La principal causa de estos siniestros es la corrosión del material de conductos y baterías y, la segunda, el uso por parte de las empresas de material fallado o de mala calidad.

A mediados de los '90, una sucesión de grandes derrames de petróleo afectó la cuenca del río Colorado al punto de contaminar el agua del río durante días o semanas, con las consecuentes complicaciones para las poblaciones ribereñas y las áreas bajo riego. En ese momento, el comité de cuenca del río Colorado vio la necesidad de contar con un equipo de técnicos que recorriera los yacimientos y verificara cada incidente del que se tenía conocimiento.

Así nació la Comisión Técnica Fiscalizadora, un órgano cuyo funcionamiento es financiado por aportes de las propias empresas petroleras pero que depende orgánicamente del Coirco. La CFT comenzó a operar hacia el año 1997 y su organización y forma de trabajo demandó un par de años. Para el año 2000, la comisión normalizó su rutina de trabajo y comenzó a elaborar un registro de cada uno de los incidentes ocurridos en los pozos petroleros -tanto denunciados como verificados. Con esa información, la Comisión elaboró un "Informe Estadístico de Incidentes 2000 / 2010" que puede consultarse en la página oficial del Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (www.coirco.gov.ar) a través del enlace "Control Ambiental".

Corrosión.

En el primer año registrado se denunciaron 291 incidentes en instalaciones petroleras. A partir de ese año, la curva estadística muestra un constante crecimiento hasta el año 2006, donde exhibe un punto de inflexión: en vez de atenuarse, la curva se hace más vertical, evidenciando un notorio y preocupante incremento en el número de incidentes. De aquellos 291, en 2007 se contabilizaron 662, en el 2008 fueron 1.141, al año siguiente 1.263 y para el 2010, hubo 1.164 hechos.

Para el Coirco, este preocupante incremento tiene su origen en "una multiplicidad de factores" aunque los tres principales son un mayor "sinceramiento de las empresas" -que ahora informen hechos que antes ocultaban-; un notorio incremento de las instalaciones -sea por el crecimiento de la actividad como por el avance de la "recuperación secundaria"- y la finalización de la vida útil de las instalaciones en algunos yacimientos.

El gráfico 1.b del Informe pareciera mostrar que la antigüedad de las instalaciones es la más fuerte, más allá del sinceramiento empresario y el crecimiento de la extracción petrolera. El cuadro, titulado "Principales causas de incidentes", discrimina cuatro posibilidades: error operativo, falla por corrosión, falla de material y falla de sistema. Lejos, muy lejos, las fallas por corrosión y por colocación de materiales de fallados, son la principal causa de los derrames. Por caso, en 2000, esas dos sumaron 258 incidentes, y los errores del personal (error operativo) o de procedimiento (falla del sistema) sólo 36; en el año 20009, cuando se alcanzó el máximo de 1.263 incidentes, los primeros sumaron 1093 y los segundos, 170. Queda en claro, tal como lo refleja el texto al pide del cuadro, que "la corrosión en líneas de conducción tiene la mayor incidencia como causal de incidentes".

Derrames.

El "agua de producción e inyección" -un líquido altamente salinizado presente en todas las perforaciones petroleras-, es el producto que más veces y en mayor volumen ha contaminado suelos y vegetación. El porcentaje de petróleo es bastante menor. En los 10 años contabilizados, el volumen de petróleo perdido osciló entre 220 metros cúbicos y poco más de 600 m3.

Según el informe, la cantidad de veces que esos líquidos llegaron al río Colorado fueron ínfimas. De hecho, hay años en que no se registró ningún vertido. El cuadro 1.d dice que el río fue afectado una vez en 2002, 2003, 2005 y 2010, y dos veces en 2007. En los años restantes, ni el petróleo ni el agua de inyección llegaron hasta el cauce.

El último cuadro del informe detalla la superficie afectada y luego saneada. El gráfico muestra una curva que, en términos generales, acompaña la curva de números de incidentes. El año de menor afectación fue 2003, con 77.500 metros cuadrados; y el año más complicado, el 2010, con casi 300.000 m2 comprometidos por el hidrocarburo.