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FRACTURACIÓN HIDRÁULICA: CONSIDERACIONES AMBIENTALES SOBRE LA NORMATIVA SECTORIAL ESPAÑOLA

Como es bien sabido, la fracturación hidráulica es un método usado, entre otros objetivos, para activar ciertas formaciones geológicas productivas y mejorar o permitir la recuperación en ellas de gas natural -o petróleo, en algunos casos- mediante inyección a alta presión de una mezcla de fluidos y otras sustancias en dichas formaciones rocosas, que causan su rotura. Se incrementa así la permeabilidad de la formación, permitiendo el aprovechamiento de los hidrocarburos que contienen. La técnica, desarrollada en Estados Unidos, viene siendo empleada en ese país desde hace más de cincuenta años, si bien ha experimentado un desarrollo espectacular a lo largo de los últimos 15 años. En Europa, sin embargo, no existe prácticamente ninguna explotación comercial con este tipo de técnicas, aunque se han iniciado ya exploraciones e investigaciones en distintos países, entre ellos España, para aprovechar los yacimientos de gas no convencionales.

Los yacimientos de gas –o de hidrocarburos, en general- se pueden clasificar como convencionales y no convencionales. En los primeros, el gas se encuentra ocupando los poros interconectados de ciertas rocas (areniscas y rocas carbonáticas, como calizas y dolomías), lo que permite su flujo –dada la alta permeabilidad de la roca almacén- hacia los pozos de perforación construidos al efecto. El gas tiene su origen en una roca madre desde el que ha migrado hacia la roca almacén, donde se acumula gracias a la existencia de trampas estructurales o estratigráficas.

En los yacimientos no convencionales el gas se aprovecha a partir de formaciones de baja o muy baja permeabilidad, tales como ciertas areniscas y calizas (tight gas), carbones (coal bed natural gas</, CBNG, o coalbed methane, CBM) y pizarras o lutitas ricas en materia orgánica (shale gas, o gas de pizarra). En los yacimientos de tight gas el gas natural se ha formado en una roca madre desde la que ha migrado lentamente hasta la roca almacén. Por el contrario, en los otros dos tipos la formación geológica actúa como roca madre y almacén: en los yacimientos CBM el gas se produce bien por alteraciones térmicas del carbón, bien por acción microbiana; en los yacimientos de gas de pizarra éste se genera en su seno y se puede almacenar en su sistema local de macro-porosidad (porosidad de fractura), o dentro de los microporos de la pizarra, o encontrarse adsorbido en los minerales o en la materia orgánica de la pizarra o lutita.

Geological traps. Tipos de yacimientos de gas: convencionales y no convencionales (shale gas, o gas de pizarra, coalbed methane, o CBM, y tight gas).Fuente de la imagen: http://www.total.com

En definitiva, la diferencia entre el gas convencional y el no convencional estriba en la permeabilidad de la roca almacén. Se trata de un parámetro hidráulico que da idea de la facilidad de un material para permitir el paso de un fluido a través de sus poros y discontinuidades. La porosidad, una propiedad de las rocas, representa el porcentaje de volumen de poros (micro o macroporos) en un volumen unitario de roca; la porosidad, junto con el tamaño y grado de interconexión de los poros, determina la permeabilidad de la roca.

Muchos de los yacimientos de tipo tight gas y shale gas se explotan mediante perforaciones verticales y horizontales, y la mayoría se fracturan hidráulicamente para crear la permeabilidad adicional que mejora su producción. La perforación horizontal se usa para proporcionar un mayor acceso al gas atrapado en la formación productiva. Aunque en algunos yacimientos de gas asociados a capas de carbón (CBM) se han aplicado estas mismas técnicas, la resistencia del carbón es limitada para mantener una elevada permeabilidad bajo una considerable presión de las capas suprayacentes, por lo que se suelen explotar en emplazamientos a poca profundidad; y, dado que algunos de estos yacimientos superficiales se localizan inmediatamente por debajo de acuíferos, ha habido importantes restricciones al uso de la fracturación hidráulica en ellos.
Drawing 004_Hydraulic fracturingModelo esquemático del método de fracturación hidráulica para explotación de gas natural en yacimientos de gas pizarra (shale gas) o asociado a rocas sedimentarias de muy baja permeabilidad (tight gas).Fuente de la imagen: http://www.total.com

El gas natural extraído a partir de formaciones rocosas de pizarras o lutitas ricas en materia orgánica (shale gas) es el que ha experimentado un mayor crecimiento en Estados Unidos y algunos otros países en los últimos años, dada la amplia distribución en ellos de estos materiales con considerables recursos de gas natural.

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005_b_Marcellus Afloramiento en superficie de las lutitas de la Formación Marcellus, en la Cuenca Apalachiense de Estados Unidos, que se extiende por el noreste del país a través de seis estados, desde el estado de Nueva York hasta el extremo oriental de Tennessee. Su color negro, en este caso, indica un alto contenido en materia orgánica. En 2003 se realizaron las primeras perforaciones para obtener shale gas utilizando técnicas de fracturación hidráulica y perforación horizontal. Fuente de las imágenes: http://climatechange101.blogspot.com.es

Tres factores, además, han contribuido decisivamente a que la producción de shale gas se haya hecho económicamente viable en años recientes: 1) la mejora de la técnica de fracturación hidráulica (hydraulic fracturing o hydrofracturing, también denominada en inglés fracking), que ya era conocida desde finales de la década de 1940; 2) los recientes avances en las técnicas de perforación horizontal; 3) el considerable aumento en los precios del gas natural en los últimos años (posiblemente, éste ha sido el factor más importante).

