Document

Consejo Asesor del Medio Ambiente
Fracking zur
Schiefergasgewinnung
Fracking para la obtención de gas de
esquisto
Ein Beitrag zur energie und umweltpolitischen
Bewertung
Una contribución a la cuestión energética y la evaluación de las
políticas ambientales
Stellungnahme
Dictamen
Traducción no oficial del alemán para la Unión de Asambleas Ciudadanas: Hilda Muchow-Wehrendt
Mayo 2013 Nro.
18
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Agradecimientos
La SRU agradece a todos los representantes de los grupos de la academia, la industria, la
investigación, así como a representantes de los ministerios y departamentos de los gobiernos
federal y estatal, que han contribuido para el éxito de este dictamen. Su apoyo en las audiencias,
entrevistas a expertos y comentarios sobre el texto fue de gran importancia:
Dr. Georg Buchholz, Gaßner, Groth, Siederer & Coll., Berlin
Dr. Susanne Dröge, Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP), Berlin
Uwe R. Fritsche, Internationales Institut für Nachhaltigkeitsanalysen und -strategien (IINAS),
Darmstadt
Prof. Dr. Leonhard Ganzer, Institut für Erdöl- und Erdgastechnik, TU Clausthal
Dr. Heinrich Herm-Stapelberg, ExxonMobil Central Europe Holding GmbH, Hamburg
Dr. H. Georg Meiners, ahu AG, Aachen
Dr. Johannes Müller, Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG), Hannover
PD Dr. habil. Ralf Ruske, beratender Geologe, Halle/Saale
Dr. Hans-Joachim Uth, Sachverständiger für Anlagensicherheit, Berlin
Martin Weyand, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin
Die volle Verantwortung für diese Stellungnahme übernehmen die Mitglieder des
Sachverständigenrates für Umweltfragen.
La plena responsabilidad por este dictamen la toman los miembros del Consejo Asesor del Medio
Ambiente.
(Redaktionsschluss: April 2013)
Cierre de redacción: abril de 2013
2
Índice
1 Introducción................................................................................................ 5
2 Conceptos fundamentales....................................................................... 7
2.1 Gas natural........................................................................................................................ 7
2.2 Producción de gas natural convencional........................................................................... 8
2.3 Producción de gas natural no convencional...................................................................... 9
3 El gas de esquisto en el contexto de la transición energética ...11
3.1 Potenciales de gas de esquisto, su distribución global y las incertidumbres................... 12
3.2 La producción de gas de esquisto y sus efectos sobre el mercado y los precios.............. 15
3.2.1 Producción global de gas de esquisto............................................................................ 15
3.2.2 Producción regional de gas de esquisto – Alemania y Europa..................................... 18
3.3 Consecuencias para las políticas energéticas y climáticas............................................... 20
3.4 Síntesis y preguntas abiertas acerca de la extracción de gas de esquisto
en el contexto de la transición energética..........................................................................25
4 Impactos y riesgos ambientales........................................................ 26
4.1 Agua y salud.................................................................................................................... .27
4.1.1 Abastecimiento de agua............................................................................................... .27
4.1.2 Contaminación cercana a la superficie.......................................................................... 28
4.1.3 Contaminaciones subterráneas.................................................................................... ..32
4.1.4 La disposición final de las aguas residuales............................................................... .. 34
4.1.5 Resumen de los déficits para la preservación del agua y de la salud............................. 35
4.2 Aire......................................................................................................................................37
4.3 Suelos y área utilizada...................................................................................................... 38
4.4 Biodiversidad ................................................................................................................... 41
4.5 balance climático.................................................................................................................42
4.6 Necesidades de acción y de investigación dadas las implicancias sobre el medio ambiente
..................................................................................................................................................45
5 Principio precautorio......................................................................... 48
5.1 De la prevención de riesgos y seguridad.......................................................................... 48
5.2 Requisitos del principio de precaución para hacer frente a la incertidumbre.................. .49
5.3 Conclusión........................................................................................................................ 50
