los treinta (30) días de finalizadas las tareas de control del incidente ambiental.


En cambio, ante la ocurrencia de incidentes menores, que son aquellos no incluidos en la categoría anterior, las compañías operadoras deberán documentar y registrar los mismos, teniendo a disposición de la Autoridad de Aplicación, los registros en donde estos fueron asentados.


En materia de manejo de contingencias, la Secretaría de Energía de la Nación dictó en su momento la Resolución N° 342/93 por medio de la cual se aprobaban la Estructura de los Planes de Contingencia, aplicables a la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos. Los mismos, modificados luego con la sanción de la citada Resolución N° 24/04, se proyectaban en etapas sucesivas, con una instancia general que menciona los objetivos que debería perseguir el plan y otra más detallada descriptiva del contenido sustantivo mínimo de cada plan a ser puesto en ejecución.(47)


En forma paralela a estas exigencias, la Prefectura Naval Argentina dictó en su momento la Ordenanza Marítima N° 8/98 aprobatorio del Plan Nacional de Contingencias, formando parte del Sistema Nacional de Preparación y Lucha contra la contaminación por Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas y Sustancia Potencialmente Peligrosas.


En materia de abandono de pozos rige para la actividad costa afuera la Resolución N° 5/96 de la entonces Secretaría de Energía, Transporte y Comunicaciones con las normas y procedimientos para el abandono de pozos de hidrocarburos a ser cumplimentadas por los permisionarios de exploración y concesionarios de explotación. Esta resolución, al igual que las restantes descriptas resulta aplicable tanto a las actividades en tierra como en la plataforma continental.


En lo que hace a las técnicas de abandono, esta resolución se aparta un tanto del esquema prescriptivo estricto que caracteriza al resto de las normas ambientales ya descriptas y hace lugar a una mayor flexibilización de las técnicas aplicables, permitiendo introducir nuevos métodos, siempre que las mismas sean aprobadas por la Autoridad de Aplicación.


Con posterioridad, ante circunstancias del mercado energético nacional, como ha sido la necesidad de importar gas natural licuado (GNL), o en respuestas a nuevos proyectos o la ampliación de existentes, por caso las emplazadas en aguas fueguinas, se han sancionado algunas normas que apuntan a regular aspectos de la actividad hidrocarburífera en los espacios marítimos.


Sin pretensión de ser exhaustivo o enciclopédico, merecen ser destacadas las Resoluciones N° 338/12 y N° 951/15, ambas de la entonces Secretaria de Energía, referidas respectivamente a las exigencias ambientales asociadas a las terminales portuarias e instalaciones de regasificación, y a las condiciones ambientales y pautas a ser observadas en la construcción de ductos submarinos para el transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos.


Ambas regulaciones tienen además la particularidad de efectuar remisiones detalladas a normas técnicas o “reglas del arte” desarrollados por asociaciones profesionales o entidades de certificación, ilustrando en cierta forma la tendencia hacia la implementación de normas basadas en el desempeño o criterios de riesgo, en lugar de la técnica prescriptiva a la cual se encuentra más habituada la regulación ambiental argentina.


8.Derecho Comparado: Diferentes Modelos de Regulación [arriba] 


En esta sección, se efectúa una reseña escueta del diseño de los marcos regulatorios comparados de otros países con trayectoria en la actividad petrolera en el mar y el enfoque adoptado para asegurar la protección del ambiente. Claramente la emergencia de nuevas cuencas marinas con potencial productivo (Golfo de Guinea, Indonesia, Cuba, Islas del Paracelso, etc.), en diferentes partes del globo impide una mirada exhaustiva de los modelos regulatorios aplicables en cada una de ellas.


El interés creciente de las cuencas del Océano Ártico reviste importancia indudable para la construcción de un régimen de protección ambiental, atendiendo a la sensibilidad ambiental de los ecosistemas polares y el carácter regional de la región, signada además por las rivalidades geopolíticas y la tensa relación entre las autoridades energéticas y sectores ambientales de los diferentes países ribereños.


Por razones de espacio, se ha optado por omitir el análisis comparativo de esta región, sin perjuicio de recomendar un seguimiento cercano de su evolución al momento de elaborar o perfeccionar un marco normativo ambiental para el Atlántico Sur. Igual atención merece la evolución institucional y normativa en el lejano oriente ruso y la región del Ártico norteamericano y canadiense.


8.1. Reino Unido


El desarrollo de la actividad petrolera en el lecho marino tiene una larga trayectoria en la cuenca del Mar del Norte, compartida entre Reino Unido, Noruega, Alemania y Holanda, desde los primeros hallazgos en la década del sesenta del siglo pasado. La actividad en el Mar del Norte ha sido un motor importante del desarrollo económico para la mayoría de los países de la región, incluyendo los servicios de apoyo logístico, ambientales y de transformación de los hidrocarburos.


A lo largo de los años, la actividad ha tenido su cuota de incidentes involucrando cuestiones de seguridad (el naufragio de Piper Alpha en 1988, con pérdida de 168 vidas) y conflictos ambientales de alto perfil, como fue el caso de la disposición final de la plataforma Brent Spar en 1995 (Molloy, 1995).


El caso del Brent Spar es ilustrativo de la complejidad técnica y ambiental que entraña el cierre de operaciones y desmantelamiento de la infraestructura petrolera en el mar.(48) En un primer momento, la operadora de la plataforma, planteó la disposición final mediante el hundimiento en aguas profundas del Atlántico Norte, obteniendo para ello las autorizaciones pertinentes del organismo de aplicación competente al momento de elaborar el plan de abandono de instalaciones, el Departamento de Comercio e Industria (DTI, por sus siglas en inglés).


Luego de un análisis de alternativas, Shell, la firma operadora, optó por la disposición en aguas profundas, siguiendo las directrices legales locales en vigencia, siendo estas además consistentes con las opciones aceptables para los acuerdos internacionales en vigencia para el Mar del Norte, a la sazón las convenciones de Londres y OSPAR. Estas directrices estaban consignadas de manera literal en las reglamentaciones de la Food and Environment Act y la Petroleum Act, ambas normas de 1987 (Paterson, 2007) y requerían sintéticamente una ponderación de los siguientes criterios:


· Un plan de abandono con medidas costo-efectivas, proporcionadas a los riegos involucrados y consistente, tanto con las reglas del derecho internacional aplicable como al Principio Precautorio receptado en el Derecho Europeo.


· Demostración de que la propuesta sea un reflejo de la mejor alternativa ambiental o Best Practical Environmental Option (BPEO) disponible en el momento, exigiendo un análisis de alternativas tecnológicas, verificabilidad y confiabilidad de los datos e información de campo, evidencias científicas objetivas y la constatación de que los aspectos financieros y económicos no hayan sido determinantes en la toma de decisiones.(49)


En función de esto, se analizaron, a lo largo de casi 3 años, unas 30 alternativas de disposición en tierra o hundimiento en aguas profundas, optándose finalmente por una de las variantes de hundimiento, basados en los menores riesgos para el personal embarcado, los menores costos asociados, y los escasos impactos ambientales.


Conforme a los convenios vigentes para la protección del Mar del Norte, la propuesta de la operadora y los permisos emitidos por las autoridades de aplicación del Reino Unido, fueron debidamente notificadas a las otras partes contratantes, no recibiendo objeciones a las mismas.


No obstante el cumplimiento puntual con los pasos regulatorios descriptos, la organización ambientalista Greenpeace planteó una serie de objeciones a los datos suministrados por Shell y a la propuesta de disposición en el lecho del mar, mediante una campaña pública de oposición a la empresa, recurriendo incluso a la acción directa con la toma física de la plataforma. El caso tomó estado público en todos los países europeos y el activismo de la comunidad ambiental encabezada por Greenpeace generó una fuerte presión sobre los gobiernos que, incluso hasta esa instancia de conflicto, no habían planteado objeciones técnicas a la propuesta de la administración británica y Shell.


Las autoridades británicas mantuvieron, en un primer momento, la posición establecida en los procedimientos previos de análisis de alternativas respecto de la disposición en el lecho del mar, aún frente a otros gobiernos europeos consternados por la confrontación social y ambiental derivados de lo que, hasta ese momento, fue considerado una cuestión de neto corte técnico y ya resuelto en las instancias administrativas de análisis de las mejores alternativas ambientales.


Shell, sin embargo, comenzó a mudar de postura, influenciada por la campaña mediática en el continente y el impacto negativo directo en su imagen y ventas (Paterson 2007). Distanciándose en forma abierta con el procedimiento administrativo llevado a cabo hasta ese momento con las autoridades administrativas del sector energético británico, la empresa optó por un enfoque sustancialmente diferente al anterior, más participativo y con una convocatoria amplia a otros sectores interesados.


A tales efectos, contrató a una firma auditora independiente y con experticia técnica, Det Norske Veritas (DNV), con el objeto de realizar un relevamiento de los aspectos en disputa con las organizaciones ambientalistas en un intento por desactivar el nivel de conflicto planteado hasta ese momento. Tomando como antecedente una propuesta metodológica del Environmental Council, una ONG especializada en resoluciones alternativas de conflictos socioambientales, Shell conformó un panel de expertos y actores relevantes conocido como el Stakeholders Dialogue o Diálogo de Actores Involucrados. La iniciativa de la empresa se encontró con una fuerte oposición del propio Gobierno Británico, reacio a cualquier iniciativa que pudiese ser percibida como un cuestionamiento a su autoridad administrativa y como un antecedente difícil de revertir en situaciones similares a futuro.(50)


Luego de varias rondas de discusiones entre los actores e interesados de la sociedad civil con técnicos y especialistas facilitados por la ONG Environmental Council, se concluyó con una opción alternativa de disposición final consistente en la reutilización de la estructura para extender un muelle cercana al puerto de Stavanger en Noruega, desechando el esquema original de disposición en aguas profundas. El proceso entero transcurrió entre noviembre de 1996 y julio de 1999 culminando con el otorgamiento de una nueva licencia de disposición por parte de las autoridades británicas (Paterson, 2007) y la reutilización de una parte de la estructura en tierra.(51)


El incidente del Brent Spar es un caso testigo emblemático por varias razones. En primer lugar, constituye uno de los grandes conflictos socioambientales de los años noventa entorno a una de las principales industrias del sector extractivo, la firma Shell, coincidiendo con otros de perfil similar, como fueron las denuncias por contaminación en el Delta del Níger en Nigeria.


En segundo lugar, colocó en el centro de la escena política y jurídica la cuestión del desmantelamiento o “decommissioning” de las estructuras utilizadas para la producción petrolera y el análisis de las mejores alternativas u opciones legales y técnicas, escasamente analizadas en años previos. En parte, la poca experiencia en la materia de cierre planificado de operaciones era una consecuencia natural de que la mayoría de las cuencas productivas se encontraban en su plenitud y con escasa experiencia práctica en el cierre de operaciones. En parte también, la preocupación por los aspectos ambientales del cierre de operaciones petroleras fue un producto de la creciente conciencia ambiental desarrollada en las décadas posteriores a la cumbre de Río en 1992, y algunos eventos con alto perfil mediático, como fue el naufragio del Exxon Valdez en Alaska o el propio caso Brent Spar que nos ocupa.


Finalmente, los intentos de solución al conflicto entre las organizaciones ambientalistas encabezadas por Greenpeace y la industria petrolera a través de un esquema de diálogo multi-actoral y la conformación de mesas de trabajo, han sido un antecedente valioso para muchos modelos de gestión socio-ambiental elaborados por el sector productivo, organizaciones de la sociedad civil y el propio sector público a lo largo de los últimos años, no solamente en el Reino Unido, sino también en otros países con actividad petrolera en el mar e incluso en muchas otras actividades extractivas sometidas a pautas de desempeño socioambiental, elaboradas de manera consensuada y participativa.(52)


Estos incidentes, junto a la creciente conciencia ambiental de la ciudadanía, han sido los impulsores de los cambios regulatorios introducidos con el fin de mejorar la seguridad operativa y la protección ambiental en las operaciones offshore en la Plataforma Continental en aguas jurisdiccionales del Reino Unido.


Los impactos económicos de una cuenca que ha alcanzado ya su madurez productiva y con una declinación en sus reservas, también han tenido influencia en el diseño de los marcos regulatorios ambientales, atendiendo a los costos operativos y un óptimo equilibrio entre las exigencias en materia de seguridad y ambiente. Uno de los desafíos de los yacimientos del Mar del Norte es afrontar de manera costo-efectiva y ambientalmente responsable, la desactivación y desarmado de la infraestructura de producción de hidrocarburos emplazada en el lecho marino a lo largo de las décadas de actividad. Estos costos ya se percibían altos hace una década, en 2007 cuando los escenarios de precios a futuro se vislumbraban alrededor de los U$S 150 el barril, como efectivamente sucedió en los años posteriores (Craw, Jacquelynn, 2007).


Luego del accidente y derrame del Deepwater Horizon en el Golfo de México, la propia Unión Europea introdujo cambios en los marcos regulatorios para el Mar del Norte, en gran medida con base en la trayectoria regulatoria británica. La preocupación se centró en los mecanismos de autorización de operaciones, muchas veces fragmentadas, carentes de una evaluación exhaustiva de los riesgos ambientales y de la capacidad financiera y técnicas de las personas jurídicas responsables de las operaciones en el mar.


La Directiva UE 30/13, modificatoria de la Directiva UE 35/04, incorpora nuevas exigencias, tomando en cuenta algunas de las lecciones surgidas del Informe Deepwater Horizon.(53) Entre las más relevantes, caben destacarse:


· La vinculación con otras políticas, como es el caso de la reducción de la contaminación marina proveniente de otras actividades, la evaluación de impactos cumulativos de ciertas actividades humanas y los mecanismos de control de contaminación transfronteriza en el marco del Convenio de Espoo (Finlandia) de 1991.


· Fortalecimiento del seguimiento regulatorio continuo y experto, por parte de organismos de contralor, más allá de las autorizaciones iniciales.


· Evaluación previa de antecedentes técnicos y financieros de los operadores, incluyendo la capacidad de hacer frente a acciones de remediación/restauración.


· Reducción de riesgos en forma consistente con una ponderación razonable de costos y beneficios. A estos efectos se tendrán en cuenta en forma continua la evolución de las tecnologías y la evaluación de riesgos en función de los costos y beneficios.


· Participación ciudadana en el desarrollo de estándares y la evaluación de actividades, en forma consistente con lo estipulado en la Convención de Aarhus, referida a la participación y acceso a la información.


· Independencia y objetividad de las tareas de regulación por parte de organismos estatales. Se destaca la conveniencia de separar las funciones de regulación y contralor ambiental, de las que atañen a la promoción y fomento de actividades productivas, evitando el fenómeno de “captura administrativa”, señalada en el Informe Deep Water Horizon (Deep Water, 2001, capítulo 9, conclusiones).