NORMATIVA SECTORIAL EN ESPAÑA: AUTORIZACIONES, PERMISOS Y CONCESIONES
La regulación de las actividades de explotación de shale gas y del resto de hidrocarburos no convencionales, así como de los trabajos prospectivos asociados, no están recogidas específicamente en la normativa sectorial española, una situación similar a la de otros muchos países. Quedan incluidas dichas actividades en la legislación básica en materia de hidrocarburos: en concreto, en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos (modificada por Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003) y, en lo que no se oponga, en el Reglamento de hidrocarburos de 1976 (Real Decreto 2362/1976, de 30 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley sobre Investigación y Explotación de Hidrocarburos de 27 de junio de 1974), que regulan el régimen jurídico de la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, de cualquier tipo e indistintamente de los métodos utilizados. La normativa se refiere a hidrocarburos líquidos o gaseosos, ya que los hidrocarburos sólidos naturales (rocas asfálticas, esquistos o pizarras bituminosas, etc.) se rigen por la legislación minera.

La normativa contempla tres actos administrativos diferentes que regulan el desarrollo de la actividad:

1) Autorización de exploración. No precisa de autorización administrativa la exploración de carácter geológico superficial, pero sí cuando se utilicen métodos geofísicos o geoquímicos de prospección, así como para realizar otros trabajos aéreos, marinos y terrestres o sondeos someros, entendiendo como tales los de menos de 300 metros. La autorización de exploración no crea derechos ni exclusividad en la persona física o jurídica en que recaiga la autorización, ni prioridad a su titular en la petición de un permiso de investigación, aunque se valora entre los criterios para el otorgamiento del correspondiente permiso de investigación. La autorización la concede la Comunidad Autónoma, a través del correspondiente organismo en que recaen las competencias sustantivas, excepto cuando el área de exploración afecta a más de una Comunidad, en cuyo caso la potestad es de la Administración central, al igual que las situadas –total o parcialmente- en subsuelo marino. La autorización se concede en áreas libres, es decir, sobre las que no existe un Permiso de Investigación o una Concesión de Explotación en vigor. Esta figura tiene escaso interés práctico (especialmente en el caso de hidrocarburos no convencionales) por varias razones: a) hay en España, en general y especialmente en medio terrestre, un amplio conocimiento de la geología de superficie que permite, junto con las bases de datos existentes de subsuelo (tanto públicas como de las propias compañías de hidrocarburos) y los modelos basados en criterios sedimentológicos, estratigráficos, tectónicos y geofísicos, determinar la localización de áreas a priori favorables para la exploración de yacimientos de hidrocarburos no convencionales (que no necesitan, a diferencia de los convencionales, estar concentrados y localizados en trampas, sino que se encuentran dispersos en toda la roca en el caso de los yacimientos de shale gas y CBM); b) la totalidad de las actividades prospectivas para las que la autorización es necesaria se puede desarrollar en los permisos de investigación; c) dado que, además, la autorización no confiere derechos exclusivos, y teniendo en cuenta los dos puntos anteriores, no se solicitan en la práctica totalidad de los casos, especialmente si se pretende investigar los tipos de yacimientos mencionados anteriormente.

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Drawing 012a_litoteca igme_caja sondeos Litoteca de sondeos del IGME y caja de sondeos. Fuente de las imágenes: http://www.igme.es

2) Permiso de investigación. Estos permisos confieren el derecho exclusivo de investigar determinadas zonas, durante un periodo de 6 años, con posibilidad excepcional de prórroga por un plazo de tres años. Con carácter general, las superficies de los permisos de investigación tienen un mínimo de 10.000 hectáreas y un máximo de 100.000, si bien se podrá determinar, reglamentariamente, casos en que dicha superficie quede fuera de este rango. El otorgamiento del permiso de investigación confiere al titular el derecho, en exclusiva, a obtener concesiones de explotación, en cualquier momento del plazo de vigencia del permiso, sobre la misma área. Si el titular de un permiso se propone realizar un sondeo, tendrá que presentar un informe de implantación un mes antes de su comienzo, en el que deberá incluir los datos sobre su localización, coordenadas, objetivo, profundidad prevista, equipo a emplear y presupuesto. Los permisos de investigación los conceden las Comunidades Autónomas (mediante Decreto), excepto en los mismos casos que los señalados para la autorizaciones de exploración (a cargo de la Administración General del Estado, que lo otorga mediante Real Decreto). El solicitante del permiso debe acreditar su capacidad legal, técnica y financiera, precisar la superficie del permiso solicitado, presentar un plan de investigación (programa de trabajos, plan de inversiones, medidas de protección ambiental y plan de restauración) y constituir una garantía (que se fija en función del plan de inversiones y del plan de restauración presentados por el solicitante, para responder al cumplimiento de obligaciones de inversión, fiscales, de la Seguridad Social, de restauración y otras que se derivan de los permisos de investigación).

