Tapar los pozos petroleros inactivos en aguas estadounidenses del Golfo de México costaría más de US$30.000 millones, según un estudio publicado en el que se sopesan los posibles riesgos ambientales.
En un artículo publicado en la revista Nature Energy, investigadores basados en Estados Unidos afirman que hay unos 14.000 pozos sin tapar que están oficialmente inactivos o llevan al menos cinco años sin funcionar en las aguas de la costa sureste de Estados Unidos.
Normalmente, los pozos inactivos deben sellarse con cemento para evitar una fuga de petróleo u otras sustancias.
Los investigadores estiman en más de US$30.000 millones el costo total para sellar los 14.000 pozos inactivos en el Golfo de México.
Para los cerca de 13.000 pozos cercanos a la costa, que son los que representan un mayor riesgo medioambiental, el costo rondaría los US$7.000 millones.
La factura aumenta cuando se incluyen los 1.000 pozos de aguas profundas, debido a su complejidad y a la dificultad de las operaciones submarinas.
“Lo mejor sería aplicable en los que están en aguas poco profundas y cerca de la costa”, recomiendan los investigadores.
La explosión de una plataforma petrolífera británica en el Golfo de México en 2010 mató a 11 personas y una contaminación costera sin precedentes.
En comparación, una fuga de un pozo inactivo sería más bien ‘pequeña y regular’, señalan los autores del estudio, aunque los impactos ecológicos pueden tener ‘similitudes’.
Devoluciones
Por otra parte, se conoció que el Gobierno del presidente Joe Biden ha retrasado, aproximadamente un año la devolución de más de 8 millones de barriles de crudo de la Reserva Estratégica de Petróleo (Strategic Petroleum Reserve, SPR, por sus siglas en inglés).
Los retrasos se aprobaron cuando el Departamento de Energía revisó dos contratos de ‘intercambio’ negociados con Shell, retrasando la devolución de 3,6 millones de bl de crudo a la SPR hasta 2025. El año pasado, la administración revisó por separado otros cuatro contratos, retrasando la devolución de casi 4,5 millones de bl de crudo que inicialmente estaba previsto devolver al SPR entre 2022 y 2024.
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Las revisiones de los contratos, obtenidas a través de la Ley de Libertad de Información, parecen contradecir las declaraciones de la secretaria de Energía estadounidense, Jennifer Granholm, quien a principios de año afirmó que la Administración quiere ‘acelerar’ el retorno de los intercambios de crudo como parte de una estrategia en tres partes para rellenar parcialmente el SPR.
Con 371,6 millones de toneladas de crudo en inventario, la reserva se encuentra actualmente en su nivel más bajo en casi 40 años.
Estrategia
Una parte de la estrategia de la Administración para volver a llenar las reservas "consiste en acelerar algunos de los intercambios anunciados anteriormente", declaró Granholm a la prensa en la Casa Blanca el 23 de enero.
Entre septiembre de 2021 y junio de 2022, las petroleras y los operadores tomaron prestados más de 27,4 millones de toneladas de crudo de la reserva, la mayoría en el marco de un programa creado por Biden con la esperanza de reducir los precios de la gasolina.
Según los contratos iniciales, las empresas debían devolver la mayor parte del crudo antes de 2024, junto con una ‘prima’ en especie fijada entre el 2,3 y el 14,6 % del volumen que tomaron prestado.
Pero en lugar de ‘acelerar’ la devolución del petróleo a la reserva, el Departamento de Energía ha intentado en repetidas ocasiones retrasar la devolución del crudo, según casi dos docenas de contratos y modificaciones de contratos obtenidos por Argus mediante solicitudes de registros públicos.
El Departamento de Energía renegoció tres de los contratos de intercambio en febrero de 2022, en las semanas previas a que la invasión rusa de Ucrania provocara una subida de los precios mundiales del petróleo. Las revisiones de los contratos de ExxonMobil y TotalEnergies retrasaron la devolución de 3,5 millones de bl de crudo que estaba previsto devolver ese año. ExxonMobil declinó hacer comentarios. TotalEnergies no respondió a la solicitud de comentarios.