El Reino Unido ha incorporado las directrices de la Unión Europea, con la creación de un organismo inter-agencia, la Offshore Safety Directive Regulator (OSDR), integrado por áreas de la HSE (autoridad regulatoria en materia de higiene, seguridad y seguridad) y de la DECC (Departamento de Energía y Cambio Climático). Este último organismo ejerce funciones regulatorias en diferentes campos relacionados con la explotación del gas y el petróleo, divididos en dos áreas, uno a cargo del otorgamiento de permisos y licencias para la exploración y el desarrollo, otro a cargo de los aspectos ambientales y la desactivación de operaciones.


Amén de las Directivas de la Unión Europea señaladas, la DECC es la autoridad de aplicación de la Petroleum Act 1998, la Pollution, Prevention and Control Act 1999 y las regulaciones referidas al manejo de sustancias químicas (Offshore Chemicals Regulations 2002). En todas estas normas, prevalece el criterio de minimización de riesgos.


En materia de disposición de instalaciones, plataformas u otras estructuras, la Convención OSPAR, a la cual se ha hecho referencia, en parte a raíz del caso Brent Spar, en parte en virtud de los cambios introducidos por el Protocolo de Londres de 2006 al Convenio de Londres sobre vertimientos, afirmó la regla general de prohibición de instalaciones en el lecho del mar, prefiriendo la reutilización y recuperación de materiales y reciclado de sustancias por encima de otras alternativas.


Se admiten en algunos casos, previa evaluación de riesgo y con demostración de que las propuestas esgrimidas representan las mejores opciones ambientales, la alternativa de la disposición en el lecho marino mediante hundimiento, dando cumplimiento para ello con los requisitos de los listados positivos contenidos en los anexos al Convenio de Londres y las directrices adoptadas en consecuencia, por la Decisión 98/3.(54)


8.2. Noruega


En Noruega, rige una gama amplia de regulaciones para el sector petrolero con actividad en la plataforma continental.(55) Incluyen normas referidas a las condiciones de higiene y seguridad laboral, prevención de la contaminación, prevención de incendios y otros incidentes. La mayoría de estas normas son de carácter general y rigen para muchas actividades, más allá del sector extractivo costa afuera.


La aplicación efectiva y coordinada de este conjunto de normas depende del buen funcionamiento de un organismo regulador con aptitudes para “centralizar” y adaptar las exigencias generales a las condiciones particulares de la industria. Estas funciones se reúnen en la Petroleum Safety Authority (PSA), organismo a cargo de administrar el régimen de contralor ambiental y articular con otras autoridades con competencias sectoriales.


Noruega utiliza un esquema regulatorio en base al desempeño, con escaso empleo de normas prescriptivas estrictas. Se establecen requisitos para el manejo de operaciones, construcción de instalaciones con el fin de alcanzar determinadas metas de desempeño y en referencia a seguridad de procesos, con el objetivo de que los sistemas de gestión reduzcan los riesgos para el ambiente y la seguridad laboral. La Autoridad Regulatoria, la PSA, publica y actualiza en forma periódica pautas y directrices indicativas para alcanzar las metas de desempeño para cada tipo de regulaciones, haciendo referencia en muchos casos a normas desarrollados por organismos técnicos independientes o asociaciones profesionales del sector.(56)


Esta modalidad regulatoria revela un enfoque basado en el desempeño, donde el Estado procura establecer un nivel de rendimiento o “estándar” en materia de gestión ambiental o de seguridad ocupacional, otorgando cierta flexibilidad a cada operador para cada tipo de diseño, proceso o practica operativa. En este sentido, la PSA reconoce haber recorrido en forma deliberada una transición desde el marco regulatorio de naturaleza prescriptiva, dominante en los inicios de la actividad en los años 70, hacia uno basado en la evaluación de desempeño (Franchuk, 2011).


8.3. EE.UU.


En Norteamérica, la actividad en la plataforma continental se encuentra regida por la Outer Continental Shelf Lands Act.(57) En líneas generales, esta norma históricamente delegaba en el Departamento del Interior (DOI) y en el Servicio de Guardacostas (USGCS) su aplicación en diversas cuestiones vinculadas a las autorizaciones para la explotación de recursos naturales y aspectos referidos a la seguridad operacional y el cuidado del ambiente.


Hasta 2010, el DOI ejercía sus funciones a través del Minerals Management Service (MMS), entidad encargada de la planificación, ejecución y otorgamiento de licencias para el desarrollo de actividades en la plataforma continental, implementación de políticas de tutela ambiental y seguridad operativa y, por último, la recaudación de regalías y otros derechos derivados del aprovechamiento de los recursos naturales.


Estas atribuciones fueron sujetas a escrutinio por las inevitables tensiones entre funciones que aparecían contrapuestas, como es por un lado, la promoción de la actividad, y por otro, la protección ambiental, con experiencias variadas e incluso contrapuestas, como fueron los casos de desarrollo exploratorio en California y Florida, fuertemente resistidos por la población, y de exploración y desarrollo productivo avalados por el público, como es el caso de Louisiana (Freudenberg & Gramling, 1994; Franchuk, 2011).


Estas tensiones institucionales fueron identificadas luego en el informe exhaustivo elaborado por la Comisión Investigadora para el Poder Ejecutivo de los EE.UU. como consecuencia del naufragio de la plataforma semisumergible operado por la empresa British Petroleum (BP) y el consiguiente derrame acaecido en el Golfo de Méjico en 2010, hito que marcó un antes y después en la actividad en la plataforma continental, en términos de política y derecho ambiental, gestión de derrames y criterios de recomposición del daño al ambiente.(58)


8.3.1. El Caso “Macondo” y el Naufragio del “Deepwater Horizon”


Los alcances del presente trabajo no permiten un análisis detallado del “Caso Macondo”, pero el incidente en el lecho marino del Golfo de México que concluyó con el incendio y posterior naufragio de la Plataforma Deepwater Horizon, con pérdida de vidas humanas y uno de los derrames más graves en la historia de la actividad petrolera norteamericana posee una trascendencia que excede los alcances e impactos ambientales en la población costera. El siniestro de la plataforma, además de afectar la imagen y las finanzas de la empresa operadora, British Petroleum, puso en tela de juicio al sistema regulatorio energético norteamericano, los mecanismos de control estatal, la viabilidad de los sistemas de respuesta por parte de la industria y el Estado, los mecanismos indemnizatorios y el sistema asegurador vigente. De hecho, el incidente y las respuestas fueron objeto del profundo y detallado análisis de la Comisión Asesora Presidencial convocada a este efecto por Barack Obama, a la sazón Presidente de los EE.UU., a pocos meses de la tragedia.


El incidente en el Golfo de México reviste alta relevancia por las razones señaladas en los párrafos anteriores y amerita una síntesis de lo acontecido, las respuestas de los actores involucrados, tanto públicos como privados y de la sociedad civil y las consecuencias legales e institucionales del derrame para la actividad offshore en general.


El incidente tuvo sus orígenes, como suele suceder en muchos accidentes industriales, en una conjunción de factores técnicos, fallas materiales y errores humanos, agravado quizás por las falencias en las medidas de respuesta. Como consecuencia del incremento en la presión en la boca del pozo y posterior explosión por la falla en el preventor de surgencias, se produjo un incendio incontrolable en la plataforma y un derrame de crudo en el lecho marino equivalente a 5000 barriles de crudo por día, una cantidad similar al crudo derramado por el Exxon Valdez en el célebre varamiento de 1989, cada 4 días (National Geographic, 2010).(59)


El derrame afectó la actividad pesquera y turística del litoral sur norteamericano, poniendo en riesgo a los ecosistemas costeros y en particular a los humedales y bayous de Louisiana. Las estimaciones respecto de los costos de contención del derrame y el clean-up inicial rondaban los US$ 6 millones diarios, estando en cabeza de la empresa British Petroleum, titular mayoritario de la concesión y operador del yacimiento. Los costos de la remediación incurridos por la empresa, pusieron en tela de juicio ante la opinión pública, el bajo umbral de los topes indemnizatorios estipulados en concepto de daños a terceros, por la Oil Pollution Act 1990, fijados en US$ 75 millones, un guarismo claramente insuficiente ante la magnitud del daño ambiental (The Economist, 2010).(60)


Las estimaciones posteriores al naufragio y derrame en materia de recomposición del daño ambiental, excedieron ampliamente el tope fijado por la Oil Pollution Act.


Algunos analistas financieros estimaron en un primer momento que el impacto total para la empresa oscilaría entorno a los US$ 5000 millones, incluyendo los costos directos de cierre del pozo y limpieza de costas, aunque otros analistas estimaron un monto más cercano a los US$ 8000 millones. A estos costos directos, se le añaden los montos en concepto de multas, calculadas en base a las escalas de la Clean Water Act en función de los barriles derramados en unos US$ 17.000 millones. Finalmente y no obstante el límite o tope indemnizatorio ya mencionado, las estimaciones en base a los daños al ambiente y a los recursos económicos afectados fue estimado en una cifra que oscilaba entre los US$15.000 y 30.000 millones, abarcando a los afectados en todos los estados litorales del Golfo de México (The Economist, 2010).(61)


8.3.2. Las Reformas Regulatorias Post-Macondo


A raíz de los hallazgos de la Comisión Asesora Presidencial, convocada luego de los acontecimientos en el Golfo de Méjico, se introdujeron reformas tendientes a mejorar la coordinación entre agencias y a deslindar aquellas funciones percibidas como contradictorias o conflictivas entre sí, con la creación de un organismo transitorio, la Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (BOEMRE).


En la actualidad y luego de la reforma administrativa introducida siguiendo las recomendaciones de la Comisión Asesora citada, se crearon tres autoridades de aplicación independientes, el Bureau of Ocean Management (BOEM), el Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) y el Office of Natural Resources Revenue (ONRR). Las funciones de contralor ambiental y en materia de seguridad ocupacional recaen en la BSEE, escindidas de las tareas de otorgar licencias exploratorias o de producción o de recaudar regalías y otros derechos.(62)


Este organismo es el encargado de aplicar un conjunto de normas ambientales de aplicación sobre la actividad offshore, tales como la National Environmental Policy Act (1970), Clean Air Act (1970 y 1990), Coastal Zone Management Act (1972), Oil Pollution Act (1990), Marine Mammals Protection Act (1972). Dada la superposición de funciones con otros organismos, la BSEE posee acuerdos formales de articulación con otros organismos competentes como el Servicio de Guardacostas y la Agencia de Protección Ambiental (EPA).


En el diseño de normas, la técnica regulatoria norteamericana ha adoptado el criterio de la Best Available and Safest Technology como parámetro o estándar de desempeño. En esta técnica se busca generar un avance iterativo y permanente en las normas de desempeño ambiental y de seguridad, incorporando los cambios y mejorasen la ciencia y la técnica, con procesos de consulta y participación ciudadana permanente, con el fin de alimentar las revisiones periódicas de las mismas.


Un producto de esto es la incorporación de la Safety and Environmental Management System (SEMS), definida como una herramienta de gestión no tradicional, basada y enfocada hacia el desempeño con el fin de integrar y gestionar todas las operaciones costa afuera.(63) Al igual que otras herramientas similares, sus premisas clave son la mejora continua y el fuerte involucramiento de la industria en una estrategia colaborativa para la elaboración de normas y procedimientos técnicos.


El enfoque regulatorio norteamericano es un tanto híbrido, con elementos claramente prescriptivos y detallados, sin perjuicio de referenciar en muchos casos los estándares y buenas prácticas de la industria, incluso en algunos casos la incorporación de prácticas recomendadas adoptadas por asociaciones como la American Association of Petroleum Engineers (AIPN). (Franchuk, 2011). En líneas generales, la transposición de estas normas técnicas las convierte en normas prescriptivas a todos los efectos prácticos.


El proceso regulatorio ambiental norteamericano, aún cuando se torne más formal y prescriptivo que otros regímenes comparados, tiene un rasgo que lo acerca mucho a estos a partir de la ponderación de normas técnicas basadas en el desempeño, la formalización de las consultas públicas, las actualizaciones continuas y el fuerte involucramiento de la comunidad científica en definiciones de riesgo o criterios de seguridad. En esta transformación, el accidente, naufragio y derrame de hidrocarburos provenientes de la plataforma Deepwater Horizon tuvo una influencia gravitante.


8.4. Brasil


El régimen regulatorio de las actividades en la plataforma continental del Brasil reviste interés para la República Argentina, en tanto se trata de una nación vecina y hermana, con tradiciones normativas afines a las nuestras y un fuerte desarrollo de la actividad en las últimas dos décadas. Brasil pasó de ser un país con una escasez importante de reservas de hidrocarburos en los años 70, a ser una de las promesas futuras de las cuencas marinas en los años recientes, merced en gran medida a la experticia técnica y know how de su empresa nacional, Petrobrás, en desarrollar proyectos en aguas profundas.


La legislación ambiental del Brasil data de la década del ochenta, siendo uno de los primeros países latinoamericanos en introducir la evaluación de impacto ambiental como procedimiento obligatorio previo al licenciamiento de actividades (Ley N° 6398 de 1981).


En materia de hidrocarburos y en parte como consecuencia de los descubrimientos de los yacimientos en aguas profundas frente a la costa carioca, Brasil rediseñó el marco institucional y las normas aplicables a la actividad petrolera, con la sanción de una nueva Ley de Hidrocarburos y la creación de una Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Bicombustibles (ANP) mediante Ley N° 9478 de 1997. La norma estableció los principios de la política energética, incluyendo las metas en materia de protección del ambiente y la conformación de un organismo autárquico de regulación y contralor, separado del Ministerio de Energía y Minas. La Ley N° 12.351 estableció un régimen especial para el abordaje de los yacimientos offshore en el domo salino en el mar frente a Rio de Janeiro (Lei Présal), contemplando financiamiento de diferentes características sociales.(64)


Con el fin de efectuar evaluaciones de tipo estratégico de cuencas, mediante acuerdo conjunto entre los ministerios de ambiente y de energía (Portaría Interministerial 198/12 MMA-MMM) se definen los criterios preventivos para determinar la factibilidad de las actividades offshore, identificando entre otros puntos, áreas de alta sensibilidad ambiental y aspectos e impactos sociales a considerar. El objetivo del ejercicio es determinar los riesgos potenciales para el ambiente o los recursos naturales asociados a un área de interés determinado, en forma previa a la licitación de bloques en la plataforma continental.


El enfoque regulatorio ambiental brasileño tiende a seguir un modelo híbrido con rasgos prescriptivos y también de aliento al desempeño, incorporando desde las primeras rondas de licitación hacia fines de los 90, las buenas prácticas de la industria a medida que las mismas evolucionan y otorgando mayor puntaje en las adjudicaciones a los concurrentes con demostrados sistemas de gestión ambiental y de seguridad implementados en sus operaciones.


Sin embargo, la ocurrencia de algunos derrames e incidentes con consecuencias ambientales menores, aunque con alto impacto ambiental, volcó la mirada de la opinión pública sobre la actividad en sí y las falencias percibidas en el control y monitoreo. En noviembre de 2011, Chevron sufrió un evento de surgencia en el yacimiento Frade, frente a Río de Janeiro con un derrame estimado en 3000 barriles, aunque la mayoría del mismo fue exitosamente contenido y gestionado (The Economist, 2011).