6 Aspectos legales ................................................................................
51
7 Conclusión ............................................................................................... 55
Índice de abreviaturas ......................................................................................................... 58
Literatura...................................................................................................................................... .59
3
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Índice de las ilustraciones
Fig. 1 Las reservas de petróleo y de gas natural convencionales y no convencionales recuperables................. 8
Fig. 2 Proceso de fractura hidráulica................................................................................................................... 9
Fig. 3 Valores estimados para los recursos aprovechables de gas de esquisto (en 1000 millones de m3)
.....................................................................................................13
Fig. 4 Comparación de los recursos de gas de esquisto – Estimaciones para los EEUU y Polonia
(Obtenidos por el estado actual de la técnica)..............................................................................................14
Fig. 5 Evolución del precio del gas en EEUU................................................................................................... 17
Fig. 6 Tipo de cambio ponderado de los EE.UU. en comparación a otras monedas de negociación............... 21
Fig. 7 Disminución de la producción de energía fósil en la UE en comparación con otros países................... 23
Fig. 8 Efectos y riesgos para el medio ambiente y la naturaleza en el desarrollo del gas de esquisto.............. 27
Fig. 9 Represas de reflujo (Flowback) – curso de la concentración de sal y conclusión
sobre las cantidades de agua a depositar.................................................................................................. 34
Fig. 10 Tasas de producción en el campo de gas de esquisto Marcellus (Este de América del Norte)............ 38
Fig. 11 Las zonas de protección y necesitadas de control para la exclusión de la tecnología del fracking......39
Índice de tablas
Tabla 1 los combustibles que se obtienen/podrían obtenerse utilizando fracking en Alemania......................... 6
Tabla 2 Usos de los aditivos utilizados en los fluidos Frack...............................................................................10
Tabla 3 Matriz de efectos sobre los precios de la extracción de gas de esquisto................................................19
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1
Introducción
1. La extracción de gas natural no convencional (incluido el gas de esquisto) por la denominada tecnología
de fracturación es actualmente objeto de un feroz debate energético y de política ambiental. Tanto a nivel
nacional como a nivel europeo, hay decisiones judiciales pendientes para la adecuada protección ambiental
con la fracturación. La fractura hidráulica o fracking es un procedimiento por el cual se logra extraer el gas
atrapado en las rocas(ver cap.2)
2. Los defensores de la tecnología hacen hincapié sobre todo en las oportunidades en el sector energético.
Así la producción de gas de esquisto en EEUU habría contribuido a una depreciación significativa del gas
natural fortaleciendo la competitividad de la industria local. Asimismo, el Instituto Federal de Geociencias y
Materias Primas (BGR) estima como significativos los potenciales de gas de esquisto existentes en Alemania
(BGR 2012) Los defensores apuestan a diversas ventajas en política energética del gas de yacimientos no
convencionales, como también a su aporte a la seguridad en el abastecimiento, a su función como tecnologíapuente en el tránsito hacia las energías renovables, o bien a un balance relativamente favorable de la huella
del carbono del gas natural (Parlamento Europeo 2012). Los riesgos ambientales del fracking serían
generalmente manejables.
Los críticos señalan, desde su perspectiva, los importantes riesgos ambientales que aún se desconocen y los
que probablemente no pueden ser dominados. En este contexto, a menudo se informa también desde los
EE.UU. que aparecen emisiones de sustancias peligrosas asociadas con graves consecuencias
ambientales(Parlamento alemán, 2012, páginas 26297 y siguientes).
3. En Alemania muchos estados federales promueven políticamente una moratoria. La Conferencia de
Ministros de Medio Ambiente (UMK) hace hincapié en una resolución unánime de las esferas federal y
estatal, que
"Sobre la base de los datos científicos actuales no se puede justificar en este momento la autorización para
los proyectos de exploración y extracción de gas natural de yacimientos no convencionales mediante el uso
de la tecnología de fractura hidráulica con químicos tóxicos para el medio ambiente” (UMK 2012,TOP
41/42/43). En este sentido, el Consejo Federal del 14 - 12 -2012 adoptó una resolución y presentó una
propuesta de evaluación del impacto ambiental obligatoria (EIA - Evaluación de Impacto Ambiental) para
proyectos de Fracking. Estas decisiones también deben ser consideradas a la luz de los crecientes problemas
de aceptación: Hasta el momento, existen 25 iniciativas ciudadanas para una organización en conjunto
"Contra las perforaciones de gas", que exigen la prohibición de la extracción de gas no convencional (Gegen
Gasbohren 2012, S. 8).