3) Concesión de explotación. La concesión de explotación de yacimientos de hidrocarburos confiere a sus titulares el derecho a realizar en exclusiva la explotación del yacimiento de hidrocarburos en las áreas otorgadas por un período de 30 años, prorrogable por dos períodos sucesivos de diez. La superficie de una concesión de explotación se adaptará a las dimensiones mínimas que sean necesarias para la protección del yacimiento, no pudiendo sobrepasar el área otorgada en el permiso de investigación. Asimismo, tendrán derecho a continuar las actividades de investigación en dichas áreas; y, en la parte de la superficie afecta a un permiso de investigación que no resulte cubierta por las concesiones de explotación otorgadas, podrá seguir dedicándose a actividades de investigación hasta el límite del periodo de vigencia del permiso. Es prerrogativa exclusiva de la Administración General del Estado otorgar las concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos (estén en una o más Comunidades Autónomas), que lo hace a través de un Real Decreto, previo informe de la Comunidad Autónoma afectada. La documentación que deben presentar los solicitantes al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio incluye: a) Memoria técnica; b) Plan general de explotación (con un programa de inversiones y estudio de impacto ambiental); c) Plan de desmantelamiento y abandono de las instalaciones una vez finalizada la explotación del yacimiento, así como recuperación del medio, incluyendo el presupuesto de estos trabajos; d) constitución de una garantía (que se fija en función del programa de inversiones presentado por el solicitante y debe responder al cumplimiento de las obligaciones fiscales, de la Seguridad Social, de desmantelamiento y de recuperación, y otras obligaciones derivadas de las concesiones de explotación).

Con carácter previo al inicio de los trabajos de exploración, investigación o explotación de hidrocarburos el titular tiene que constituir un seguro de responsabilidad civil, a fin de responder de posibles daños a personas o bienes. Por otra parte, las instalaciones y servicios necesarios para el desarrollo de las actividades contempladas en autorizaciones, permisos o concesiones se declaran de utilidad pública a los efectos de expropiación forzosa y ocupación temporal de bienes, así como al ejercicio de la servidumbre de paso.

Es importante destacar que cada trabajo específico, construcción o instalación necesarios para el desarrollo de la actividad, debe ser autorizado por el órgano sustantivo, mediante la presentación del correspondiente proyecto. Ello significa que el otorgamiento de cualquiera de estas figuras no autoriza automáticamente ningún trabajo de campo (como puede ser una campaña de sísmica o un sondeo), que requiere una autorización de carácter particular.

Drawing 007_Hidrocarburos_MAPA ESPAÑA_mayo 2013 Mapa de España que muestra la situación de permisos de investigación y concesiones de explotación existentes en España, actualizado a mayo de 2013, según la Secretaría de Estado de Energía. El mapa diferencia entre permisos y concesiones tramitados por la Administración del Estado y los permisos de investigación a cargo de las Comunidades Autónomas, así como el estado en que se encuentran (permiso de investigación vigente, solicitado o suspendido, y concesiones de explotación). No se facilitan los datos (ni en el mapa ni en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio) de los que tienen como objeto el aprovechamiento de hidrocarburos no convencionales. Fuente de la imagen: http://www6.mityc.es/aplicaciones/energia/hidrocarburos/petroleo/exploracion2013/mapas/inicio.html

Los titulares de permisos de investigación y concesiones de explotación de hidrocarburos tienen la obligación de remitir (artículo 11 del Reglamento de 1976) a la Dirección General de Política Energética y Minas, o al órgano sustantivo de la correspondiente Comunidad Autónoma -en el caso de permisos de investigación que afecten a una sola Comunidad Autónoma- los siguientes documentos, entre los más destacados:

- Plan anual de labores y Memoria anual de trabajos ejecutados.
- Informe mensual con los datos estadísticos de actividades desarrolladas en el permiso o concesión en el mes precedente (geología, geofísica, perforación y producción).
- Estadillo trimestral de inversiones.
- Informe previo de implantación de un sondeo (un mes antes de su comienzo), que incluirá los datos sobre su localización, coordenadas, objetivo, profundidad prevista, equipo a emplear y presupuesto.
- Informe semanal durante la fase de perforación, en el que se especificará, entre otros aspectos, entubaciones, diagrafías, testigos, indicios, pruebas de producción y programa previsto para la siguiente semana (perforación, entubados, cementaciones).
- Informe de fin de sondeo: memoria con la recopilación completa de los datos obtenidos; resultados geológicos, paleontológicos, descripción de la columna atravesada, resultados petrolíferos, pruebas de producción efectuadas, parámetros mecánicos, y medidas de abandono.