Como consecuencia del incidente, intervinieron las autoridades ambientales (IBAMA) con la imposición de multas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANC) con la suspensión de operaciones, una fiscalía federal con la requisitoria de daños punitivos y medidas cautelares, y también la justicia criminal con imputaciones contra los directivos de la empresa. Las respuestas desde el Estado no fueron del todo coordinadas ni eficaces, a juicio de algunos expertos, destacando la necesidad de una mejor articulación entre reparticiones oficiales en la adopción de medidas de prevención y la elaboración de planes de contingencia a tales efectos.(65)


8.5. Colombia


Colombia es un país con una larga tradición minera y, en tiempos más recientes, con un importante desarrollo en materia de hidrocarburos, aunque las actividades en los espacios costeros no han sido de mayor relevancia, cobrando gravitación recién en los últimos tiempos. No obstante ello, a partir de 2004, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), organismo descentralizado dentro del Ministerio de Energía y Minas, licenció bloques en las aguas de la plataforma costera colombiana en el Caribe, produciéndose algunos hallazgos promisorios en años recientes.(66)


Estas circunstancias han despertado el interés por el potencial de la plataforma continental de Colombia, tanto en el Pacífico como en el Mar Caribe, impulsando diversas iniciativas en el campo de la gestión ambiental asociada a las actividades de exploración y producción.


La propia ANH estima, a partir de los hallazgos en el Bloque Tayrona, que hay grandes posibilidades de contar con reservas de hidrocarburos en el subsuelo marino y que las mismas dinamizarán en el corto plazo las operaciones costa afuera, aunque se han planteado algunos reparos respecto de las implicancias ambientales en algunas áreas sensibles de los espacios marinos, en particular aquellos sujetos a protección por riqueza natural y biodiversidad (Muñoz Cabrera, 2011).(67)


El enfoque colombiano abreva en las tendencias modernas en cuanto a la regulación y control ambiental impulsando una visión estratégica de los recursos naturales de la plataforma continental, con actividades técnicas tendientes a generar información ambiental de base, mapas de riesgo y caracterizaciones más detallados de los recursos naturales renovables y no renovables presentes en las aguas territoriales y la Zona Económica Exclusiva.


Históricamente, la información disponible sobre la biodiversidad en entornos marinos ha sido poca, por lo que la ANH ha apoyado la generación y actualización de información de base, que, a su vez sirva como presupuesto fáctico para la regulación de las actividades offshore.


La ANH ha facilitado, entre otros proyectos, la actualización del atlas de pastos marinos y de ecosistemas marino-costeros, la actualización de la guía sísmica marina, la actualización del manual de compensaciones por pérdida de biodiversidad en lo relacionado con ecosistemas marinos costeros, y la actualización de la línea base ambiental en bloques del pacífico y en el Área de Régimen Común Colombia-Jamaica (Muñoz Cabrera, 2011).


Todas estas acciones específicas que lleva adelante la ANH, se enmarcan en una política de desarrollo sustentable para los espacios marinos y costeros, concebida a comienzos del presente siglo y que involucra en forma transversal a un conjunto de organismos públicos y entidades con perfil científica y académica.


En materia de gestión ambiental de la actividad offshore y su inserción dentro de un Plan de Desarrollo aprobado por Ley, intervienen diversos organismos con competencias sectoriales específicas en forma articulada, en virtud de las misiones y funciones de cada organismo. Así, además de la ANH, dependiente del Ministerio de Minas y Energía, intervienen las siguientes reparticiones:


· Dirección General Marítima (DGM o DIMAR), dependiente del Ministerio de Defensa Nacional, con competencias de fiscalización y control sobre actividades en aguas desde las líneas de base hasta el límite de la Zona Económica Exclusiva, incluyendo artefactos y plataformas utilizadas para la exploración y explotación de hidrocarburos, además de la protección del ambiente marino. Este organismo además emite los permisos requeridos para las actividades exploratorias, relevamientos sísmicos y operaciones extractivas.(68)


· Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial: la cartera ambiental otorga su visto bueno previo a las autorizaciones en cabeza de la DGM, contando a estos efectos con el apoyo científico técnico de los Institutos de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), el Instituto de Investigaciones Ambientales del Pacífico (IIAP) y el Instituto de Investigaciones Marinas y Costeras (INVEMAR).


· A los efectos de llevar a cabo sus tareas, la DIMAR cuenta con el apoyo del Centro de Investigaciones Oceanográficas e Hidrográficas (CIOH) y el Centro de Control de Contaminación Marina del Pacífico (CCCP).


El enfoque regulatorio colombiano no puede encasillarse con sencillez en ninguna categoría dogmática de las que se han planteado para otros países, en parte dada su relativamente reciente elaboración y los descubrimientos producidos en el lecho marino, también de fecha cercana en el tiempo.


Merece destacarse la ponderación de los estudios ambientales a nivel estratégico como instancia de planificación necesaria para identificar áreas susceptibles de ser exploradas y explotadas, excluyéndose aquellas con alta sensibilidad ambiental. Ejemplos de estos estudios y evaluaciones estratégicas son los Lineamientos para la Formulación del Plan Nacional de Manejo Integrado de Zonas Costeras, junto con las redes de áreas protegidas marinas y las áreas de manejo especial en zona costera contempladas en el Código de los Recursos Naturales de Colombia de 1974.


9. Diferentes Opciones para un Marco Regulatorio Ambiental para la Actividad Costa Afuera [arriba] 


Tal como se ha analizado, la República Argentina ha tenido una importante trayectoria en la exploración de la plataforma continental. En algunos casos, los esfuerzos de las empresas han sido coronados con un desarrollo comercial exitoso, como lo demuestran los yacimientos aún activos de la Cuenca Austral y el Estrecho de Magallanes.


En materia ambiental, tal como se ha visto, las regulaciones ambientales aplicables a la actividad son el producto de la organización constitucional federal del país y los arreglos institucionales en materia de hidrocarburos por los cuales, a partir de las Leyes N° 24.145 y N° 26197, las potestades regulatorias y la titularidad dominial de los yacimientos han pasado a las provincias, salvo para aquellos en la plataforma continental, en la Zona Económica Exclusiva, más allá de las 12 millas marinas correspondientes a la jurisdicción de las provincias ribereñas.


La mayoría de las provincias, en particular las que poseen litoral marítimo y actividad petrolera, han puesto en marcha sistemas de evaluación ambiental con mayor o menor grado de complejidad, siguiendo la tendencia de casi todas las jurisdicciones de establecer marcos de habilitación o licenciamiento de actividades, cualesquiera sea su rubro o envergadura, basados en la presentación de estudios ambientales y la obtención de permisos específicos, por tipo de vertido o efluente.


Sin perjuicio del dominio provincial en base a los preceptos constitucionales analizados y las potestades de regulación y control ambiental que ejercen legítimamente las Provincias con litoral marítimo, es indudable que, en virtud de la trascendencia que reviste el derecho internacional y los instrumentos regulatorios de índole técnica surgidos del seno de la OMI, se torna aconsejable (hasta imprescindible) una “concertación” de políticas y normas ambientales entre ambos niveles estaduales.


Esta concertación parece aún más razonable cuando se considera al mar y su lecho como un ecosistema bastante diferente a los ambientes y biomas continentales. No parece sensato, por lo tanto, segmentar o diferenciar arbitrariamente los regímenes regulatorios en función de las jurisdicciones, sino más bien en virtud de las características de la fauna, flora, oceanografía y sensibilidad ecológica de los espacios marítimos entendidos como un ecosistema complejo y único.


Analizar los beneficios y costos de los regímenes de regulación ambiental en las diferentes jurisdicciones de la República Argentina excede los alcances del presente trabajo, sin perjuicio de que, a juicio de quien suscribe, correspondería a futuro su consideración como dato objetivo de entorno institucional y legal en el cual se desenvuelven las actividades productivas, sea cualquiera su naturaleza.


Estudiar los marcos legales a través de los cuales se otorgan permisos o licencias ambientales, permitiría lograr un mejor entendimiento de los costos de transacción que entraña el marco regulatorio de cualquier sistema ambiental, perfeccionando los mismos con el fin de optimizar la técnica de regulación (Spithoven y Van den Berg, 2010 y Sunstein, 2006).


Estos costos de transacción suelen ser desproporcionados en nuestro país, tanto por la duplicación de exigencias derivada del sistema federal, como por la escasa articulación que existen entre diferentes marcos regulatorios de un mismo estamento jurisdiccional.


En la Argentina actual, para bien o para mal, el régimen de EIA se ha transformado en un sistema general de licenciamiento, autorización o habilitación ambiental. De ser una herramienta necesaria y una condición sine quae non para el análisis de proyectos o emprendimiento de alta complejidad, el régimen de EIA se ha convertido en un esquema de control y regulación más bien burocrático y de perfil formal, perdiendo a menudo su razón de ser original y viendo desvirtuado sus características de herramienta técnica para predecir efectos, sopesar alternativas tecnológicas, y, en síntesis, tomar decisiones razonadas y argumentadas en la ciencia, la técnica y las buenas prácticas de la ingeniería.(69)


Las Provincias han avanzado en este camino, en gran medida como consecuencia del establecimiento de regulaciones detalladas en materia de evaluación ambiental, complementarias a lo estipulado en la Ley General del Ambiente (Ley N° 25.675), que instituye diferentes herramientas de gestión ambiental, tales como la EIA, los mecanismos de participación ciudadana o el ordenamiento del territorio.


La aplicación del EIA como herramienta de autorización o licenciamiento ambiental por parte de las provincias, junto a otras exigencias ambientales en materia de residuos, efluentes líquidos, emisiones gaseosas u otras medidas de conservación (antes o después de la sanción de las leyes de presupuestos mínimos), ha acompañado el paulatino proceso de asunción plena de facultades de control ambiental sobre la actividad petrolera, operado en la última década y en paralelo con la instrumentación de la Ley N° 26.197.


Como resultado de este fenómeno, en algunos casos, las provincias han adaptado las normas ambientales de las autoridades ambientales nacionales (Ex Secretaría de Energía, o Ex Subsecretaría de Combustibles), incorporándolas al plexo normativo interno por vía de remisión, o mediante su complementación con otras normas, a veces con mayor nivel de detalle y precisión.


En esta asimilación y confluencia de normas provinciales (en general, más recientes), con las normas nacionales, la tendencia de regular la actividad en el continente en igualdad de condiciones y sin mayores distinciones con la regulación de la actividad en el mar, se mantiene a lo largo de los años, pese a las diferencias que existen entre los entornos y la mayor complejidad técnica y ambiental que suele acompañar a la actividad offshore.


Este abordaje conjunto es quizás el producto del transcurso del tiempo y la brecha entre la actividad regulatoria ambiental de la Nación y las Provincias, particularmente desde que estas últimas han asumido plenamente las potestades en materia de control ambiental. Cualquiera sea la causa, la situación implica una cierta mora política en la actualización, modernización y ajustes de los marcos normativos ambientales para la actividad en el mar y la plataforma continental.


La labor llevada a cabo por diferentes grupos profesionales y que llevaron a un avanzado borrador de normas ambientales para la actividad offshore en el ámbito de la Secretaría de Energía, es prueba de la importancia que tenía la cuestión hace unos años. Las razones por las cuales la gestión ambiental era importante en 2009, mantienen su vigencia actual, máxime luego del incidente del Deep Water Horizon en 2010.


Más aún, dado el interés político que mantienen los decisores energéticos a lo largo de los últimos años en promover y profundizar la actividad en el Mar Argentino, la revisión y actualización técnica de los modelos de regulación ambiental, no ha perdido, a nuestro juicio, nada de su importancia y urgencia desde aquel momento hasta el presente.(70)


La particular situación jurisdiccional de la actividad en la plataforma continental, con áreas sujetas a jurisdicción provincial y otras a jurisdicción nacional, añade un elemento de complejidad, dada la posibilidad de asimetrías en las exigencias aplicables según la localización de la actividad. Sin perjuicio de ello, y en cualquiera de los casos jurisdiccionales, confluirán, tal como se ha señalado, las potestades ambientales de las autoridades sectoriales o ambientales, con las potestades que ejerce la Prefectura Naval Argentina (PNA) en virtud de los tratados de contenido ambiental aplicables al ámbito marítimo, a los cuales la República Argentina se encuentra adherido.


Más aún, pero en clara convergencia con los objetivos planteados en este trabajo, existen a nuestro juicio razones de peso jurídico y político, amén del sentido común, en procurar un marco concertado y común para diseñar un conjunto de prácticas y procedimientos para la gestión ambiental de la actividad petrolera en el mar, más allá de si la actividad se encuentra a 3 o 199 millas de la costa.(71)


La propia Ley N° 27.007 abre la puerta para una solución en este sentido, acorde con el Principio de Federalismo Concertado consagrado por la Carta Magna en el juego de sus arts. 41 y 124 (Walsh, 2000). Las experiencias de acuerdos consensuados para una implementación común y armonizada de los criterios de protección ambiental ya existen y con cierto grado de éxito, por ejemplo, en el campo de la pesca y la minería, con un rol proactivo de los Consejos Federales Pesquero y Minero respectivamente.


En líneas generales, los marcos de regulación ambiental que rigen en la actualidad en Argentina tienden a seguir los modelos prescriptivos que caracterizan a la mayoría de las regulaciones ambientales del país. Claramente, no hay distinciones tajantes y siempre coexisten elementos dentro de las regulaciones de corte prescriptiva con los que tienden hacia un modelo basado en el desempeño: ¡¡¡¡Los modelos puros son siempre escasos en el mundo real!!!!


Sin embargo, ante una coyuntura donde surge la conveniencia de aggiornar el marco regulatorio ambiental para el offshore, también cabe el interrogante respecto al modelo más conveniente para usar, atendiendo a las variantes más o menos prescriptivas y a los esquemas basados en el desempeño y la evaluación de riesgo. Los argumentos por uno u otro modelo pueden resumirse de la siguiente manera:


· El modelo “prescriptivo” prioriza un esquema de control de tipo formal, con exigencias detalladas y preestablecidas y se tiende a monitorear mediante declaraciones juradas formales, inspecciones, tomas de muestra y otros indicadores preestablecidos. Los modelos prescriptivos tienen evidentes ventajas tratándose de su aplicación a actividades relativamente homogéneas y estandarizadas, de baja complejidad tecnológica y por sobre todo, cuando el universo a controlar reúne a una gran cantidad de sujetos regulados. En cambio, tratándose de actividades de alta complejidad y rápida evolución tecnológica, dependientes de condiciones geográficas variables y emplazamientos de singulares características, el modelo prescriptivo corre el riesgo de caer en un contralor meramente formal de naturaleza más burocrática que eficaz. Se corre el riesgo de perder de vista el objetivo final que persigue todo marco regulatorio ambiental: la protección efectiva de los recursos naturales y el ambiente.