4. Mientras tanto, se han publicado y encargado en la UE y en Alemania numerosos estudios sobre el riesgo
ambiental, los aspectos económicos y legales del fracking, cuyos resultados también son debatidos de
manera controversial(Parlamento Europeo; 2012a; BROOMFIELD 2012; FORSTER und PERKS 2012;
PEARSON et al. 2012; MEINERS et al. 2012; EWEN et al. 2012; BGR 2012; 2012a; BROOMFIELD 2012;
FORSTER und PERKS 2012; PEARSON et al. 2012; MEINERS et al. 2012; EWEN et al. 2012; BGR
2012;Ministerio de Protección Climática, Ambiental, Agricultura, Defensa de la Naturaleza y los
Consumidores del Estado de Renania del Norte y Westfalia 2012)
5. También en el ámbito europeo se observan posiciones contradictorias: Así algunos estados europeos
(Bulgaria, Francia, Rep. Checa) han prohibido o bien decidido una moratoria para proyectos de fracking. A
la luz de los beneficios económico-energéticos esperados, en cambio, el Reino Unido y Rumanía han
abandonado su moratoria (EurActiv 2012a; SAVU 2013; THEURER 2013). Polonia planea cuantiosas
inversiones en la exploración de yacimientos no convencionales. El Parlamento Europeo también se ha
manifestado de manera más positiva tras posiciones originalmente enfrentadas entre las comisiones del
medio ambiente y de la industria, una vez cumplido un número importante de limitantes básicos tales como
particularmente una mayor observancia de la legislación europea y la armonización de los reglamentos de
protección de la salud humana y la prevención de riesgos ambientales (Europäisches Parlament 2012a). La
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Fracking para la obtención de gas de esquisto
Comisión Europea ha comenzado en diciembre de 2012 un proceso de consultas que en los próximos años
podría conducir a una legislación ambiental (Europäische Kommission – Generaldirektion Umwelt 2012).
6. También a nivel federal ya se están discutiendo los cambios legales. Desde el 25 de febrero de 2013
existen propuestas de los ministerios claves para una modificación del reglamento sobre el impacto
ambiental de la minería (EIA V Mining) y para modificar la Ley Federal de Agua (WHG) antes
(BMWi) y BMU, 2013), como la futura base de una decisión del Gabinete en mayo de 2013, (ver nota
88).
7. El Consejo Asesor de Medio Ambiente (SRU) considera que es importante tener una visión de conjunto
que tome en consideración tanto los aspectos vinculados a la política energética como también los riesgos
ambientales. En el presente dictamen la SRA se apoya en los estudios existentes, pero plantea importantes
interrogantes. Así encara una clasificación crítica de la política energética. A la vista de las grandes
esperanzas que se depositan en la extracción de gas de esquisto, deben tratarse en primer lugar, cuándo y en
qué condiciones el gas de esquisto haría un aporte positivo a la revolución de la energía, o bien podría ir en
sentido contrario.
Tabla 1
Energía que puede/podría ser ganada en Alemania mediante el fracking
Gas natural
Tight
Gas de
Petróleo
Gas natural
Gas
esquisto
convencional No
convencional/
en capas de
carbón
Yacimientos
(profundidad)
3.000 –5.000
Agregado de
propelentes
Agregado de
químicos
Utilizado desde
Si i
s/d
Energía
petrotermal
1.000 –5.000
mb
1.000 –2.500mf
hasta 5.000 mc
incierto
3.500 –
5.000
ma
si
si
s/d
Excepcionalm.
incierto
si
si
s/d
Parcial (acido)
700 – 2.000 ma
mf
c
>50 años
Pruebas
años 90 j
s/d
30 años
d
Perforac.
prueba e
Si e
150 años
20 años
Uso de perforación
Si
Si f
Si k
si
horizontal
Fuente: a ExxonMobil 2012b; b BGR 2012; c BMU 2007; d 2012; e ROSENWINKEL et al. 2012b; f WEG 2008; g GtV 2012; h EWEN et al.
2012; i RWE Dea 2012; j THIELEMANN 2008; k Wintershall o. J.
Por otra parte, sin embargo, se plantean más preguntas para un uso responsable del fracking, las cuales
deberían ser aclaradas antes de promover el gas de esquisto. La SRU ve el fracking como un caso de
aplicación del principio de precaución (por Principio de precaución ver SRU 2011a). El principio de
precaución justifica la acción del Estado para evitar riesgos aunque sólo sea una preocupación abstracta
sobre una posible pérdida que ocurra allí. Además, una evaluación de riesgos es también una prueba de
equilibrio entre el potencial uso social de la tecnología y sus riesgos. Estos incluyen, en el caso de la
extracción de gas de esquisto en Alemania especialmente los riesgos para los importantes activos
ambientales como el agua, los seres humanos, la salud, los suelos, la biodiversidad y el clima. En este
contexto, el agua potable y la protección de las aguas subterráneas merecen una atención especial.
6
2
Conceptos fundamentales
8. Para lograr una mejor caracterización de la tecnología fracking, se dará en este capítulo un poco de
información básica sobre sus áreas de aplicación y las características de la obtención de gas natural en
yacimientos convencionales y no convencionales. La tecnología del fracking es empleada en la
detección de gas natural, petróleo y reservorios geotermales profundos(geotermia petrotermal)(Tabla 1).