TRATAMIENTO DEL MEDIO AMBIENTE EN LA NORMATIVA SECTORIAL
• El Real Decreto de 1976 -vigente mientras no se apruebe el reglamento de la Ley del Sector de Hidrocarburos y en lo que no se oponga al ordenamiento posterior- ya contemplaba, aunque de forma muy escueta (acorde, por otra parte, con la época) diferentes aspectos relacionados con la prevención y protección ambiental, la mayoría de ellos genéricos y de interpretación discrecional por parte del órgano con las competencias sustantivas, el Ministerio de Industria y la Dirección General de la Energía, dependiente de aquel.

Entre otros, establece que los permisos de investigación deberán considerar medidas contra la contaminación del medio ambiente (artículo 28, 1.12 y ) y que los titulares de las concesiones de explotación deberán tomar toda clase de precauciones en prevención de daños o riesgos, que como consecuencia de las operaciones, puedan afectar a la seguridad de vidas humanas, la propiedad, reservas naturales, costas, lugares de interés turístico e instalaciones públicas (artículo 35, 1.9), que se complementa con lo reflejado en el artículo 35, 1.43: El titular tomará las precauciones necesarias para evitar el derramamiento de petróleo en la superficie (…).El concesionario deberá tomar las medidas necesarias para evitar la contaminación de las aguas, la tierra, y el aire, de acuerdo con las prescripciones del Artículo 81. En dicho artículo 81, incluido dentro del Capítulo IX, referido a sanciones, se formula:
Artículo 81, 2.1. Se prohíbe el vertido a tierras, cauces o aguas, de hidrocarburos sólidos o líquidos o de mezclas de hidrocarburos susceptibles de poder atentar contra la salud pública, así como contra la flora y fauna o la economía de la región.
Artículo 81, 2.2. Las evacuaciones resultantes directamente de las operaciones reguladas en la Ley deben estar exentas de hidrocarburos o de otros contaminantes en concentración que entrañen un riesgo.

Más concretos resultan los aspectos referidos específicamente a las operaciones de perforación (ya sea en permisos de investigación o en concesiones de explotación) que se recogen en el artículo 28 (epígrafe 1.17) y en el 35 (epígrafes 1.11, 1.14 y 1.17): implantación de medidas que eviten evacuaciones o derrames de cualquier sustancia contaminante del medio ambiente, proteger los estratos que contengan agua potable mediante tuberías de revestimiento y cementado, taponar los pozos tras su abandono de acuerdo con los principios aceptados en la industria y, en todos los pozos –sean de producción, inyección u observación- instalar equipos de fondo y superficie adecuados para mantener la seguridad del yacimiento, las personas y los bienes y evitar la contaminación del medio ambiente.

Deja, además, la puerta abierta a posibles regulaciones ambientales, en ese momento casi inexistentes, en lo referente a vertidos: las concentraciones máximas de hidrocarburos que puedan ser vertidas a tierras, mar, ríos o medio ambiente, como consecuencia directa de las operaciones de exploración, investigación o explotación, comprendido el almacenamiento, quedarán sujetas a las disposiciones que se hallen en vigor en cada momento, en relación con la protección y conservación del medio ambiente (artículo 81, 2.3). Y llega a admitir las restricciones de implantación de la actividad derivada de otras normativas u organismos de la Administración, como se expresa en el artículo 13, 1.1: …se otorgarán sin perjuicio de los permisos o concesiones que su titular deba obtener de otros Departamentos o entidades públicas, por razón del lugar donde haya de efectuarse la exploración (aunque se refiere a autorizaciones de exploración, se puede entender que, a pesar de la omisión del legislador, es igualmente de aplicación a los permisos de investigación y a las concesiones de explotación).

Drawing 008_Cana-Field Torres de perforación en el campo de extracción de gas de Cana, en Oklahoma, que explota la Formación Woodford Shale. Fuente de la imagen: http://superioroilandgas.com

• Veintidós años después, en 1998, entra en vigor la Ley del Sector de Hidrocarburos (con algunas modificaciones en la Ley de 2007, pocas, en lo que se refiere a la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, aunque algunas de ellas de importante calado) en otro contexto muy diferente. Ya existe un importante cuerpo legislativo en materia de medio ambiente, impulsado por la Unión Europea, y una concepción de él sensiblemente diferente a la de años atrás, en que se van asumiendo en nuestro país progresivamente los principios que rigen la política europea al respecto: principios de cautela y de acción preventiva, corrección de las agresiones al medio ambiente preferentemente en la fuente, y el principio de quien contamina paga. Continúan en esas fechas, sin embargo, existiendo notables deficiencias con respecto a otros países, especialmente en el derecho de participación pública en la toma de decisiones de asuntos ambientales y en las escasas facilidades y numerosos obstáculos de la Administración, en todos sus niveles, al libre acceso a la información ambiental (a día de hoy sin solventar adecuadamente, a pesar de la Ley 27/2006, de 18 de julio, por la que se regulan los derechos de acceso a la información, de participación pública y de acceso a la justicia en materia de medio ambiente, que traspone a nuestro ordenamiento interno dos Directivas del Parlamento Europeo y del Consejo, del año 2003).