· El modelo basado en criterios de desempeño y evaluaciones de riesgo, en cambio, permite mayor flexibilidad en el cumplimiento, al fijar metas y dejar a la actividad regulada, su cumplimiento en la forma más eficaz y costo efectivo. Tiene la ventaja adicional de ser más dinámico, permitiendo incorporar avances tecnológicos y de gestión en forma ágil en base a la mejora continua y las referencias a buenas prácticas desarrolladas por entidades profesionales. Los modelos basados en el desempeño tienden a utilizarse en actividades de alta complejidad, muy sitio-específicos y donde los componentes de tecnología y los controles de procesos no se ajustan a parámetros estandarizados.(72)


Los modelos prescriptivos son claramente más útiles y “manejables”, si se trata de regular los aspectos ambientales de actividades de baja complejidad como es el caso de comercios, estaciones de servicio o industrias tecnológicamente sencillas. Los requerimientos de personal calificado para los entes de control son menores y la naturaleza objetiva y concreta de muchas exigencias, reduce el margen para la discrecionalidad administrativa.


Los modelos basados en el desempeño y la evaluación de riesgo requieren en cambio, un regulador con profesionales calificados y en pie de igualdad con los referentes del “estado del arte” de la actividad sujeto a control. Más aún, dada la propia complejidad de las actividades sujetas a este tipo de regulación, se tiende a seguir esquemas de verificación o auditoría externa independiente, con los fines de afianzar la credibilidad de los controles, dada la mayor flexibilidad que presume un sistema de gestión basado en el desempeño. Cuanta mayor la discrecionalidad administrativa, más fuerte es el imperativo de la transparencia y la credibilidad.


Los modelos basados en el desempeño tienden además a una mayor jerarquización de los entes públicos a cargo de la regulación y control, con cuerpos profesionales altamente capacitados y especializados en el contralor objetivo e independiente de las interferencias políticas.


10. Aspectos ambientales a ser considerados en un marco regulatorio ambiental para la actividad offshore, a partir de un modelo regulatorio basado en el riesgo [arriba] 


En esta sección, se hace una reseña de los aspectos ambientales de mayor relevancia e impacto en la actividad offshore, partiendo desde las instancias de prospección sísmica y relevamientos sin perforaciones, pasando por las actividades exploratorias, de producción y finalmente los requerimientos del cierre o clausura de operaciones con la desafectación de infraestructura.


A los efectos de identificar los aspectos e impactos de la actividad sobre el ambiente, se recurre a un esquema o metodología similar a las utilizadas en la literatura referida a la evaluación ambiental, junto con los “marcos lógicos” empleados para el desarrollo de sistemas de gestión, tales como las normas de las series: ISO 14.000 (Ambiente), 9.000 (Calidad), 18.000 (Seguridad y Salud Ocupacional) o 50.000 (Gestión de la Energía).


En modo alguno, se procura un relevamiento exhaustivo de todos los aspectos involucrados directa o indirectamente en la actividad offshore, aun cuando algunos de ellos, como las cuestiones sociales o de seguridad operativa, poseen indudable incidencia en la gestión ambiental y en la actividad.


Luego de una concisa descripción de la actividad en la plataforma continental y los aspectos ambientales a considerar, se consignan sintéticamente algunas de las referencias normativas aplicables, tanto en el orden interno como proveniente del derecho internacional, incluso en aquellos casos de la aplicación en forma analógica o por carecer de normas específicas, de los marcos regulatorios aplicables en tierra.


Cabe destacar, como se ha señalado en otras partes del análisis, que existe un conjunto amplio y abarcativo de normas de protección ambiental asociadas con las operaciones de buques y artefactos navales que son aplicables en forma común a todas las etapas de la actividad en la plataforma continental. Estas son también, en general, comunes a todo el quehacer naval y marítimo e integran la gestión ambiental de la actividad en su expresión más amplia.


10.1. Actividad Exploratoria


Las actividades exploratorias en el mar involucran operaciones con buques y aparejos de prospección sísmica o “streamers” que son arrastrados a la popa de la embarcación, produciendo impactos sonoros con fuente de aire comprimido para su registro geofísico. En sí, los efectos ambientales son transitorios, mientras duren las operaciones y principalmente inciden sobre las especies que se pueden ver afectadas por las vibraciones y los efectos sonoros del equipamiento.(73) También, pueden darse interferencias con la dinámica de otras especies marinas, incluyendo aquellas de interés pesquero.


Dadas las características propias y singulares de cada ecosistema marino, la interacción de las especies presentes, incluyendo los patrones de estacionalidad en la alimentación, migración y reproducción, son fundamentales los conocimientos locales detallados de las poblaciones potencialmente afectadas a los efectos de establecer las pautas de trabajo, períodos de veda en función de la actividad biológica y recaudos a adoptar en cuanto a horarios, estacionalidad u otros aspectos propios de la biología marina.


A las claras diferencias existentes entre las condiciones operativas en tierra y en el mar, y las particularidades de la afectación a mamíferos marinos y otros recursos vivos, se le debe añadir el conjunto de normas de derecho internacional que rigen para la protección de algunas especies. Estas consideraciones indudablemente deben ser contempladas en el diseño normativo para la protección ambiental en actividades costa afuera.


En ausencia de referencias específicas en los marcos regulatorios vigentes a nivel nacional, los estudios ambientales más recientes encarados en virtud de los permisos de relevamiento sísmico otorgados por el Ministerio de Energía para la prospección en el mar, han remitido a directrices y buenas prácticas usadas por la industria en actividades similares.(74)


Como corolario de estos aspectos vinculados a la diversidad biológica, deben considerarse los efectos ambientales de la exploración sobre la actividad pesquera en todas sus manifestaciones. Los conflictos potenciales entre la actividad petrolera y la pesca han sido documentados desde hace mucho tiempo, tanto en lo que hace a los daños directos y riesgos por el enganche de aparejos en instalaciones extractivas en el lecho marino, como por las restricciones impuestas a áreas con abundancia de peces por las zonas de seguridad establecidas, en torno a las instalaciones offshore, como en las limitaciones en operaciones de relevamiento (Universidad de Aberdeen, 1979).(75) Los impactos negativos para la pesca son constantes en casi todas las etapas de la actividad petrolera y requieren la adopción de medidas de gestión no-estructural (coordinación de actividades en el mar), junto a otras estructurales (balizamiento de estructuras, etc.).


En los próximos párrafos, se hace una escueta reseña de algunas normas e instrumentos que hacen a la protección de la protección de la fauna y biodiversidad, que, como hemos visto, constituyen uno de los aspectos más sensibles que atañe a la actividad sísmica offshore. Cabe destacar que el Convenio sobre Diversidad Biológica instaura la EIA como herramienta de análisis previa a todo tipo de actividades antrópicas y extractivas, en sentido coincidente con los principios e instrumentos consignados en la Ley General del Ambiente.(76)


Otros instrumentos a ser considerados en la gestión ambiental proactiva de las actividades de relevamiento sísmico conforme al plan de gestión ambiental son:


· Ley N° 26.107, aprobatorio del Acuerdo sobre la Conservación de Albatros y Petreles (Canberra, 2001). La autoridad de aplicación de este convenio es el MAyDS. Entre sus previsiones, vale resaltar el art. 3, que prevé como obligación de los países signatarios la adopción de las siguientes medidas:


“… a) conservarán y, cuando sea posible y apropiado, restaurarán los hábitats que sean importantes para los albatros y petreles; b) desarrollarán y aplicarán medidas para evitar, neutralizar, anular; minimizar o mitigar el efecto adverso de actividades que puedan interferir con el estado de conservación de los albatros y petreles…”.


· Ley N° 23.094, declaratoria de la Ballena Franca Austral como monumento natural, sujetándola al régimen especial de la Ley de Parques Nacionales, Monumentos Naturales y Reservas Nacionales N° 22.351, en el ámbito “…de las aguas jurisdiccionales argentinas…” (art. 1).


· Ley N° 25.052 que prohíbe la caza de orcas en redes o mediante el varamiento forzado. Si bien esta ley fue concebida con miras a proteger las poblaciones costeras de orcinus orca, hay una manda general de protección de la especie, incluyendo mutatis mutandis, su cuidado en ocasión de actividades exploratorias en la plataforma continental.


· Ley N° 25.577. Esta norma prohíbe en forma genérica la captura de cetáceos en todo el mar territorial y Zona Económica Exclusiva, sin perjuicio de establecer excepciones, tratándose, por ejemplo, de razones relacionadas a la investigación científica.


· Ley N° 25.290, norma aprobatoria del Acuerdo sobre la Aplicación de las Disposiciones de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo del Mar del 10 de diciembre de 1982 relativas a la Conservación y Ordenación de las Poblaciones de Peces Transzonales y las Poblaciones de Peces Altamente Migratorios, adoptado en Nueva York.


En esta enumeración sintética de convenios y acuerdos internacionales, se deja fuera de consideración el conjunto de acuerdos suscriptos en el marco del Tratado Antártico, en el entendimiento de que, en términos generales, las acciones exploratorias previstas (o inclusive de explotación), se encuentran bien alejados del ámbito territorial de aplicación. Claramente, las actividades próximas al Círculo Polar Antártico deberán ser analizadas a la luz de las exigencias de ese acuerdo internacional.


En materia de áreas protegidas, cabe recordar la vigencia a nivel nacional de la Ley N° 22.351, la cual establece el régimen de Parques Nacionales. Entre la clasificación de los distintos tipos de áreas a proteger, la Ley prevé los “Monumentos Naturales” entendidos como áreas, cosas, especies vivas de animales o plantas de interés estético o valor histórico o científico a las cuales se les acuerda protección absoluta. En función de este régimen, por ejemplo, se sancionó la Ley N° 23.094 declaratoria a la Ballena Franca Austral como monumento natural, tal como se ha mencionado en párrafos precedentes.


En los últimos años y en coincidencia con criterios de conservación marina ya analizados y que empiezan a imponerse en el mundo actual, la República Argentina ha adoptado una política proactiva de conservación de espacios marítimos y costeros, sancionado a tales fines la Ley N° 27.037 que establece el Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas Marinas. Ejemplos de estas áreas son:


· Ley N° 26.785 Creación de las áreas protegidas Namuncurá o Banco Burwood.


· Ley N° 26.817 Creación del Parque Marino Inter-jurisdiccional Makenke entre la Nación y la Provincia de Santa Cruz.


· Ley N° 26.818. Creación del Parque Marino Interjurisdiccional Isla Pingüino, entre la Nación y la Provincia de Santa Cruz.


· Ley N° 26.446. Creación del Parque Marino Costero Interjurisdiccional Patagonia Austral, entre la Provincia de Chubut y la Nación.


10.2. Actividad de Explotación


Indudablemente, la etapa de explotación trae aparejado operaciones de mayor complejidad y, consecuentemente, mayores impactos ambientales y riesgos de ocurrencias con incidencia negativa para los ecosistemas marinos. Sin perjuicio de la aplicabilidad de las normas señaladas en la sección anterior respecto a la protección de la diversidad biológica y de la avifauna marina, junto con las restricciones o limitaciones que pueden derivarse de las medidas de protección para las áreas marinas, en esta etapa cobran, mayor peso las consideraciones respecto de la prevención de la contaminación marina con cortes de perforación, fluidos y lodos, la gestión de residuos y efluentes de procesos y la prevención de la contaminación atmosférica.(77)


También, entran a jugar normas específicas referidas a las instalaciones emplazadas en el lecho del mar, como son cañerías de colección, cabezales de pozo, y, en ciertas instancias, oleoductos o gasoductos de transporte a tierra (en los casos de proximidad relativa a la costa), o líneas a terminales de almacenaje o de conexión a transporte (monoboyas de carga).


En línea con los objetivos del presente trabajo en cuanto a la conveniencia de alinear los marcos regulatorios con las buenas prácticas y las normas de desempeño en vigencia a nivel internacional, la ex-Secretaría de Energía dictó la Resolución N° 951 en 2015, estableciendo pautas específicas para la construcción y operación de ductos en el lecho del mar, tanto para el transporte de hidrocarburos líquidos como gaseosos, atendiendo a las particularidades y mayores riesgos de los ecosistemas marinos.(78)


Esta norma, al igual que otras similares sancionados con posterioridad, siguieron la tendencia marcada con anterioridad respecto a la necesidad de regular instalaciones de alta complejidad y riesgos muy específicos, con instrumentos que se apartan claramente de las tradiciones prescriptivas “one size fits all”, que caracterizan por lo general a las normas ambientales argentinas.


Como ejemplo claro de ello, se puede hacer mención de la Resolución N° 338/12 de la ex-Secretaría de Energía, dictada para establecer los requisitos ambientales atinentes a las instalaciones complementarias y ductos de conexión a las terminales de Gas Natural Licuado (GNL), luego de la construcción de terminales portuarias a tales efectos en Bahía Blanca y Escobar. Si bien esta norma es solo tangencialmente aplicable a la actividad costa afuera, la misma remite a normas técnicas y a las buenas prácticas de la industria, por ejemplo, con la inclusión a la necesaria intervención de auditores independientes, debidamente capacitados y certificados.(79)


10.3. Cierre de actividades y desactivación


Esta etapa, conocida como de desactivado o “decommissioning”, es quizás la que más ha sido motivo de controversias y conflictos en el derecho comparado, a raíz de eventos tales como el del Brent Spar, analizado con anterioridad en la sección referida al Reino Unido. En nuestro país, es escasa la experiencia práctica de desactivación y cierre de operaciones en la plataforma continental, en gran medida porque los yacimientos productivos se encuentran aún en actividad y la Argentina no afronta hoy por hoy, como otros países (Reino Unido, Holanda, México o EE.UU.) el desafío del cierre, remoción y desactivación de yacimientos, una vez cumplido el ciclo productivo.


Nuestro país sí tiene en cambio una importante experiencia respecto de la recomposición de pasivos petroleros en el continente, impulsada inicialmente por las normas nacionales emanadas de la Secretaría de Energía. El cierre de operaciones reviste importancia jurídica por su relación directa con el mandato constitucional de recomponer preferentemente el daño ambiental causado y su recepción en la Ley General del Ambiente.


Muchas provincias petroleras, incluyendo aquellas con litoral marítimo, han incluido la exigencia de inventariar e implementar acciones correctivas para el saneamiento de pasivos ambientales derivadas de la actividad pretérita, con cargo a los operadores y titulares actuales de concesiones, incluso más allá de las reglas de responsabilidad civil en vigor.(80)


También, en este sentido han ocurrido avances técnicos e incluso jurídicos tendientes a incorporar una mayor flexibilidad para las acciones de recomposición, en línea con las tendencias en el derecho comparado de establecer exigencias basadas más en el desempeño que en las normas prescriptivas (Poggio, 2006).(81) Estas técnicas de encarar acciones correctivas en base al análisis de riesgo y el desempeño (o RCBA, por sus siglas en inglés), son ampliamente utilizadas en Argentina, por ejemplo, para la remediación de estaciones de servicio u otras instalaciones y sitios con potencial contaminante, en forma previa a su reconversión a otros usos.(82)


Al igual que con los otros aspectos de la actividad costa afuera ya analizadas, los marcos normativos vigentes han sido concebidos casi siempre para la actividad en tierra, exigiendo un ejercicio de interpretación y adaptación para su aplicación al mar y la plataforma continental.