Con esta técnica básicamente se logra aumentar la permeabilidad de las rocas profundas mediante la
inyección de líquido bajo alta presión. Por las así agrandadas o generadas grietas se pueden obtener los
combustibles (EWEN et al. 2012).La diversas aplicaciones se diferencian e.o. por la profundidad de las
perforaciones (700 – 5.000 m), la aplicación de la técnica de perforación horizontal como la utilización de
diversos agentes propelentes (Proppant) y productos químicos.
2.1 Gas natural
9. El gas natural se compone básicamente de metano, pequeñas partes de diversos hidrocarburos además de
nitrógeno molecular (N2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2).Según su formación
histórica se distingue entre metano termo- génico y biogénico. Mientras el metano termo- génico se forma
por concurso de altas temperaturas y presiones en profundos horizontes sedimentarios, el metano biogénico
se forma en cercanías de la superficie mediante la degradación microbiana(Arbeitsgruppe Gasführung im
Untergrund 2002). Para la obtención de energía importa el metano termo-génico incrustado en yacimientos
convencionales o no convencionales.
El gas natural de yacimientos convencionales migra de la roca madre –dependiendo de su porosidad - a
lo largo de las capas divisorias y los gradientes de presión hacia la roca de conservación (Fig.1).Una vez
que esta formación llega a una capa impermeable a los gases, se forman los yacimientos. En la
producción convencional de estos yacimientos su obtención se produce principalmente mediante la
perforación de pozos profundos (por regla general de >500m). Los yacimientos convencionales de gas
de Alemania se encuentran ante todo en la cuenca del Norte, en las formaciones rocosas pérmicas (e.o.)
a 3000-5000m de profundidad (BGR 2012; WEG 2008).
Figura 1 Las reservas de petróleo y de gas natural convencionales y no convencionales recuperables
7
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Fuente: UBA2011
10.El gas natural no convencional es el término genérico para el gas termogénico, el cual aún se halla
parcialmente dentro de la roca madre o bien ligado a la roca de almacenamiento. Se hace una distinción
entre el tight Gas con reservas de 0,1billón de m3, el gas de esquisto (shale gas) con reservas de 1,3
billones de m3 y gas de veta de carbón (coal bed methane) con reservas de 0,5 billones de m3
(ANDRULEIT et al. 2012, Tab. 14). El tight gas se encuentra atrapado en las capas densas de las rocas
como la arenisca, la caliza y los minerales de arcilla. En Alemania se lo encuentra normalmente en
capas de una profundidad de 3.500 a 5.000m. El gas de esquisto aparece en los sedimentos ricos en
hidrocarburos como la arcilla y la pizarra, mayormente a profundidades de 1.000 a 5.000 m (BGR 2012)
El gas de veta de carbón aparece ligado al carbón de piedra a una profundidad de entre 700 y 2.000 m
(BORCHARDT 2011).
El gas de esquisto no convencional tiene los mayores recursos y por lo tanto se halla en el foco de
ulteriores consideraciones. Los mayores potenciales de gas de esquisto de Alemania se encuentran en
Renania del Norte-Westfalia y en la Baja Sajonia.
2.2 Producción de gas natural convencional
11. Antes de que se pueda aprovechar el gas natural de los yacimientos convencionales, deben
determinarse las características geológicas, hidrogeológicas y sísmicas de la región. Para su explotación,
estos territorios son provistos de una infraestructura de transportes, se instalan los sitios de perforación,
se perforan las rocas de almacenamiento y se construyen los conductos de transporte. Finalizada la
explotación de gas, será necesario desmontar los conductos de transporte, sellar los pozos y controlar
que no ocurran escapes.
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Durante la primera etapa las perforaciones profundas se efectúan mediante arietes (ramming) y líquidos
a presión (flushing) hasta alcanzar una capa de arcilla densa. Se continúa mediante el flushing a base de
mezcla con arcilla (BGR 2012). El relevamiento geológico se efectúa para documentar la cantidad de
barreras y acuíferos y las características de las rocas de almacenamiento (composición mineral, porosidad).
Para evaluar la posibilidad de obtener gas se informa sobre los trastornos conocidos o presumibles que
puedan presentarse en la función de barrera que ejercen las capas alcanzadas.
Durante las perforaciones profundas es inevitable traspasar los acuíferos y dañar las capas
impermeables, al menos puntualmente. Por ello, el pozo se sella con tubos de acero, en parte con
secciones intercaladas. El espacio entre la pared de la perforación y el entubado se rellena con cemento
(BGR 2012). De haber una evaluación positiva del lugar de perforación, se continuará ampliando su
explotación.