En ese año, el procedimiento de evaluación de impacto ambiental ya había adquirido un considerable recorrido (se regía por el Reglamento que entró en vigor diez años antes, en 1988). La política de conservación de la naturaleza se había materializado en un nuevo régimen jurídico protector de los recursos naturales, centrado en las áreas definidas como espacios naturales protegidos (Ley 4/1989, de 27 de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales y de la Flora y Fauna Silvestres). Esta Ley permitía establecer, a través de los Planes de Ordenación de los Recursos Naturales de dichos espacios, limitaciones generales y específicas sobre usos y actividades y formular criterios orientadores de las políticas sectoriales y ordenadores de las actividades económicas y sociales –tanto públicas como privadas-, prevaleciendo sus disposiciones incluso sobre los instrumentos de ordenación territorial, los cuales tenían que adaptarse a las determinaciones de aquellos. La ordenación del territorio, por su parte, es competencia exclusiva de las Comunidades Autónomas, con excepción de algunas regulaciones básicas y de interés general atribuidas al Estado (tal como reconoce la sentencia del Tribunal Constitucional de 20 de marzo de 1997) y las que corresponden a los Ayuntamientos, que a través de los instrumentos de planeamiento municipal ejercen la ordenación de su territorio, a través del cual se clasifica el suelo, se determina el régimen aplicable a cada clase de suelo (y el sistema de protección que, en su caso, se le puede asignar, así como otras normas de salvaguarda del patrimonio natural, cultural o paisajístico) y se definen los elementos fundamentales del sistema de equipamientos.

En estas circunstancias la Ley del Sector de Hidrocarburos, ya en su exposición de motivos, manifiesta su inquietud por introducir criterios de protección medioambiental, al igual que la necesidad de preservar y restaurar el medio ambiente. En el Título I, “Disposiciones generales”, considera los criterios de protección ambiental como uno de los aspectos a los que deberá hacer referencia la planificación en materia de hidrocarburos (artículo 4.3). No obstante, esta planificación hidrocarburos es sólo de carácter indicativo, según el artículo 4.1 de la Ley 34/1998 (aunque vinculante en lo que se refiere a los gasoductos de la red básica, a la capacidad de regasificación y a las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de hidrocarburos, teniendo en estos casos carácter obligatorio y de mínimo exigible para la garantía de suministro de hidrocarburos).

Y declara que las autorizaciones, permisos y concesiones lo son sin perjuicio de aquellas otras autorizaciones que los trabajos, construcciones e instalaciones necesarios para el desarrollo objeto de las mismas pudieran requerir por razones fiscales, de ordenación del territorio y urbanismo, de protección del medio ambiente, de protección de los recursos marinos vivos, exigencia de la correspondiente legislación sectorial o seguridad para personas y bienes (artículo 6.1). Previamente (artículo 5.3) señala que las restricciones previstas en los instrumentos de ordenación o de planificación que afecten a las actividades de exploración, investigación y explotación de hidrocarburos no podrán tener carácter genérico y deberán estar motivadas (este apartado fue introducido por la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003).

En el artículo 9, Régimen jurídico de la actividad, la Ley 12/2007 introduce también un apartado de gran interés, como es la obligación de constituir un seguro de responsabilidad civil con carácter previo al inicio de los trabajos de exploración, investigación o explotación de hidrocarburos, a fin de responder de posibles daños a personas o bienes, como consecuencia de las actividades a desarrollar, de acuerdo con lo que se establezca reglamentariamente teniendo en cuenta su naturaleza.

A pesar de la preocupación expresada en la exposición de motivos respecto a la protección del Medio Ambiente, pocas más alusiones existen al mismo en la Ley, en las que también se echan de menos disposiciones más precisas. La escasez de referencias puede interpretarse como debida a que la Ley se remite a su sometimiento a la normativa ambiental vigente. Y la pobre definición de las consideraciones ambientales, a que éstas se concretarían en el Real Decreto de las normas de desarrollo de la Ley (disposición final segunda). Que, a día de hoy, quince años después de su entrada en vigor, no existe (lo cual obliga, para aspectos concretos, a tomar en cuenta el Real Decreto de 1976, a todas luces insuficiente en lo que a prevención y protección ambiental se refiere).

Veamos, en cualquier caso, qué otras referencias al Medio Ambiente contiene la Ley:
- Para las autorizaciones de exploración (de poca utilidad práctica para el caso que nos ocupa, como se ha indicado anteriormente), se exige, junto con el programa de exploración, contemplar medidas de protección medioambiental (artículo 14). ¿Cuáles deben ser esas medidas? El propio artículo 14 lo recoge: en los términos que en las correspondientes normativas de desarrollo se establezcan. Con lo que, ante la ausencia de dicho desarrollo normativo, nos vuelve a remitir al Real Decreto de 1976.
- Para solicitar un permiso de investigación, se debe presentar, junto con el plan de investigación propiamente dicho, las medidas de protección medioambientales y el plan de restauración (artículo 15), cuya concreción deja igualmente a expensas de la normativa de desarrollo. Señala también que, en la resolución de otorgamiento, el órgano correspondiente fijará los trabajos mínimos de protección medioambiental (artículo 18.3).
- Para la solicitud de una concesión de explotación se exige un estudio de impacto ambiental y un plan de desmantelamiento y abandono de las instalaciones una vez finalizada la explotación del yacimiento, así como recuperación del medio (artículo 25.1), en los términos que reglamentariamente se establezcan. Añade que el otorgamiento de la concesión, mediante Real Decreto, fijará el seguro de responsabilidad civil que habrá de ser suscrito obligatoriamente por el titular de la concesión y la provisión económica de desmantelamiento (artículo 25.2).
- Tanto para la solicitud de los permisos de investigación como de las concesiones de explotación se requiere constituir una garantía. En el caso de los primeros, se determinará, reglamentariamente, en función del plan de inversiones y del plan de restauración presentados, con el objetivo de responder, entre otras obligaciones, al cumplimiento del plan de restauración. En el caso de las concesiones de explotación, se establecerá en función del programa de inversión presentado y responderá, de forma similar, entre otras obligaciones, a la del desmantelamiento y recuperación.