El caso de la desactivación de instalaciones en el lecho del mar guarda un cierto paralelo con otra cuestión emergente y de creciente gravitación en el sector extractivo, como es el cierre de minas. El aseguramiento de las condiciones de seguridad en el cierre de operaciones mineras, la restauración de las condiciones ambientales acordadas con las autoridades mineras provinciales, junto a los cuidados y monitoreos posteriores y un régimen financiero que asegure un flujo de fondos suficientes para afrontar los gastos de cuidado post-cierre y cualquier contingencia ambiental, son cuestiones no cubiertas con precisión ni profundidad en la legislación argentina actual.


En momentos en que algunos yacimientos mineros comienzan a cerrar su ciclo productivo, la cuestión cobra relevancia y sensibilidad política, en parte por los cuestionamientos mediáticos hacia la minería, en parte por el activismo ciudadano y judicial respecto de la remediación de pasivos ambientales y en parte porque los remedios existentes en la legislación minera y ambiental, incluyendo el seguro contemplado en la Ley General, no resuelven ni aseguran los compromisos a futuro, cuando la actividad ya no genere fondos para solventar gastos que, en ciertos casos, pueden ser sumamente onerosos.


Estos desafíos se presentan también en el caso del cierre de operaciones en la plataforma continental, aun cuando hasta el momento actual y por las razones señaladas, no haya sido una cuestión prioritaria. A diferencia de los desafíos que enfrenta la actividad hidrocarburífera en el continente (ampliamente regulado a nivel nacional y provincial), o la minería, con las lagunas legislativas señaladas, el decommissioning de las instalaciones offshore se presenta con algunas particularidades desde lo normativo.


Dada la incidencia del derecho internacional y las directrices en materia de gestión emanadas de los diversos instrumentos a los cuales la República Argentina se ha adherido, en muchos casos las opciones de gestión ambiental estarán más condicionados por los tratados vigentes y la remisión que las mismas hacen a los estándares técnicos y buenas prácticas usadas, que por la existencia o no de regulaciones detalladas en el derecho interno.


Más aún, cabe recordar el principio general establecido en CONVEMAR en diferentes capítulos en cuanto a la aplicación de normas de protección, las cuales no deberán ser menos estrictas que las establecidas en el derecho internacional. El art. 211, inc. 6 establece expresamente que: “Las leyes, reglamentos y medidas nacionales no serán menos eficaces para prevenir, reducir y controlar esa contaminación que las reglas y estándares de carácter mundial....”.


Salvando las diferencias, el derecho internacional surgido de la Convención de Montego Bay, tiene un efecto muy parecido sobre los Estados signatarios que tienen las leyes de presupuestos mínimos surgidos del art. 41 de la C.N., respecto de las potestades provinciales y de la Ciudad Autónoma. Apartarse de los preceptos de CONVEMAR o las directrices y buenas prácticas elaboradas por los organismos técnicos competentes reconocidos por el Tratado, como es el caso de la Organización Marítima Internacional (OMI), constituiría, al menos hipotéticamente, un caso de violación a sus términos.


Estas consideraciones del derecho internacional tienen implicancias para las operaciones de cierre. El caso del Brent Spar ya analizado es también ilustrativo de la estrecha vinculación existente entre el derecho internacional, las buenas prácticas emanadas de la OMI u otros organismos de carácter regional, y el derecho interno de los países con actividad en la plataforma continental.


El diseño futuro de pautas de gestión de cierre de operaciones en la plataforma continental deberá tener presente el marco del derecho internacional y en especial la regla formulada en el art. 60 de CONVEMAR respecto de las islas artificiales y estructuras en la Zona Económica Exclusiva. Este art. establece en su inc. 3, in fine que: “...Las instalaciones o estructuras abandonadas o en desuso serán retiradas para garantizar la seguridad de la navegación, teniendo en cuenta las normas internacionales generalmente aceptadas que haya establecido a este respecto la organización internacional competente. A los efectos de la remoción, se tendrán también en cuenta la pesca, la protección del medio marino y los derechos y obligaciones de otros Estados. Se dará aviso apropiado de la profundidad, posición y dimensiones de las instalaciones y estructuras que no se hayan retirado completamente....”.


El criterio adoptado por el derecho internacional varió a lo largo de los años acompañando la evolución tecnológica y los avances en la exploración y producción en el mar en aguas cada vez más profundas. En la redacción de los instrumentos antecesores adoptados en 1958, la obligación de remoción total de estructuras no admitía excepciones (Gavouneli, 1995).


La modificación en el texto refleja el cambio en las realidades, la complejidad y la evolución tecnológica en la explotación de los recursos naturales en el mar a lo largo de los años intervinientes. A mediados del siglo pasado, la actividad en la plataforma continental se llevaba a cabo en aguas someras, con equipos flotantes o semisumergibles de pequeño porte en los cuales la remoción total no presentaba mayores dificultades ni entrañaba costos o riesgos excesivos (Gavouneli, 1995; Paterson, 2007).(83)


La organización internacional competente a que hace referencia el Convenio es en principio la OMI, sin perjuicio del papel que pueden desempeñar otros organismos de carácter regional. CONVEMAR sigue de esta manera la técnica legislativa de remitir, en lo que hace a los aspectos técnicos y científicos de la reglamentación marítima, en materia de seguridad o protección ambiental, a las reglas del arte y normas de desempeño. En materia de remoción de estructuras artificiales, el Comité de Seguridad Marítima de la OMI desarrolló, en 1989, directrices para su gestión al finalizar la vida útil, basados en criterios de riesgo y un análisis integral de opciones ambientales.(84)


Finalmente, en lo que hace a la remoción de estructuras, surge la cuestión de la responsabilidad subsistente de los operadores por eventuales daños al ambiente. La responsabilidad por el daño ambiental en las actividades en la plataforma continental plantea otra cuestión de delicada interrelación entre el derecho interno y el derecho internacional. Cabe recordar que el régimen de seguros obligatorios para la actividad marítima y en especial aplicables al transporte por mar de hidrocarburos, no son directamente aplicables a la actividad offshore, requiriendo un esfuerzo regulatorio a futuro, tendiente a armonizar las exigencias de la Ley General con el derecho internacional (Martin, 2003).


11. Conclusiones [arriba] 


Las exigencias normativas para la actividad en la plataforma continental son en la actualidad el producto de una serie de resoluciones dictadas por la autoridad de aplicación en tiempos pasados y teniendo como objeto principal la actividad en el continente, no la actividad en la plataforma continental con su complejidad y rasgos distintivos. Junto a estas resoluciones, coexisten una importante cantidad de regulaciones derivadas de convenios internacionales que rigen en las aguas jurisdiccionales nacionales y cuya autoridad de aplicación es hoy por hoy la Prefectura Naval Argentina (PNA), sin perjuicio de otras intervenciones sectoriales puntuales, como es el caso de la Administración Nacional de Aviación Civil (ANAC), por ejemplo, para la autorización de helipuertos.


Establecer un marco regulatorio para la protección ambiental de las actividades en la plataforma continental, permitiría resolver en forma armónica y superadora las cuestiones de concurrencia entre diferentes niveles estatales (Nación y Provincias) y entre agencias u organismos sectoriales y las reparticiones ambientales de cada nivel estadual. La concurrencia de competencias sectoriales y generales es muchas veces la causa de la duplicación de exigencias y costos administrativos, que no siempre se traduce en mejoras tangibles y concretas en el desempeño ambiental.


El contexto social actual refleja una fuerte sensibilidad y conciencia ambiental de la ciudadanía con cuestionamientos nada desdeñables hacia las actividades extractivas, tales como la minera o la energética. En este escenario, converge una creciente preocupación de la comunidad global por la calidad de los ecosistemas marinos y la reducción de la contaminación proveniente de fuentes antrópicas.


Si bien la situación actual de la industria petrolera argentina e internacional pareciera no ser conducente a una reactivación inmediata del interés offshore, las previsiones a futuro tienden a indicar una tendencia gradual de incremento del valor de los hidrocarburos y una demanda más o menos estable en el mediano plazo, incluso con una mayor valorización del gas como fuente de energía de origen fósil, más benévolo que los hidrocarburos líquidos y una opción limpia en la transición hacia una era de energías con bajo impacto en términos de carbono.


En el caso de reactivarse el interés exploratorio en el potencial de la plataforma continental, contar con un marco robusto y moderno para la protección del ambiente, parece satisfacer una necesidad estratégica importante, otorgando certidumbre y previsibilidad jurídica a inversores en una actividad que requiere cierto grado de estabilidad económica y legal.


La Ley N° 27.007 fue sancionada como un punto de partida para fomentar inversiones en nuevas fronteras y tecnologías hidrocarburíferas. Pese a que algunos borradores preliminares de la norma contenían prescripciones detalladas respecto de los aspectos ambientales de la actividad, el texto que finalmente resultó sancionado, solo enunció lineamientos generales y programáticos, vinculando a la normativa a ser dictada en el futuro, con el art. 41 de la Carta Magna.(85)


Más allá del debate referido a la conveniencia o no de establecer normas ambientales “uniformes” mediante una norma de presupuestos mínimos, hay un claro mandato político de la norma citada en cuanto a actualizar y reformular los marcos legales ambientales para la actividad petrolera. La actividad offshore sería uno de los beneficiarios más obvios de un régimen específico para la protección del ambiente. Si la misma corresponde ser encuadrada dentro de un marco normativo de presupuestos mínimos, ya sea amplia o estrechamente prescriptivo, o si amerita un modelo y técnicas regulatorias diferentes, con bases quizás más técnicas y remisiones a normas y prácticas de gestión, constituye, a nuestro entender, un interrogante abierto a discusión sobre la mesa de debate política y académica (Radovich, 2016).


Dado los avances en la tecnología y las particularidades propias de la actividad costa afuera, existen argumentos persuasivos para incorporar muchos de los elementos de un esquema de regulación ambiental, basado en el desempeño y la evaluación de riesgos, tal como se ha descripto en párrafos previos del trabajo. Este diseño se beneficiaría de los avances y experiencias más eficaces de otros países y regiones con antecedentes significativos en la actividad en sus plataformas continentales.


De hecho, el estudio de las tendencias regulatorias en materia de seguridad e higiene y protección del ambiente de algunos países con una significativa trayectoria en materia de exploración y producción en la plataforma continental, indica un vuelco hacia un modelo basado más en el riesgo, las “reglas del arte” y las pautas de desempeño en la gestión, que en los regímenes prescriptivos de mando y control. (Bennear, 2015).(86)


Un modelo regulatorio basado en criterios de riesgo y pautas de desempeño debería incorporar, además, herramientas poco utilizadas hasta ahora en la República Argentina, como es la evaluación estratégica a escala macro (a nivel de cuencas productivas, por ejemplo), y luego las más tradicionales evaluaciones ambientales para proyectos y sitios específicos. La experiencia de Colombia descripta en párrafos previos ilustra la inconveniencia de “poner en plaza” áreas de interés que son después inviables de ser desarrollados por las restricciones ambientales vigentes.


La mejor respuesta a estos conflictos entre conservación y explotación o extracción de recursos naturales pasa por un ejercicio estratégico de ordenamiento territorial que delimite las zonas sensitivas y de valor ambiental y las “saque” efectivamente del mercado económico. Esta respuesta sería, además, el más acorde a las políticas que vienen persiguiendo la actual administración nacional, (en una saludable continuidad con las iniciativas de investigación y conservación marina puestas en marcha por la administración anterior, entre 2011 y 2015), de ampliar las áreas marinas sujetas a medidas de conservación ambiental.(87)


Sería aconsejable introducir mecanismos para la revisión periódica de los procedimientos, la participación de interesados, la integración y actualización iterativa de aspectos técnicos, las buenas prácticas operacionales y los sistemas de gestión que integren los aspectos de seguridad operacional y ambiental. Estos esquemas de actualización y ajuste continúan, amén de concordar con las reglas del arte en materia de gestión ambiental y de calidad en el sentido de entablar un círculo virtuoso de mejora continúa, son de aplicación corriente en algunas de los países analizados en este trabajo, como EE.UU. o Reino Unido.


Finalmente, no puede soslayarse la importancia estratégica que tiene el Atlántico Sur, tanto en lo que hace a la disputa por la soberanía con el Reino Unido, como por las implicancias a futuro para el desarrollo de marcos institucionales para la gestión de otros recursos naturales, tanto renovables como no renovables, y que pueden ser susceptibles de aprovechamiento en la plataforma continental. Un marco regulatorio para la protección del ambiente marino deberá necesariamente tener en la mira un abanico de actividades que trasciende la hidrocarburífera.


Se trate del desarrollo de hidratos de metano, nódulos polimetálicos, generación eólica offshore, mareomotriz o incluso la conversión energética térmica oceánica (OTEC), será imprescindible contar con un marco de protección ambiental, tanto como ejercicio de soberanía política en el Atlántico Sur, como de inserción en un régimen de derecho internacional que tiende hacia los más altos estándares de desempeño ambiental en aras de proteger el patrimonio natural marino.(88)


No se puede dejar de destacar que la creciente toma de conciencia respecto de la importancia que reviste la protección de los ecosistemas marinos a nivel global, junto con la consideración especial que tienen los mares circundantes a la Antártida, pone el énfasis y obliga a los decisores políticos de nuestro país a redoblar los esfuerzos para contribuir al desarrollo sustentable del Atlántico Sur.


El diseño de marcos regulatorios ambientales sensatos, razonables, basados en la ciencia y los avances en el conocimiento técnico, constituye, a nuestro juicio una contribución necesaria para la formulación de una política energética inteligente, sostenible y con mira proactiva hacia los escenarios futuros, constreñidos por las necesidades, por un lado, de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y por otro, de lograr una diversificación de fuentes, sin dejar de lado la seguridad energética.