12. Junto con el gas natural también egresa durante días agua servida o de yacimiento que, según las
condiciones geológicas (presión, temperatura, rocas) puede contener sales, metales e hidrocarburos entre
otros contaminantes. En este caso se debe calificarlo como problemático a nivel humano y eco-toxicológico
(cf.cap 4.1). En Alemania el agua de yacimientos normalmente se conduce a pozos subterráneos con una
profundidad de entre 500m hasta varios miles de metros (ROSENWINKEL et al. 2012b). Cuando el
volumen de producción del gas natural retrocede, puede realizarse la llamada estimulación hidráulica
(fracking) (ver Tabla 1)
2.3 Obtención de gas no convencional (Unconventional Gas Drilling)
13. Hasta ahora, el gas natural no convencional de los depósitos en Alemania no era elegible desde el punto
de vista técnico y económico. Pero mediante el posterior desarrollo de técnicas de perforación especial con
deflexión horizontal de un taladro vertical y en conjunción con el fracking estos yacimientos se volvieron
accesibles mediante un esfuerzo más razonable. Lo no convencional de esta obtención de gas son las
características de la roca de almacenamiento (permeabilidad especialmente baja), la rápida disminución de la
presión en los poros durante la extracción mas el empleo de una versión modificada de fracking (ver Fig.2)
Aquí se perfora un pozo profundo en las capas de sedimentos gasíferos y se continúa mediante perforaciones
horizontales donde se provocan grietas por detonación en los caños de acero utilizando cañones especiales. A
continuación se inyecta a alta presión (hasta 1.000bar (EWEN et al. 2012)) un fluido-frack (una mezcla de
agua con diversos químicos) para provocar más grietas y mantenerlas abiertas. Junto con la arena o las
partículas de cerámica se le agregan al agua diversos productos químicos (Tabla 2, párrafo 4.1.2. La
composición exacta del fluido-frack depende de las condiciones geológicas. Las recetas de los fluidos –frack
utilizados para los primeros ensayos para gas de esquisto en Alemania (Damme 3, Baja sajonia) fueron
publicados (Exxon Mobil o. J.).
Fig. 2 Proceso de fractura hidráulica
9
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Tabla 2
Usos de los aditivos contenidos en los fluidos Frack
Aditivo
propelente
Inhibidor de sedimentos
Biocidas
Control de precipitados del hierro
Agentes gelificantes
Estabilizador térmico
Breaker
Inhibidor de corrosión
Producto solvente
Reguladores de ph y soluciones
Buffer
Crosslinker
Reductores de fricción
Ácidos
Espumas
H2S Scavanger- eliminadores de sulfuro de
hidrógeno
Uso
Mantención de las grietas logradas por
el fracking
Impedir la sedimentación de rellenos poco
solubles como carbonatos y sulfatos
Impedir el crecimiento de bacterias, Impedir la formación de
hidrosulfuros producidos por bacterias reductoras de sulfatos
Impedir los precipitados de oxido
Mejorar el transporte de propelentes
Impedir la descomposición prematura del gel x altas temperaturas en
el horizonte de aplicación
Reducir la viscosidad de los fluidos frack para incorporar el propelente
Proteger de la corrosión
Mejorar la disolución de los aditivos
Equilibrar el pH de los fluidos frack
Elevar la viscosidad al aumentar la temperatura para mejorar el
transporte de propelentes.
Reducir la fricción entre los fluidos frack
Tratamiento previo y limpieza de los tramos perforados de restos de
barro y cemento; disolución de minerales solubles.
Apoyar el transporte de propelentes
Eliminar el sulfuro de hidrógeno tóxico para evitar la corrosión
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Surfactantes
Estabilizadores de arcilla
Fuente: BMU 2012, S. 11
Reducir la tensión superficial de los fluidos
Reducir la hinchazón y el desplazamiento de minerales de arcilla
El proceso de separar la roca del yacimiento dura unas pocas horas. Con el alivio de la presión comienza el
período de liberación, en el cual se produce el reflujo (flowback) de los fluidos frack mas agua del
yacimiento. Con el tiempo se va manteniendo una cantidad constante de reflujo pero con una menor cantidad
de fluidos frack. La cantidad depende del yacimiento y de las características geológicas. Una parte de los
fluidos frac permanecerá en el subsuelo de manera permanente. Durante la fase de producción el gas liberado
fluirá a la superficie donde será capturado. Ese gas contendrá humedad que tendrá que ser condensada y
eliminada como parte del reflujo. El reflujo puede ser reinyectado al suelo en otra parte o bien puede ser
reciclado. El agua que también surge durante la obtención convencional de gas actualmente suele ser
reinyectado en perforaciones de descarga o en antiguos yacimientos (ROSENWINKEL et al. 2012b). El
fracking es la opción necesaria para la producción de gas natural de yacimientos no convencionales y no es
solamente una medida de soporte para asegurar las tasas de producción económica, como sucede con los
yacimientos de gas convencional.