Drawing 013_Barnett shale Extracción de shale gas de la Formación Barnett Shale, en la zona centro-septentrional de Texas.
Fuente de la imagen:
http://www.gulftexoperating.com

CONSIDERACIONES SOBRE LA PLANIFICACIÓN EN LA LEGISLACIÓN SECTORIAL DE HIDROCARBUROS
El hecho de que la planificación en hidrocarburos tenga un carácter indicativo (con las excepciones señaladas anteriormente), propiciada por la liberalización del sector, significa que sobre ellos se establece una mera orientación, tratando de interferir lo menos posible sobre los operadores. Esta consideración se incorporó a la Ley en su modificación de 2007, para su adaptación a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003. La liberalización implica que las actividades prospectivas y extractivas de gas y petróleo no están reguladas, en el sentido que se desarrollan en un mercado no intervenido. No obstante, esto no debe ser impedimento para que dicha planificación se lleve a cabo y permita establecer los criterios de protección ambiental que la propia Ley recoge.

En el caso que nos ocupa, aunque la Ley del Sector de Hidrocarburos no contemple ningún procedimiento específico que lo regule, la planificación puede acometerse a través de diferentes vías. Tal vez la más idónea, para que disponga de la máxima eficacia jurídica vinculante, sería a través de un Reglamento específico, con rango de Real Decreto, para la planificación de las actividades de prospección (que engloba a lo que, en la nomenclatura legislativa, se denomina exploración e investigación) y explotación de hidrocarburos no convencionales, con especial referencia a la protección del medio ambiente. Lo cual no sólo no contravendría las disposiciones existentes, sino que permitiría incluir esta planificación en el procedimiento de Evaluación Ambiental Estratégica (EAE), o evaluación ambiental de planes y programas (Ley 9/2006, de 28 de abril sobre evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente). En sentido similar se manifiesta la Comisión Europea, a través de su Dirección de Medio Ambiente, en la nota orientativa Application of the EIA Directive to projects related to the exploration and exploitation of unconventional hydrocarbon, de fecha 5 de marzo de 2012: http://ec.europa.eu/environment/eia/pdf/Annexe%202.pdf.pdf.
Considera que la EAE se trata, como así es, de un instrumento que fomenta una aproximación más integrada y eficiente a la planificación territorial, donde las consideraciones ambientales son tenidas en cuenta en los procesos de planificación y, por tanto, en un nivel estratégico del que carece la Evaluación Ambiental de proyectos (EIA). Este planteamiento, añade la nota, permitiría encuadrar adecuadamente dos de los problemas que más a menudo surgen en los proyectos de implantación de infraestructuras, y que ocurrirán en los relacionados con el aprovechamiento de hidrocarburos no convencionales: las alternativas de emplazamiento y la consideración de los efectos acumulativos de varios proyectos sobre el medio ambiente.

Pero, además, la EAE de un Plan de hidrocarburos no convencionales aportaría tres elementos clave: 1) transparencia informativa; 2) participación y consulta pública desde la etapa inicial (y, por tanto, la posibilidad de adoptar las más adecuadas decisiones, cualesquiera que éstas sean, antes de pasar a las fases prospectivas y de explotación); 3) evitar, o minimizar, la injerencia con disposiciones y regulaciones contempladas en los instrumentos de planificación ambiental y territorial, habitual fuente de conflictos administrativos y jurídicos con los que se enfrenta, especialmente, la industria extractiva.

Nada ajeno, por tanto, a lo que la mencionada Ley 9/2006, de 28 de abril, pretende: integrar los aspectos ambientales en la elaboración y aprobación de planes y programas para alcanzar un elevado nivel de protección del medio ambiente y promover el desarrollo sostenible en su triple dimensión económica, social y ambiental, a través de un proceso continuo de evaluación en el que se garantice la transparencia y la participación. La EAE que se realice del plan no excluye, obviamente, la aplicación de la legislación sobre evaluación del impacto ambiental de los proyectos que se desarrollen posteriormente. Se trata de dos procedimientos distintos, aunque comparten la misma dinámica y finalidad; que no se deben solapar en el tiempo, sino que son sucesivos. Y que, además, van transfiriendo conocimiento e información a través de los distintos niveles de toma de decisiones en una sistemática que se conoce como “evaluación en cascada”.