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Notas [arriba] 


1 El autor es abogado (Universidad de Buenos Aires, 1988), con Maestría (LL.M. Environmental Law), en King’s College, Aberdeen University, Escocia (1992); Especialización en Management Ambiental (Facultad de Ingeniería, Universidad Católica Argentina, 1993); Especialización en Derecho del Gas y Petróleo (Facultad de Derecho, Universidad de Buenos Aires, 1997). Fue Director del Suplemento de Derecho Ambiental FARN-La Ley (1994-2003), consultor externo en diversos organismos internacionales (OEA, BIRF, PNUD, FAO), Subsecretario de Medio Ambiente, CABA (1997-2000), Director General en Agencia de Protección Ambiental (APRA), CABA (2010), docente en diversas universidades de la República Argentina (UNLP, UBA, UNNE, ITBA, UCASAL, entre otras). Actualmente, se desempeña en Estudio Walsh, Abogados & Consultores Ambientales, jrwalsh@estudiowalsh.com.ar.
2 Ver en general HENDERSON, JAMES y LOE, JULIA; “The Prospects and Challenges for Arctic Oil Development”, Oil, Gas & Energy Law, N#2, 2016. Entre otras razones, muchos autores destacan que la disminución de la presencia de hielo en el Océano Ártico, a causa del cambio climático, ha facilitado las tareas de exploración en aguas anteriormente consideradas complejas por sus condiciones inhóspitas y altos costos de logística.
3 Un informe especial de la revista británica The Economist (“Oil: Breaking the Habit”, 26/11/16, pág. 6) plantea la tendencia de muchas empresas a volcar sus actividades hacia el gas y aquellas cuencas de menores costos de producción en los cuales las inversiones puedan recuperarse en un plazo de 5 a 10 años. Los yacimientos en ámbitos complejos y de alto costo como el Océano Ártico o las arenas bituminosas de Canadá, quedarían postergados en favor de cuencas marinas como las del Brasil con costos de recuperación más acordes a los precios posteriores al colapso de 2014 a 2015.
En un escenario de declinación lenta en la demanda global de crudo, el éxito y la supervivencia de muchas empresas estarán condicionados por su acceso a recursos de relativamente fácil recuperación y a bajos costos. El informe es coincidente a grandes rasgos con uno similar fechado el 23/01/16 (“Briefing: Oil & the Economy”, The Economist, págs. 17-19). La baja en los precios con posterioridad a 2015 obedece a un exceso de oferta global, acumulación de stocks y aletargamiento en las perspectivas de crecimiento en China y Europa, obligando a muchas empresas a postergar o abandonar inversiones en nuevos proyectos, particularmente aquellos de alto costo y riesgo. Tal fue el motivo de la decisión de Shell, por ejemplo, de abandonar la exploración en las aguas del Océano Ártico. Citando a Simon Flowers, economista de Wood Mackenzie, el Informe plantea la virtual inviabilidad económica de nuevas perforaciones en aguas profundas con precios internacionales inferiores a US$ 60 el barril, razón por la cual el desarrollo de nuevos yacimientos en el mar (o en otros lugares hostiles o complejos), quedarían postergados o suspendidos. Aquellos yacimientos de alto costo, ya desarrollados, como serían los del Mar del Norte, o incluso las formaciones del “présal” en las aguas frente a Rio de Janeiro, seguirían en producción en virtud de los altos costos involucrados en el cierre o shut down de los mismos. Sencillamente, es más económico mantener una instalación en producción, (aún con márgenes estrechos o incluso negativos), que incurrir en onerosos desembolsos para su cierre.
4 El conflicto con Gran Bretaña por las islas y la situación de los isleños en los años que sucedieron a la Guerra del Atlántico Sur vio un dramático incremento en sus ingresos y nivel de vida, a raíz del fuerte crecimiento de la actividad pesquera, el turismo y las expectativas asociadas a la actividad petrolera. Indirectamente y como consecuencia del conflicto, los habitantes de la isla se han visto beneficiados económicamente, hecho que incorpora un elemento más de complejidad en las negociaciones diplomáticas que se puedan llevar a cabo sobre la soberanía.
5 Corresponde un agradecimiento a aquellos referentes que brindaron su tiempo y conocimiento para enriquecer la presente investigación, en especial a los integrantes de la Comisión de Medio Ambiente y Seguridad del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), Germán Fernández Lahore, Director de Asuntos Jurídicos de YPF, diversos referentes del equipo offshore de Total Argentina, Eduardo Zapata de IAPG y CEARE, Universidad de Buenos Aires, sin perjuicio de muchos otros referentes del ámbito académico.
6 La investigación encarada por Francisco Olivera coincide con las apreciaciones de Lapeña, respecto de que las mayores inversiones en exploración y los hallazgos más significativos de nuevos yacimientos fueron llevados a cabo por YPF, siendo esta firma estatal e insignia de la política energética nacional. Olivera cita a referentes empresarios que admiten esta circunstancia y señalan la importancia del rol estatal en la promoción de actividades “de frontera” como fuera el caso de los descubrimientos en la plataforma continental brasileña de manos de Petrobras.
7 Guadagni, en un trabajo académico presentado en España en 2012, mantiene una posición fuertemente crítica hacia la política energética de la Administración Kirchner, en particular hacia la iniciativa tendiente a la expropiación de la participación de REPSOL en YPF en ese mismo año. La reversión de esta política es clave para atraer inversiones de riesgo y a largo plazo en el sector energético, a cuyos efectos la seguridad jurídica y la estabilidad macroeconómica son esenciales. Ver GUADAGNI, ALIETO ALDO, “YPF y el autoabastecimiento de hidrocarburos en Argentina”, Real Instituto Elcano, Madrid, 27/04/2012 http://www.realin stitutoelcan o.org/wps/ portal/rielca no_es/ contenido ?WCM_GLOBA L_CONTEXT=/ elcano/elcano_ es/programas/e nergiacambiocl imatico/publica ciones/ ari34-2012. El autor del presente trabajo también ha tenido una posición crítica hacia la decisión de expropiar la participación de REPSOL en YPF, en base no solo a argumentos de seguridad jurídica, sino a cuestionamientos ambientales y de carencia de una política energética sustentable a largo plazo. (Ver “La Expropiación de YPF y la Política Energética”, La Ley, Suplemento Actualidad, Buenos Aires, 10/05/2012).
8 Ver  http://www.iap g.org.ar/ web_iapg/c otizacion es-historicas. El Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) pondera una canasta de crudos que incluye el WTI y el Brent, junto a otras plazas.
Conforme a la estadística de NYMEX, el pico más alto del crudo se produjo en julio de 2008 con un pico de US$ 145,29. (Ver http://www.fedpri merate.co m/crude-oil-pr ice- history.h tm#wti-cr ude-oil-all - time-high).
9 El autor del Informe Especial de The Economist plantea tres interrogantes que afectan al sector hidrocarburífero y sus perspectivas para la actividad futura. Estas son: ¿Hasta qué grado asumirá la industria que el cambio climático representa un desafío crucial e invertirá recursos y esfuerzos en energías alternativas, o llevará a cabo una lucha por un futuro basado en combustibles fósiles? ¿Qué posición tomará el sector financiero respecto del cambio climático como amenaza para la actividad? Y finalmente: ¿hasta qué punto estarán los consumidores globales a alterar sus patrones de consumo, por ejemplo, optando por el reemplazo de motores a combustión interna, por vehículos eléctricos?
10 El autor en su extensa obra sobre la industria petrolera alude al fenómeno enunciado por Marion King Hubbert en 1956, en donde, se produciría el punto máximo de extracción de hidrocarburos y luego su gradual declinación. En la actualidad, el término se utiliza más como una referencia para ilustrar la gradual disminución de la dependencia global de los combustibles fósiles, frente a la emergencia de alternativas renovables.
11 La alternativa plantea una innovación tecnológica de almacenamiento en donde se utiliza la energía de fuente renovable, generada en períodos de exceso de oferta para separar O2 de H mediante electrólisis, para luego generar metano con el C proveniente de la captura y almacenaje en otras operaciones (petroleras o de generación convencional) y, luego, inyectar a la red o utilizar para la generación eléctrica en períodos de fuerte demanda o faltante por intermitencia de las fuentes renovables.
12 En este campo, existen debates y polémicas por el papel que pueden jugar los bioplásticos (polímeros basados u obtenidos de origen agrícola o forestal) como sustitutos de los petroquímicos derivados del petróleo. El planteo excede con creces los alcances del presente trabajo pero debe ser contemplado en cualquier análisis estratégico de la política energética.
13 Es el caso de las inversiones de Rosneft y Sinopec para el desarrollo conjunto del bloque Sajalín-3 en aguas del océano pacífico es un ejemplo de esta cooperación económica, como también las inversiones definidas desde 2010 para el desarrollo de yacimientos de gas en Siberia Oriental. Las economías de ambos países son complementarias y el intercambio es de conveniencia mutua, si bien ha habido fricciones por los criterios de fijación de precio del gas, ya sea en base a la referencia del crudo o del carbón, conforme a las preferencias de uno u otro país. La integración energética permite además un acceso mejor y más sencillo de los hidrocarburos rusos a otros mercados del sudeste asiático (Ver SIDORENKO, TATIANA, Op. Cit. págs. 76-78). Si bien China ha efectuado una apuesta estratégica hacia las energías renovables, en parte por razones ambientales, en parte con el fin de promover una industria con perfil tecnológico y capacidad exportadora, los hidrocarburos siguen ocupando un lugar relevante en su matriz energética, incluso para el futuro mediato.
14 Entrevista con Germán Fernández Lahore, Director de Asuntos Legales YPF. En la década anterior, en coincidencia con mayor demanda y altos precios de crudo, la demora y lista de espera para la contratación de plataformas era larga y costosa, constituyendo una barrera adicional a la actividad en la plataforma continental.
15 La expresión en inglés “use it or lose it” resume con claridad el dilema de la industria energética en general y del sector fósil en particular, frente a un escenario de una economía descarbonizada donde los hidrocarburos pierdan sustantivamente el valor estratégico que han tenido en los últimos dos siglos conocidos como la “era de los hidrocarburos”, como la denominó Daniel Yergin en su obra célebre, ganadora del premio Pulitzer “The Prize” (Free Press, Nueva York, 1992).
16 La República Argentina presentó su propuesta para delimitar la Plataforma Continental en 2009, siguiendo las directrices de la Comisión de Limites de la Plataforma Continental (CLPC) creado por el CONVEMAR. Mediante la Ley N° 24.815 se creó la Comisión Interministerial de la Plataforma Continental (COPLA) para elaborar los estudios y antecedentes requeridos para su presentación formal ante ONU, de acuerdo a los arts. 76-85 de la citada Convención. La Presentación de Argentina fue efectuada en 2009 y finalmente adoptada por la CLPC en marzo de 2016 por consenso de sus expertos integrantes, luego de varios años de esfuerzo coordinado entre el sector público y privado y aportes invalorables de instituciones académicas.
17 Declaración de los países del MERCOSUR respecto de la prohibición de ingreso de buques que enarbolen el pabellón de las islas a los puertos de sus integrantes (20/12/2011)
18 Cabe destacarse, tal como señalan Ramos y Turic en la introducción de su obra, los antecedentes impulsados por Juan José Nágera, en la reivindicación de los derechos de la República Argentina sobre el “mar epicontinental” basado en la doctrina del Mar Libre en 1927. Nágera fue pionero en la descripción de la plataforma continental argentina.
19 Ver las Metas de Desarrollo Sustentable de la ONU. Se contempla la creación de áreas protegidas marinas equivalentes al 10% de la superficie marina para el 2020. Las metas del desarrollo sustentable hacen fuerte hincapié en CONVEMAR como el marco para la protección del ambiente marino  http://www.un.org /susta inabledev elopment/ es/oceans/. Argentina ha mostrado muestras de una política proactiva de creación de áreas protegidas marinas en línea con los objetivos señalados. Por ejemplo, la Ley N° 26.875 creó la Reserva Marina Banco Burdwood o Namuncurá, primera reserva de sus características, e integrante del Sistema Nacional de Áreas Marinas Protegidas, creada por Ley N° 27.037 en 2014. (Entrevista con el Ing. Luis Basterra, ex Presidente de la Comisión de Ambiente de la HCDN)  http://www.ambie nte.gov.a r/archivos/we b/GTRA/file/ áreas% 20protegidas/ DOCUM ENTO%2 0BANC O%20BU RDWOOD % %202013 %2 0FINA L.pdf * (Ultimo acceso25/11/16).
20 Dialogo con la Embajadora Frida Armas Pfirter en la presentación efectuada en la sede del IAPG, Buenos Aires, septiembre 2017.
21 Ratificado por Ley N° 15.802.
22 La importancia de contar con “reglas ambientales claras” que consolide la seguridad jurídica ha sido remarcado por algunos expertos referentes consultados. Dada la envergadura de las inversiones comprometidas y el riesgo geológico implícito en la actividad costa afuera, cuanto mayor claridad y certeza exista en el marco jurídico aplicable a la misma, mejores serán las condiciones de inversión (Entrevista con Germán Fernández Lahore, Director de Asuntos Jurídicos, YPF).
23 Este tipo de control prescriptivo para actividades relativamente “estandarizadas” posee claras ventajas, tratándose de un universo grande de sujetos o instalaciones a ser controlados con semejanzas entre sí. La normalización de los controles y su sujeción a parámetros y pautas generales facilitan el seguimiento y disminuyen la discrecionalidad administrativa en el seguimiento. Las exigencias aplicables a estaciones de servicio, comercios, o establecimientos alimenticios de baja complejidad que generan, por ejemplo, efluentes con alto contenido orgánico, pueden ser sistematizados con controles prescriptivos uniformes y estandarizados. La situación es bien diferente, tratándose de actividades complejas, altamente dependientes de las condiciones del lugar o la tecnología a ser usada. Es el caso de actividades bastante singulares y sitio-específicos, como es la actividad offshore u otros emprendimientos de alta complejidad, tales como la generación hidroeléctrica o nuclear. Pueden considerarse también los estudios profundos de Cass Sunstein, referidos a la evaluación de riesgo y los análisis de costo-beneficio en la elaboración de normas ambientales de corte técnico (Ver, en general, “Riesgo y Razón: Ley, Seguridad y Medioambiente”, Editorial Katz, Buenos Aires, 2006).
24 Entrevista y diálogo con Eduardo Zapata, representante de la Comisión de Asuntos Legales de IAPG y docente del Centro de Estudios para la Regulación Energética (CEARE).
25 La Ley N° 27.007, modificatoria de la Ley N° 17.319, contiene una referencia genérica en su art. 23 a la elaboración de pautas ambientales basadas en el concepto de las “mejores prácticas”: “...propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente...”.
26 Es el caso de la perforación horizontal direccionada, la cual permitió alcanzar profundidades inconcebibles en etapas pasadas, o de la fractura hidráulica, técnica que ha permitido el desarrollo de recursos inviables en el pasado por no tener la tecnología a mano.