3. El gas de esquisto en el contexto de la revolución energética
14. El tema del gas de esquisto en Alemania ha despertado controversias en el contexto de la revolución
energética y de los objetivos climáticos a largo plazo. De los desarrollos en EEUU se desprenden esperanzas
de que el gas de esquisto también pueda ser para Europa y para Alemania la llave para lograr la reducción de
los precios del gas natural, de modo que oficie de puente para un abastecimiento energético proveniente de
energías renovables. Las centrales eléctricas a gas son vistas como un buen complemento para las energías
renovables, dado que en comparación con otros combustibles o la energía nuclear tienen un período de
amortización más corto además de su flexibilidad técnica. Más allá, el gas natural tiene una mejor huella de
carbono que otros combustibles fósiles, además que el gas de esquisto aún no está totalmente investigado
(véase también el capítulo 4.5). Sin embargo, la rentabilidad de las plantas de energía de gas tanto en
existencia como en construcción y debido a los altos costos del combustible y depreciación de los precios en
las Bolsas europeas se encuentran en riesgo y muchas al borde del cierre (MATTHES 2012, S. 3). En cambio
aumenta la producción de electricidad mediante el carbón (SETTON2013). A este respecto, la producción de
gas de esquisto podría - si se conduce a los precios de gas natural más bajos – flanquear los objetivos de
la transición energética. Sin embargo, deben examinarse críticamente los efectos no asumidos sobre los
precios. En primer lugar, se requiere una estimación realista del potencial, en Europa y, por supuesto,
en Alemania, como para poder evaluar correctamente la relevancia de los yacimientos. Además de otros
factores que determinan el impacto potencial de gas de esquisto en los precios de los combustibles, deben ser
analizados de manera diferencial algunos otros factores globales y regionales. El mercado de los
combustibles fósiles se caracteriza básicamente por la evolución del mercado mundial (véase la nota 19, §
3.2), hasta qué punto la producción nacional de gas de esquisto Europea o local puede influir en los precios,
es una cuestión central.
Además debe distinguirse entre el corto plazo y las tendencias a más largo plazo. Durante los debates sobre
políticas energéticas a menudo se exhiben desarrollos de precios a corto plazo con el solo objetivo de
cuestionar la toma de decisiones a largo plazo. Así la producción de gas de esquisto en EEUU a bajo precio
es tomada como argumento para impulsar una revisión de las metas climáticas y energéticas tanto a nivel
nacional como europeo (cf.TZ22cap.3.3.) El aspecto temporal es asimismo relevante para la producción de
gas de esquisto, por cuanto en los próximos diez a veinte años el aún importante rol del gas natural deberá
disminuir con el desarrollo de las energías renovables, tanto en Alemania como en Europa (NITSCH et al.
2012; Europäische Kommission 2011b).
Sólo en el contexto de este enfoque diferenciado podrá evaluarse correctamente la acción política en materia
de la evolución de gas de esquisto para flanquear la política energética y climática europea y alemana.
11
Fracking para la obtención de gas de esquisto
15. En 2011 se consumieron en Alemania 84 mil millones de metros cúbicos de gas natural (ANDRULEIT et
al. 2012). En el mix energético alemán el gas natural insume actualmente un 21% del consumo de energía
primaria y constituye el combustible más importante detrás del petróleo y el carbón (BMWi 2013). Tras el
estudio piloto para el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad
Nuclear (BMU), estructurado según las metas de la revolución energética, se presume para Alemania una
reducción del consumo de gas natural al 87% del valor de 2010. Hasta el 2050 la cantidad de gas natural
debería descender a la mitad de los valores del 2010 (NITSCH et al. 2012, S. 102). Para Alemania este
escenario significaría una reducción significativa- frente al estado actual -dentro de las próximas décadas.
Una demanda todavía menor se espera allí donde los escenarios tienden a un suministro basado totalmente en
energías renovables , tanto como en aquellos donde se espera alcanzar nuevas metas para la protección
climática para el 2050 (SRU 2011b, cap. 3.2).
Tan solo el 14% del consumo de gas natural alemán se obtiene actualmente de la producción convencional
local y la tendencia es a la baja, (BGR 2012). Los mayores montos de importación de gas hacia Alemania provienen
de Rusia, Noruega y los países Bajos (ZITTEL 2012). El mercado del gas no es un mercado alemán, por lo tanto no es
razonable hacer estimaciones de los efectos en los precios del gas de esquisto alemán.