Drawing 014_Marcellus shale gas play Extracción de shale gas contenido en la Formación Marcellus, en Pensilvania. Fuente de la imagen:http://www.occupy.com

CONSIDERACIONES SOBRE LA EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA)
En la legislación sectorial, en relación a los tres tipos de figuras sucesivas de permisos necesarios (autorización –de apenas interés para los hidrocarburos no convencionales-, investigación y explotación) sólo se contempla la realización de un estudio de impacto ambiental en las concesiones de explotación, eso sí, en los términos en que lo establezca la correspondiente normativa ambiental. Pero también contempla que, tanto en los permisos de investigación como en las concesiones de explotación, cualquier obra o trabajo específico a realizar en desarrollo o ampliación del plan de investigación -o del plan de explotación-, requerirá autorización previa del órgano con competencias sustantivas, cuando así lo establezca la normativa vigente o cuando estén sujetos a evaluación de impacto ambiental (de acuerdo con el aún vigente Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos).

Dicho Texto Refundido tampoco contempla, de forma específica, la prospección y extracción de hidrocarburos no convencionales entre las actividades que deberán someterse a evaluación de impacto ambiental, por lo que hay que recurrir a las que hacen referencia a las extracciones y perforaciones de petróleo y gas. En la aún más reciente Directiva al respecto, de 2011 (Directiva 2011/92/UE del Parlamento europeo y del Consejo de 13 de diciembre de 2011 relativa a la evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos y privados sobre el medio ambiente), ocurre exactamente lo mismo, un olvido que resulta absolutamente inexplicable, dado el intenso debate que ya había al respecto, en ese año, en toda Europa sobre el uso de las técnicas de fracturación hidráulica y perforación horizontal para el aprovechamiento de hidrocarburos no convencionales. Estas son las actividades que contempla el Texto Refundido de la Ley de Evaluación Ambiental de Proyectos, especificando el ámbito de aplicación:
- Extracción de petróleo y gas natural con fines comerciales, cuando la cantidad extraída sea superior a 500 toneladas por día en el caso del petróleo y de 500.000 metros cúbicos por día en el caso del gas, por concesión. Estas actividades son las únicas que están sometidas siempre a evaluación de impacto ambiental.
- Perforaciones profundas. Sólo cuando lo decida el órgano ambiental en cada caso (o, en las Comunidades Autónomas, dentro de los permisos de investigación que estén comprendidos exclusivamente en su territorio, se hará bien mediante un análisis caso a caso, bien mediante la fijación de umbrales). Esta decisión se debe ajustar a una serie de criterios que, básicamente, son: a) características del proyecto (tamaño, acumulación con otros proyectos, contaminación, riesgo de accidentes, etc.); b) ubicación de los proyectos (usos del suelo, zonas especialmente sensibles: humedales, áreas de especial protección, áreas de elevada densidad demográfica, paisajes de interés histórico, cultural y arqueológico, etc.); c) características del potencial impacto (considerando de forma particular la extensión del impacto, su magnitud, complejidad y probabilidad, o la duración, frecuencia y reversibilidad del impacto, entre otras).
- Cualquier proyecto, actividad u obra relacionado con la exploración, investigación o explotación (no incluido en el primer apartado) que pueda afectar directa o indirectamente a los espacios de la Red Natura 2000. Sólo estarán sometidos al procedimiento de evaluación cuando así lo decida el órgano ambiental, en las mismas condiciones que se han sintetizado en el párrafo anterior.

Con estas disposiciones, sólo estarían sometidas de forma ineludible a EIA las concesiones de explotación de gas natural -convencional no convencional- que superen un volumen de extracción de más de medio millón de metros cúbicos al día por concesión, lo que se considera un límite excesivamente alto para hidrocarburos gaseosos no convencionales. Los permisos de investigación no están sometidos a EIA (a no ser que afecten a espacios de la Red Natura 2000, en cuyo caso lo decide el órgano ambiental). Y las perforaciones o sondeos, asociados tanto a permisos de investigación como a concesiones de explotación, lo estarán sólo si así lo decide el órgano ambiental en cada caso (o si se han fijado umbrales, en el caso de los permisos de investigación que otorgan las comunidades autónomas).

Sin embargo, el anteproyecto de Ley de Evaluación Ambiental, de 18 de abril de 2013 plantea modificar esta situación, de tal forma que quedarían, según la redacción actual del texto, sometidos a evaluación de impacto ambiental ordinaria (por oposición a la simplificada) los proyectos consistentes en la realización de perforaciones para la exploración, investigación o explotación de hidrocarburos que requieran la utilización de técnicas de fracturación hidráulica. El anteproyecto, además, propone incluir en la misma norma tanto la evaluación ambiental estratégica como la evaluación ambiental de proyectos:

http://www.magrama.gob.es/es/calidad-y-evaluacion-ambiental/participacion-publica/anteproyecto_de_Ley_de_Evaluaci%C3%B3n_Ambiental_tcm7-273087.pdf