27 Fueron varios los pozos exploratorios ensayados entre 1969 y 1972, incluyendo el primero de ellos a 3253 msnm, perforado por Sun Oil (Pozo SBIII-Samar D-x-1). Fueron varias las empresas activas en las tareas en la Cuenca del Salado y del Colorado, destacándose además de Sun, a Union Oil, Phillips, Amoco y Hunt. Los esfuerzos se concentraron en estas cuencas, en parte considerando su relativa proximidad a los mayores centros de consumo en el continente. En el Golfo San Jorge, la exploración se centró en detectar posibles prolongaciones de los yacimientos en el continente, participando entre otros, las empresas AGIP, Sinclair y Tennessee, con un total de 17 pozos perforados. Si bien algunas perforaciones fueron exitosas (Marta x1, Marta x2 y Petrel x1), los hidrocarburos obtenidos fueron considerado carentes de valor comercial.
28 La Plataforma Mosconi, operada por YPF perforó pozos exploratorios en la Cuenca del Salado (Puelche y Ranquel) a una distancia de 200 km de la costa bonaerense, sin éxito, pero con obtención de información geológica de alto valor. YPF también perforó en la Cuenca Austral.
29 Las actividades de Total a partir de 1981, junto con sus asociados Deminex y Bridas, llevaron al descubrimiento de los yacimientos Ara, Aries, Lobo y Vega. Al año siguiente, se descubren los yacimientos Hydra, Argos, Carina y Pléyade, todas en la cuenca Austral. Luego de estos descubrimientos en 1982, la puesta en producción se dio recién en 1989. A estos hallazgos exitosos en la Cuenca Austral, cabe añadir los resultados positivos de Shell y Sipetrol en el Estrecho de Magallanes.
30 Los dos descubrimientos más importantes fueron los pozos Exxon Calamar (500 m3/d de petróleo) y Exxon Salmón (600.000 m3/d de gas). Si bien las reservas no fueron consideradas suficientes para justificar un desarrollo comercial, permiten considerar al área de Malvinas como una cuenca petrolífera.
31 En 2013, las Resoluciones N° 456, 457, 458 y 459 de la Secretaría de Energía impusieron inhabilitaciones de 20 años a las firmas Rockhopper, Borders & Southern Petroleum, Desire Petroleum, Argos y Falkland Islands Oil & Gas por violar la soberanía nacional (BO 23/08/13). Las sanciones mantienen su vigencia actual, pese a un clima de mayor distensión bilateral con Gran Bretaña y un acercamiento de posiciones entre ambos países, sin que ello conlleve a la renuncia o menoscabo de la posición argentina respecto de la soberanía (Ver también nota de Martín Dinatale, La Nación, 12/02/17, pág. 15).
32 Ver “Las Empresas y el Offshore en la Argentina”, Revista Petrotecnia, Año XVIII, Nº 3, págs. 8-14. Diversos ejecutivos de empresas activas en el offshore responden a una encuesta de la publicación especializada del IAPG. Existe coincidencia en el diagnóstico respecto de la necesidad de contar con un marco jurídico de reglas claras, precios de la energía que permitan planificar inversiones y reguladores independientes. La nota, escrita en 2002, mantiene en los argumentos centrales, su vigencia pese al tiempo transcurrido.
33 Ver Resoluciones N° 13/17 y 19/17 del Ministerio de Energía y Minería, ambas publicadas en el Boletín Oficial del 07/02/17.
34 La convocatoria interesó a 4 firmas consultoras: Estudios Bonaerenses, McKinsey, Price Waterhouse y Bain & Company Argentina. Los términos de referencia del requerimiento del Ministerio de Energía y Minería incluyen entrevistas a los principales interlocutores del sector (YPF, British Petroleum, Statoil, Shell, Panamerican Energy, Wintershall, ExxonMobil, Pampa Energía, Tecpetrol, Enap- Sipetrol), con el fin de explorar el interés que existe, potencial y atractivo geológico, marco regulatorio y “competitividad” del régimen fiscal. El estudio apunta a identificar las condiciones bajo las cuales el sector privado se encontraría dispuesta a invertir en la plataforma continental argentina, incluso en lo que atañe a aquellos cambios en el marco regulatorio que sean necesarios para alentar la actividad. Ver Fernández Blanco, Pablo “Reactivan la Búsqueda de Petróleo y Gas en el Mar Argentino”, La Nación (Sección Economía), pág. 22, 04/02/17.
35 MAXIMILIANO TURIC, ANTONIO NEVISTIC y GUSTAVO REBAY en “Geología y Recursos Naturales de la Plataforma Continental”, Capitulo 22 de la obra colectiva “Geología y Recursos Naturales de la Plataforma Continental Argentina” de Ramos y Turic, pág. 421. Los autores destacan como promisorios las aguas del talud continental, en zona de quiebre continental en el tercio superior y en profundidades de aguas que alcanzan los 1500 m de profundidad.
36 Ver “El Diario de Madryn”, 29/08/15, http://eldiariode madryn.c om/2015/ 08/la-explotaci on-offshore-  seria -una-opcion-a-la-crisis-del-crudo/.
37 Es el caso de la Convención OSPAR (en vigencia desde 1998), instrumento que reemplazó los acuerdos de Paris y Oslo para la protección del Mar del Norte.
38 Argentina tiene acuerdos bilaterales con Chile (Ley N° 24.105) y Uruguay (Ley N° 20.645, Tratado del Rio de la Plata y su Frente Marítimo Común), referidos a la protección ambiental, pero revisten características generales. El Acuerdo Ambiental del Mercosur (Ley N° 25.841) también representa un marco general para la elaboración de políticas ambientales regionales. Ninguno contempla específicamente las cuestiones de la actividad petrolera en las plataformas continentales, aunque los términos del acuerdo que crea el Tratado del Río de la Plata han sido invocados en los estudios de factibilidad y procedimientos de EIA para actividades exploratorias en aguas uruguayas.
39 Aprobado por Ley N° 24.295.
40 Aprobado por Ley N° 24.375.
41 Aprobado por Ley N° 24.543.
42 En función de estos arts., la PNA, por ejemplo, dictó la Ordenanza Marítima 12/97, estableciendo zonas de protección especial en el litoral marítimo argentino. En la provincia de Tierra del Fuego, estas zonas incluyen la Bahía San Sebastián, pero en una distancia de 6 millas marinas desde la costa (Ver Anexo I, Ordenanza Marítima 12/97, Plano11).
43 El protocolo de 1996 a la Convención de Londres modifica el sistema de autorizaciones con la adopción del mecanismo de “Lista Positiva”, prohibiendo todo vertido, salvo de aquellas sustancias expresamente autorizadas en el Anexo. El Protocolo entró en vigencia en marzo de 2006; sin embargo, la República Argentina aún no la ha ratificado (Fuentes: www.pna.gov.ary http://www.imo. org/es/ourwor k/enviro nment/lc lp/paginas/def ault. aspx).
44 En “Total Austral S.A. v. Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico” (CSJN, T 39. F. XXXV) y “Pesquera del Atlántico Sur S.A. v. Provincia de Santa Cruz” la Corte Suprema de Justicia interpretó que las pretensiones provinciales “de máxima” excedían las atribuciones locales en espacios reservados a la jurisdicción nacional. El dominio sobre la zona económica exclusiva y la plataforma surge del derecho internacional y recae en cabeza de la Nación, en representación de todas sus jurisdicciones. La solución, congruente con el derecho internacional, fue planteada por otra parte por el propio Congreso de la Nación en la Ley N° 24.145 (Federalización de Hidrocarburos), siendo ratificada sin más controversias en las posteriores modificaciones a la Ley de Hidrocarburos (Leyes N° 26.197 y N° 27.007)
[1*] Por intermedio de esta Resolución, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó en su Anexo I, las “Normas para la Presentación de los Estudios Ambientales Correspondientes a los Permisos de Exploración y Concesiones de Explotación de Hidrocarburos”, aplicable tanto para las áreas continentales como para la plataforma marina, dejando sin efecto la Resolución SE 252/93 que aprobó las Guías y Recomendaciones para la Ejecución de los Estudios Ambientales y Monitoreos de Obras y Tareas vigentes a ese momento.
45 Existen otros términos, tales como “factibilidad ambiental” (Formosa, Ley N° 1060), “Certificado de Aptitud Ambiental” (Buenos Aires, Ley N° 11.459). Algunos regímenes mantienen el esquema administrativo del silencio o falta de pronunciamiento formal como un consentimiento tácito. La Resolución N° 338/12 de la Secretaría de Energía, norma específica diseñada para la habilitación de terminales portuarias de regasificación, sigue el modelo de aprobación tácita, si transcurrido 90 días de la presentación de los estudios ambientales, la autoridad no se pronuncia formalmente. Esta norma, sin embargo, sí explicita la obligatoriedad de dar cumplimiento a todas las exigencias provinciales y aún municipales en vigor, incluyendo las instancias de participación ciudadana.
46 A partir del dictado de esta norma, se derogó el procedimiento anterior que se encontraba regulado por la Resolución SE 342/93, aunque mantuvo la vigencia de los artículos que regulan los planes de contingencia.
47 Los artículos de la norma referidos a los plazos y formato de presentación de los planes fueron derogados con la sanción de la Resolución N° 24/04 de la Secretaría de Energía.
48 La plataforma era en ciertos aspectos un caso testigo único. El Brent Spar era una boya flotante utilizada para el almacenamiento de crudo en alta mar, hasta tanto las operadoras del yacimiento, las empresas Shell y Esso pudiesen construir un oleoducto hasta terminales costeras. Su peso en tierra era de 14.500 toneladas, una altura de 140 m, una capacidad de almacenaje de 50.000 tn y un arqueo de 65.000 tn. Los daños sufridos a lo largo de su operación tornaron complejas y de alto riesgo la alternativa de un desmantelamiento y disposición en tierra, incluso con altos riesgos de contaminación por los lodos que no pudieron ser extraídos de los tanques (Ver Paterson, John, pág. 158).
49 El Concepto de BPEO o Best Practical Environmental Option fue acuñado por la Royal Commissionon Environmental Pollution en su doceava informe de 1988. Las comisiones reales son comisiones de expertos convocados con el fin de relevar, analizar o elaborar políticas públicas para la consideración tanto del Parlamento, como de la administración pública. Por sus características, son entidades pluralistas, altamente consideradas desde su perfil científico y académico.
50 Ver el trabajo financiado por la Unión Europea titulada “Final Report: Work Package 2 Case Studies” como parte de la iniciativa RISKGOV (www.risk gov.com/d ocument s/html). La ONG Environmental Council tiene perfil independiente y persigue la solución a conflictos ambientales mediante el diálogo intersectorial.
51 La facilitación o mediación del Diálogo de Interesados involucró una diversidad de propuestas técnicas elaboradas por consultores convocados por la iniciativa, desde una lista inicial de 21 empresas, reduciéndose luego a una lista corta de 11 propuestas y finalmente a dos alternativas, la original de disposición en alta mar y que obtuvo la aprobación gubernamental siendo considerada la mejor opción ambiental y otra de reutilización como alargue del muelle de Mekjarvik próximo a Stavanger en Noruega. La evaluación sopesó, luego de considerar la factibilidad técnica, los impactos ambientales en primer lugar, luego las consideraciones de seguridad y finalmente los aspectos económicos. Entre los criterios ambientales se consideraron cuestiones como el balance energético, emisiones gaseosas, uso de recursos, residuos generados y su contención, efectos ecosistémicos, estéticos y los sistemas de gestión ambiental usados por las empresas. Luego de concluir con el reúso del Brent Spar y auditado su gestión completa, se constató que el balance energético originalmente previsto como positivo no resultó tal y que los costos efectivos de la gestión duplicaron los originalmente presupuestados (Ver, Paterson, John, “Decommissioning of Offshore Installations”, en obra citada, págs. 162-163).
52 Puede citarse como ejemplo el caso del Extractive Industries Transparency Initiative (EITI), https://eit i.org, relacionado no solamente con las cuestiones ambientales, sino también con aspectos sociales y de transparencia.
53http://eurlex.europ a.eu/LexUri Serv/LexU riServ.d o?uri= OJ:L:2013:178: 0066:0 106:E N:PDF.
54 Ver sitio oficial de la Convención: https://www.ospar.org/work-areas/oic/installations.
55 Ley N° 13 de 1981 con enmiendas introducidas en 1999. (Ver http://ww w.ptil.no/getfi le.php/13 5311/Regelv erket /Fo rurens ingsl ovene.pdf).
56 Ver http://www.ps a.no/pdf s-of-regula tions/cat egory934 .html.
57 Outer Continental Shelf Lands Act, Public Law 212, Ch. 345, 67 Stat. 462, 43 U.S.C. 1331-1356a.
58 Orden Ejecutiva 13543 del 21/05/ 10, creador de la National Commission on the BP Deepwater Horizon, Oil Spill and Offshore Drilling.
59 Hasta el siniestro del Deepwater Horizon, el derrame más serio en el Golfo de México se había producido dos décadas antes, con la pérdida del Ixtoc-1 en 1979.
60 La opinión pública fue muy crítica a la respuesta de British Petroleum, cuestionando seriamente sus antecedentes y la seriedad de su gestión ambiental y de seguridad. La empresa venía de sufrir un incendio en su refinería de Texas en 2005, con 15 víctimas fatales, y un derrame de casi 5000 barriles de crudo, un año después en un oleoducto de Alaska operado por la empresa.
61 Conforme a las entrevistas realizadas por el semanario prestigioso “The Economist”, el temor más importante de los inversores energéticos en general eran las consecuencias imprevistas de los litigios de responsabilidad por daños ambientales con responsabilidad estricta e ilimitada. A estos efectos la propia operadora se comprometió a conformar una cuenta fiduciaria o cuenta “escrow” de US$ 20000 millones para hacer frente a los diversos reclamos.
62 http://www.b oem.g ov/Regu latory-R eform/.
63 http://www. bsee.gov/R egulations-a nd-Guidan ce/Safety -and-Env ironment  al-Manage ment-Systems-- - SEMS/S afety-and- Environm ental-Mana gement-Syste ms---SEMS/.
64http://www.pl analto.gov. br/ccivil_ 03/_Ato20 07-2010 /2010/L ei/L123 51.htm. La norma fue modificada en 2016, con la sanción de la Ley N° 13.365.
65 Entrevistas con José Goldemberg y David Zilbersztajn, expertos ambientales y energéticos contactados por el semanario británico.
66 El bloque Tayrona fue el primero otorgado en permiso por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la exploración en aguas del Caribe. El Pozo Orca-1 fue perforado exitosamente en este bloque operado por Petrobras en asociación con Ecopetrol y Repsol, con una profundidad de 4,243 metros, en aguas con profundidades superiores a los 600 metros. Los hallazgos de gas, según Ecopetrol, la empresa pública colombiana, confirman el potencial de producción de hidrocarburos de estas cuencas de “frontera” en aguas relativamente profundas de la plataforma continental colombiana. Ver http://www.offsh oreenergyt oday.co m/petro bras-makes- gas-discov ery-offshor e-colombia/.
67 La ronda Colombia 2010 adjudicó bloques en las aguas costeras y plataforma continental, quedando suspendidas las aledañas al Archipiélago San Andrés, Providencia y Santa Catalina por las polémicas desatadas ante los riesgos para los arrecifes de coral, sujetos a protección en virtud de algunos capítulos del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014 aprobado por Ley N° 1450 del 2011. El art. 207 de la norma dispuso dar protección a los arrecifes de coral y manglares costeros prohibiendo entre otras, las actividades mineras y de desarrollo hidrocarburífero. En función de ello, no se suscribieron 10 contratos referidos al total de 78 bloques licitados, luego de realizar estudios detallados de las restricciones ambientales vigentes para las mismas. Tal como señala Muñoz Cabrera (op.cit. pág. 90): “... no se entiende como se hacen ofrecimientos de espacios con algún tipo de restricción, por razones de protección ambiental u otras, generando situaciones similares al Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina...el hecho de haberlos ofrecido ha despertado el apetito de inversionistas que ante el potencial económico que allí detectan muy posiblemente continuarán buscando la forma de lograr que sean “liberados” de esas restricciones para poder explotarlos” El comentario no hace más que resaltar la importancia que reviste la planificación estratégica de las actividades offshore.