3.1. Potenciales de gas de esquisto, su distribución global y las incertidumbres
16. Central a una evaluación del potencial para el gas natural es el porcentaje de la cuota de producción bruta
del gas existente (gas-in-place - GIP).Para el gas de producción convencional hay literatura que estima una
cuota de producción del 80% del GIP, la cual variará según las condiciones geológicas entre un 20% y más
del 90%. La cuota bruta del gas de producción no convencional, estimada según la experiencia de EEUU, es
claramente más baja., con apenas un 5% hasta un 30% del GIP (Parlamento Europeo –Políticas internas
2011, S. 65). Aún no se pudo aclarar hasta dónde estas cifras son aplicables a Europa y particularmente
Alemania. La literatura exhibe numerosos indicios de que la tasa de producción es específica para cada sitio
(ANDRULEIT et al. 2012) y en consecuencia serían también muy variables para diversos sitios potenciales
dentro de Europa y Alemania. En principio, el grado de individualidad de los sitios de producción hace
imposible una estimación precisa sin una perforación exploratoria abarcativa. La exploración aún se
encuentra en sus comienzos en casi todos los países o bien todavía no ha empezado.
Junto con la falta de un estándar unificado para los cálculos potenciales y la exposición de estos datos,
incluyendo la utilización de la terminología, esto es el motivo de las grandes divergencias que exhibe la
literatura sobre los potenciales estimados. Para las presentaciones acumulativas de datos de regiones enteras
o continentes algunas fuentes omiten países por la falta de datos (PEARSON et al. 2012, S. 30 ff.;
ANDRULEIT et al. 2012, S. 19 y 22).
En 2011 el BGR (Instituto Federal de Geociencias y Recursos Naturales) estimó los recursos de gas natural
mundiales (Gas natural convencional y no convencional en depósitos) en aproximadamente 785 Bill. m³. La
proporción de recursos en yacimientos no convencional-les es estimado en un 60%(ANDRULEIT et al.
2012, S. 20). En un estudio del Joint Research Center para la Comisión Europea PEARSON y otros (2012,
pág. 31), -basándose en una extensa literatura– calcularon la proporción del gas natural no convencional
obtenible en un 18 a 36%, al estado actual de la técnica. La contribución del gas de esquisto al suministro
mundial de energía primaria se estima así ,en el escenario más optimista, hasta un 30% en 2025 y llegando al
35% en 2040(PEARSON et al. 2012, S. 230).
Tanto ANDRULEIT e.o. (2012) como PEARSON e.o. (2012) además de otros autores cuyas
fuentes son citadas en este texto advierten que los datos disponibles están viciados de una cuantiosa
inseguridad y solamente podrán ser corroborados por las exploraciones. La Figura 3 documenta las
enormes diferencias entre los potenciales estimados en las diversas publicaciones.
12
Figura 3
Valores estimados para los recursos aprovechables de gas de esquisto (en 1000 millones de m3)
(Corregir en el Índice)
Quelle: Pearson et al. 2012, S. 27
Una indicación de que las estimaciones de los últimos años eran a veces demasiado altas, se proporciona en
la Figura 4,que proviene del BGR (IFGyRN) y también se basa en varias fuentes de datos. La ilustración
muestra que la EIA (U.S. Energy Information Administration) ha disminuido drásticamente los valores
estimados para la producción de gas de esquisto para el 2011 (en 13, 64 mil millones de m3) en comparación
con el año 2009 (EIA 2012a, S. 58). Este valor se ubica más bien en un rango medio si se lo compara con
los valores reunidos por PEARSON e.o.(2012, pág.230). Los valores de la Figura 4 para Polonia varían de
manera extrema entre los años. Mientras que la EIA en 2010 todavía calcula los recursos de gas de esquisto
polacos por encima de 5 mil millones de m3, el Instituto geológico polaco (PGI) parte de de recursos por 560
mil millones de m3de gas de esquisto y el instituto geológico de EEUU (USGS) en 2012 ya menciona apenas
unos 38 mil millones de m3.En todos los casos se trata de valores promedio estimados (PEARSON et al.
2012; ANDRULEIT et al. 2012, S. 22 f.; WYCISZKIEWICZ 2011, S. 46; GAUTIER e.o. 2012).