De forma similar, la Ponencia encargada de redactar el Informe sobre el Proyecto de Ley para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, integrada por representantes de todos los grupos políticos, ha incluido – en la disposición final segunda de dicho texto, que habrá de ser debatido en la Comisión de Industria, Energía y Turismo del Congreso de los Diputados- esa misma consideración, redactada en idénticos términos, para modificar el actual Texto Refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos. Esta disposición incluye también una modificación a la Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos, para que en el régimen jurídico de las actividades de exploración, investigación y explotación de hidrocarburos se contemple la aplicación de, entre otros métodos, la perforación de sondeos verticales o desviados con eventual aplicación de técnicas habituales en la industria, entre ellas, la fracturación hidráulica, la estimulación de pozo así como técnicas de recuperación secundaria y aquéllos otros métodos aéreos, marinos o terrestres que resulten necesarios para su objeto (ver Boletín Oficial de las Cortes Generales, 19 de julio de 2013, http://www.congreso.es/public_oficiales/L10/CONG/BOCG/A/BOCG-10-A-44-3.PDF). Resulta, cuanto menos chocante, que se insista -en la primera modificación- en una disposición idéntica a la que ya está incluida en el anteproyecto de Ley de Evaluación Ambiental. Y que la segunda se centre en este tipo de modificaciones a una Ley, la de hidrocarburos, que aún sigue pendiente de desarrollo reglamentario; así como que ambas se incluyan en una propuesta de proyecto de Ley que poco tiene que ver con el objeto de dichas modificaciones.

Drawing 016_Fracking Liquid Container Trucks Dimock JH fair Camiones almacenando aguas residuales procedentes del proceso de fracturación hidráulica (flowback), en Pensilvania. Fuente imagen: http://www.greenpeace.org/usa/en/campaigns (cedida por Skytruth)

CONSIDERACIONES SOBRE LAS GARANTÍAS Y SEGUROS
La constitución de una garantía y de un seguro de responsabilidad civil son de obligado cumplimiento con carácter previo al inicio de los trabajos de exploración, investigación, explotación o almacenamiento de hidrocarburos. En el caso de una concesión de explotación, el Real Decreto por el que se otorga debe fijar su cuantía.
Una de las más recientes -si no la última- concesiones de explotación de hidrocarburos es la denominada “Lubina”, de julio de 2012. Está situada en el mar, frente a la costa de Tarragona. En ella se fija una garantía de un 4% del presupuesto de las instalaciones de desarrollo del yacimiento, así como un seguro de responsabilidad civil, para responder de posibles daños a personas o bienes, por un valor mínimo de 30 millones de euros (http://www.boe.es/boe/dias/2012/07/17/pdfs/BOE-A-2012-9540.pdf). Pero, además, se señala la obligación de constituir, con anterioridad a los trabajos de explotación, una garantía financiera destinada específica y exclusivamente a cubrir las responsabilidades medioambientales, en los términos y condiciones de la Ley 26/2007, de 23 de octubre, y sus desarrollos reglamentarios. Su importe y demás condiciones se establecerán y actualizarán en los actos de autorización administrativa previa a que hace referencia el apartado 4 (que hace referencia a la autorización de trabajos específicos).
En efecto, la responsabilidad medioambiental es un régimen administrativo de carácter objetivo e ilimitado, basado en los principios de prevención y de que “quien contamina paga”, a diferencia de la responsabilidad civil, en la que los conflictos entre el causante del daño y el perjudicado se resuelven en el ámbito judicial, tal como recoge la Ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental, de la que ya existe un borrador de anteproyecto para modificarla: http://www.magrama.gob.es/es/calidad-y-evaluacion-ambiental/participacion-publica/Modificacion_Ley_RM.aspx
La prioridad y calendario para aprobar las órdenes ministeriales a partir de las que será exigible la constitución de la garantía financiera obligatoria ha sido aprobada ya por el Ministerio de Medio Ambiente, Rural y Marino (Orden ARM/1783/2011, de 22 de junio). En ella, sin embargo, las actividades de extracción de crudo de petróleo y gas natural (sin diferenciar entre hidrocarburos convencionales o no convencionales) se considera de nivel 3, la categoría de menor prioridad y que, por ello, sólo se fijará entre los 5 y los 8 años siguientes a la fecha de entrada en vigor de esta orden: es decir, entre 2016 y 2019. De esta forma, se obvian las especificidades ligadas a la extracción de hidrocarburos no convencionales. En cualquier caso, dichas garantías financieras sólo serán exigibles a partir de las fechas señaladas y exclusivamente para los trabajos de extracción de las concesiones de explotación, pero no a los trabajos específicos, como sondeos y perforaciones, que estén contemplados en los permisos de investigación. Y hay que recordar que en la fase de investigación ya se inician proyectos piloto de perforación, que incluyen el uso –si bien aún limitado en esa fase- de las técnicas de fracturación hidráulica y de perforación horizontal, así como la realización de las correspondientes pruebas de producción.

Drawing 017b_resizedimage600435-NewmanSeismic Imagen de un perfil o línea sísmica 2D. La sísmica de reflexión es un método ampliamente usado para la investigación de las características del subsuelo profundo, tanto con objetivos científicos como para labores prospectivas de yacimientos de hidrocarburos, entre otras.
Fuente de la imagen:
http://www.nersc.gov