68 Decreto Ley N° 2324 de 1984 con sus enmiendas.
69 El análisis de la eficacia de los marcos regulatorios, los costos asociados a su acatamiento en función de los beneficios ambientales, como también la factibilidad técnica de ser cumplido y controlado, excede los alcances del presente trabajo. En Argentina, no existe una tradición de evaluación o análisis de impacto regulatorio que pondere los costos, la tecnología, la factibilidad de control y el impacto sobre la competitividad del sector regulado, como tampoco existe (más allá de algunos casos excepcionales) procedimientos para la evaluación de riesgos. Algunos organismos (ANAC, ARN) han iniciado la formalización de procedimientos para la elaboración participativa de normas en base al Decreto PEN 1172/03, pero son regímenes excepcionales.
70 Ver Fernández Blanco, Pablo. “Reactivan la Búsqueda de Petróleo y Gas en el Mar Argentino”, La Nación (Sección Economía), pág. 22, 04/02/17.
71 La experiencia práctica y profesional respecto de la cuestión de la aplicación de normas nacionales y provinciales, termina casi siempre en aceptar como un hecho inevitable la coexistencia de ambos marcos normativos (y la consiguiente duplicación de trámites y presentaciones) por la interdependencia que existe entre la actividad offshore y los servicios de apoyo logístico en tierra. Un yacimiento offshore en aguas jurisdiccionales nacionales con un gasoducto que acomete en un puerto provincial inevitablemente termina siendo interjurisdiccional, al igual que la recepción de barros y residuos en puerto o la habilitación de un puerto para servicios de logística o apoyo. El mismo sentido común indica y aconseja concertar reglas comunes para la actividad en su conjunto.
72 Las conclusiones del Informe Deep Water, por ejemplo, dan como ejemplos de modelos de control basado en el desempeño y criterios de riesgo, a la industria nuclear, la aviación civil y las pautas de seguridad aplicadas por la marina norteamericana en su flota de submarinos nucleares.
73 La literatura técnica es abundante en cuanto a referencias técnicas. Ver, por ejemplo de la JOINT NATURE CONSERVATION COMMITTEE (JNCC) “Guidelines for minimising the risk of injury and disturbance to marine mammals from seismic surveys” (Versión abril 2017), Aberdeen, Reino Unido. Las directrices fueron elaborados por la JNCC, una statutory consultee, como ha sido descripto, con el fin de facilitar la integración de las consideraciones planteadas en las Directivas de la Unión Europea en materia de conservación de especies y hábitats protegidos e implementadas en la legislación británica (enmiendas de 2007 y 2009 a las regulaciones de 1994 sobre Hábitats Naturales y la Offshore Marine Conservation Regulations de 2007, enmiendas 2009 y 2010). Ver también NOWACEK, DOUGLAS y SOUTHALL, BRANDON “Effective planning strategies for managing environmental risk associated with geophysical and other imaging surveys”, IUCN, 2016, también NOWACEK y otros. “Responsible Practices for Minimizing and Monitoring Environmental Impacts of Marine Seismic Surveys with an Emphasis on Marine Mammals”, Revista Aquatic Mammals 2013, 39 (4), 356-377, DOI 10.1578/AM.39.4.2013.356). Ver también de la Oficina de Recursos Protegidos de la NOAA y la National Marine Fisheries Service “Final Scoping Report for EIS Environmental Impact Statement on Effects of Oil & Gas Activities (Seismic and Exploratory Drilling) in the Arctic Ocean”, Washington, NOAA, 2010.
74 La Resolución N° 13/17 del Ministerio de Energía y Minería efectuó permisos para esta modalidad. El reconocimiento superficial no implica, conforme a la Ley de Hidrocarburos (Ley N° 17.319 y modificatorias N° 26.197 y N° 27.007), el otorgamiento de derechos exploratorios, ni menos una concesión de explotación, limitándose los derechos de la empresa a la realización de estudios de prospección sísmica en la plataforma y talud continental en el Mar Argentino, con la consiguiente obligación de generar información para una mejor evaluación de los recursos del lecho marino.
75 El estudio de la Universidad de Aberdeen analizó en detalle las diferentes hipótesis de conflicto entre buques pesqueros y la actividad petrolera, con énfasis en la pérdida de acceso de jure, por la existencia de restricciones por seguridad de la navegación, y pérdida de acceso de facto por la incompatibilidad de pescar en zonas con actividad hidrocarburífera. El estudio no analizó otros aspectos negativos como los derrames en zonas de carga en el mar, fugas de crudo en boca de pozo, blowouts o la presencia de basura y restos de equipos en el lecho marino. También menciona, aunque no profundiza algunos impactos socioeconómicos, como el incremento en la demanda y costos de los servicios logísticos en tierra, en general más perjudiciales para el sector pesquero.
76 La Resolución N° 91/2003 de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación aprobó el Documento final de la Estrategia Nacional de Biodiversidad, la que tiene entre sus objetivos aumentar el nivel de exigencia de las normas de EIA de aquellas actividades que puedan afectar la diversidad biológica y establecer mecanismos para la inserción de pautas de conservación de la biodiversidad en el diseño de otras políticas sectoriales, siguiendo lo establecido en art. 14 de la CDB. La Estrategia fue actualizada en 2017 mediante la Resolución N° 151 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable (MAyDS), incorporando las Metas de Aichi adoptadas por la Conferencia de las Partes en esa ciudad japonesa. La Meta 11 de Aichi se correlaciona con la Meta 3 de la ENB y el Plan 2016-2020, tal como ha sido receptada por Argentina, planteando llegar a someter a medidas de conservación o protección para un 4% del mar territorial nacional para el 2020, sin perjuicio de considerar deseable alcanzar un 10%. La Convención de Diversidad Biológica fue aprobada por Ley N° 24.375, establece áreas temáticas de acciones tendientes al logro de sus objetivos por parte de los Estados. Entre las decisiones de la Conferencia de las Partes, se adoptó el criterio de uso sustentable de los recursos vivos marinos, conocido como el Mandato de Yakarta, y los principios básicos de los programas de trabajo, que involucra los efectos de las actividades extractivas en dichos recursos.
77 Estas consideraciones son igualmente aplicables a las perforaciones y pozos exploratorios y de ensayo.
78 La Resolución N° 951/15 derogó la parte pertinente (Capítulo IX) a las instalaciones costa afuera contenidas en la Resolución N° 1460/06 de la ex-Secretaría de Energía. Adoptó como estándar técnico una norma noruega (DNV-OS-F101, versión 2012), remitiendo también a las mejores prácticas de la industria. Con posterioridad, en 2017, la Resolución N° 120 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos adoptó una metodología similar para los ductos en el continente, incorporando normas técnicas y también evaluaciones de riesgo.
79 La Resolución SE 338/12 requiere un esquema de certificaciones independientes referidas a cuestiones de diseño, seguridad y protección ambiental, a cargo de empresas o profesionales asociadas a sociedades de clasificación internacional con acreditada trayectoria en materia de GNL y terminales similares. Cabe recordar que la remisión a la labor de las sociedades de clasificación se encuentra en línea con el régimen asegurador marítimo o de prevención de la contaminación marina. Son exigibles los siguientes certificados: A) Certificado de Diseño, correspondiente a la verificación satisfactoria del proyecto y de la Ingeniería Básica y de Detalle, previa revisión de los Análisis de Riesgos y Estudios Ambientales del emplazamiento. B) Certificado de Materiales y Equipamiento, corresponde a la inspección satisfactoria de materiales, componentes y equipos principales. C) Certificado de Instalación, corresponde a la inspección satisfactoria del pilotaje, la construcción, y emplazamiento de las instalaciones. (Se estima que esta exigencia será reemplazada con las certificaciones emitidas respecto del casco según REGINAVE) D) Certificado de Operación Segura e Informe Final, corresponde a la verificación satisfactoria de las pruebas y ensayos sectorizados y posterior puesta en marcha de las instalaciones. La norma contempla plazos perentorios para la presentación de estas certificaciones en función de los avances de la obra. El art. 6 establece: “....La Terminal deberá contar con certificados expedidos por una Sociedad de Clasificación -o compañías asociadas a las mismas- con pericia reconocida en instalaciones de gas y petróleo, miembro de la INTERNATIONAL ASSOCIATION OF CLASSIFICATION SOCIETIES LTD. (IACS). La Sociedad de Clasificación o sus compañías asociadas deberán acreditar ante la Autoridad de Aplicación, la idoneidad y experiencia suficientes para emitir los certificados exigidos por la presente normativa...”.
80 Ver, por ejemplo, Ley N° 3117 de la Provincia de Santa Cruz, referida a las condiciones exigibles en las prórrogas de concesiones hidrocarburíferas, o la Ley N° 2689 de 2004 que estableció un Programa de Saneamiento Ambiental de pasivos derivados de la actividad hidrocarburífera. El régimen pone en cabeza de las empresas operadoras el compromiso del relevamiento y la confección del programa de saneamiento. La norma no hace una mención específica a la actividad costa afuera. En Chubut, la Ley N° 5843 creó un Registro para la Gestión Ambiental Petrolera, dentro del marco del régimen general de protección ambiental y en coincidencia con el Decreto N° 993/07 reglamentario del Código Ambiental (Ley XI-35, ex 5439). La Ley XVII-102 de Chubut establece el régimen de hidrocarburos provincial, en línea con lo establecido en la Ley N° 26.197 y las tendencias políticas vigentes en materia energética en la última década. Varios artículos hacen referencia a las exigencias ambientales (arts. 7; Planes de gestión ambiental debidamente caucionados y con seguro ambiental de corresponder, 12, procedimiento de EIA, art. 35; planes de inversión ambiental, arts. 37 y 48; remediaciones ambientales y de pasivos, el último en el caso de prorrogas, art. 67; conformidad previa de la autoridad ambiental respecto de los pasivos ambientales en casos de reversión de áreas.) La Ley no hace mención explícita a la actividad en el mar.
81 La experiencia de YPF en Mendoza junto a la Universidad de Cuyo y CRICyT, organismo dependiente del CONICET, es otro ejemplo útil en la aplicación de herramientas de evaluación de riesgo y de costo-beneficio en la elección de las mejores opciones ambientales en lugar de aplicar esquemas prescriptivos inflexibles. Mediante la aplicación de un balance ambiental matricial, se determinan las mejores alternativas de remediación de pasivos, incluso en algunos casos o sitios de muy antigua data, la alternativa de remoción total de una infraestructura termina siendo, desde una óptica ambiental, más dañina por lo intrusivo, que dejar intangible el sitio. El dicho “peor remedio que la enfermedad” es aplicable a estas situaciones en los cuales, a veces porque el paso del tiempo ha rendido inocua la presencia de instalaciones, a veces porque la propia naturaleza ha saneado el daño ambiental, como es el caso de la descomposición natural de hidrocarburos por acción de bacterias, a veces incluso, porque las alteraciones generadas por la actividad han sido reconvertidos a otros usos por los superficiarios, por ejemplo usando piletas abandonadas como aguadas para el ganado. http://www.mendoza-c onicet.gob ar/portal/no veda des/index/nuev a-matriz-ev alua-com o-sanear-mej or- los-pasivos -petroleros. En el caso del offshore, esta misma lógica ha inspirado, por ejemplo, la reconversión de las bases de plataformas como arrecifes artificiales para mejorar la presencia de especies demersales con utilidad en la pesca comercial. El programa de California Rigs to Reefs plantea precisamente esta reconversión, mediante el acondicionamiento de la base de la plataforma como hábitat para la biodiversidad marina, la cesión de las instalaciones al Estado y un compromiso de responsabilidad por eventuales daños al ambiente por derrames o similares. Ver  http://www.rig2 reefexplo ration.o rg/read-m e/.
82 La Resolución N° 785/05 de la ex-Secretaría de Energía remite, al igual que otras normas similares, al sistema RBCA y a las normas de gestión desarrolladas en Argentina por el IRAM (Norma IRAM 29590, equivalente a la ASTM 2205-09) Ver https://www.energia.g ob.ar/conte nidos/archi vos/Reorgani zacion/si stemas_p ara_empr esas/785/guia_  me todologica_ aa_2_2.pdf.
83 Transcurridos 40 años desde el Convenio sobre la Plataforma Continental de 1958, se estimaba en más de 6000 las estructuras utilizadas para la extracción de hidrocarburos en las diferentes cuencas marinas productivas. Muchas de estas estructuras llegaban al fin de su vida útil. Fue a raíz de una propuesta británica que se introdujo el texto actual de CONVEMAR, admitiendo una flexibilización en las opciones de disposición final.
84 Directrices y Estándares para la Remoción de Instalaciones y Estructuras yacentes en la Plataforma Continental y Zona Económica Exclusiva. Ver http://www.imo .org/bl ast/m ainfra me.as p?topic_id= 1026. Las directrices articulan los preceptos del Convenio de Londres sobre vertimientos con su Protocolo de 1996, con los lineamientos de CONVEMAR. Cada caso es analizado en forma singular y prioriza la remoción, aunque admite excepciones cuando estas sean justificadas, por ejemplo, para mejorar el refugio de peces, en programas similares al Rigs to Reefs mencionado. No obstante ello, el estándar plantea la obligación de que toda estructura construida luego de 1998 debe ser diseñado para ser removido en su totalidad, siempre que superen el arqueo de 4000 tn y se emplacen en aguas con profundidades inferiores a los 100 m.
85 Ver nota 5 (supra).
86 El trabajo relevó los regímenes regulatorios aplicables a la actividad offshore en los EE.UU. el Reino Unido y Noruega, constatando una convergencia hacia un sistema que combina la responsabilidad objetiva, reglamentaciones detalladas tipo “mando y control” y la adopción de sistemas de gestión para el manejo de riesgos específicos a cada sitio. Los cambios regulatorios en cada país han sido consecuencia, en gran medida, de accidentes o acontecimientos dramáticos (El caso Piper Alpha en el Mar del Norte, o Deepwater Horizon en el Golfo de Méjico) que desnudaron las falencias en los sistemas regulatorios de tipo prescriptivo “one size fits all” (o de talle universal) aplicables a actividades complejas, de alto riesgo y muy particulares a cada entorno geográfico y ambiental. El autor plantea también la necesidad de contar con mayores datos e indicadores objetivos con el fin de profundizar el análisis comparativo de ambos “modelos” de regulación.
87 La situación del desarrollo en la plataforma continental guarda similitud con otros conflictos entre actividades extractivas y conservación, como es el caso de la minería en Chubut, sujeto a una restricción hasta tanto la Provincia lleve a cabo un ordenamiento ambiental del territorio para la minería. (Ver Ley XVII-68 ex 5001, Provincia de Chubut, http://www.legi schubut2.gov .ar/d igest o/lxl/XV II-68.html).
88 Ver https://energy .gov/eer e/energy ybas ics/articles/ ocean-the rmal-energ y-conver sion-b asics.