Figura 4
Comparación de los recursos de gas de esquisto estimados
para los Estados Unidos y Polonia según el estado actual de la técnica
13
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Con toda la incertidumbre de los datos disponibles, es claro que el potencial cuantitativo de gas de esquisto
es muy diferente según el país o la regióny con ello también los posibles efectos de la producción de gas de
esquisto sobre los precios del gas natural (ver cap.3.2) Se presume que las mayores reservas de gas de
esquisto técnicamente recuperables en el mundo se encuentran actualmente en los EE.UU. (25%) y China
(20%). En muchos otros países, sin embargo, no se hallan disponibles análisis potenciales. Menos del 10%
del gas de esquisto potencialmente utilizable en el mundo recae sobre Europa, según los datos actualmente
disponibles (PEARSON e.o. 2012, pág.30 ss.)
Dentro de Europa, según un estudio realizado por el BGR(2012, S. 31) y de acuerdo con la EIA
(2011b,S. 1–5, Tab. 1.3), los principales yacimientos de gas de esquisto estarían en Polonia, Francia,
Noruega y Suecia. Sin embargo, es probable que estas proporciones se muevan en corrección continua de las
estimaciones debido a un aumento del conocimiento (ver Polonia). La BGR estima los recursos utilizables de
Alemania en un valor medio de unos 1,3 mil millones de m3. Para ello ella enuncia recursos de gas natural
no convencionales de entre 6,8 – 22 mil millones de m3 y estima una cuota de producción del 10%. Según
esta estimación, los recursos de gas de esquisto alemanes serían notablemente más grandes que los de gas
natural de yacimientos convencionales (0,02 mil millones de m3 sin tight gas) y también que p.ej. los
recursos polacos (ANDRULEIT et al. 2012). Los autores sin embargo subrayan que para los recursos de gas
de esquisto en Alemania se trata de cifras provisorias en tanto los necesarios datos geológicos y geoquímicos
aún no se habían completado al momento de la publicación (idem.ver 19 ss) .
Para ilustrar las proporciones a menudo se utiliza el concepto de rango estático, donde se da por asentado un
consumo estable con un abastecimiento completo. L os recursos de gas de esquisto estimados de 0,7 hasta
2,3 mil millones de m3 tendrían un rango estático de 8 a 27 años. Las evaluaciones potenciales expuestas
están todas viciadas de grandes inseguridades, como ya se ha dicho. A ello se suma que deben respetarse
limitaciones ambientales y zonas de exclusión (ver cap.4.3) para una evaluación realista , lo cual sin embargo
no ha ocurrido en los cálculos presentados. Aquí se comprueba un importante déficit de información que
deberá resolverse para continuar el debate. Bajo las restricciones del medio y de cualquier otra cantidad de
14
reclamaciones de espacio las cantidades obtenibles de gas natural de yacimientos no convencionales
probablemente serán ostensiblemente menores a los potenciales expuestos hasta hoy.
El siguiente aspecto que limitaría enormemente los potenciales de mercadeo del gas de esquisto es la
rentabilidad de la extracción cuando dicha producción deba ocurrir solamente bajo elevadas restricciones
ambientales – lo cual en Alemania sería indiscutible.
3.2 La producción de gas de esquisto y sus efectos sobre el mercado y los precios
Corregir en el índice
17. Tal como se indica en el párrafo 14, los efectos sobre el mercado y los precios han de observarse mejor
de manera diferenciada, según la producción global y regional además de la diferenciación entre efectos
temporales a corto y a largo plazo, dado que en el transcurso del tiempo van teniendo mayor peso otros
mecanismos de adaptación de los actores. Más allá, han de focalizarse no solamente los efectos potenciales
sobre el mercado del gas natural, sino además los efectos sobre los precios de otros combustibles, dado que
los mercados son ( al menos parcialmente) interdependientes.
3.2.1 Producción global de gas de esquisto
Efectos a corto plazo sobre los precios de los combustibles en Alemania
18. Al momento actual el gas de esquisto solamente es producido en cantidades apreciables en América del
Norte, por lo cual los efectos del gas de esquisto sobre los precios parten en primer lugar de las actividades
de dicha región. La producción anual de gas de esquisto de EEUU aumentó un 48% entre los años 2006 a
2010 (EIA 2011a, S. 37). En el 2012 la producción alcanzó cerca de un 32% de la totalidad de gas natural
extraído en los EEUU (ARTUS 2013, S. 2), lo cual a su vez cubre cerca de un 30% de la demanda energética
primaria. El elevado aumento de la producción de gas natural viene flanqueada por una política exportadora
restrictiva para el gas natural (vale decir, una práctica de autorizaciones sumamente restrictivas para la
elaboración de infraestructura de exportación). En consecuencia existe en los EEUU una elevada
competencia entre los oferentes y con posibilidades de comercialización limitadas. La consecuencia es la
virtual depreciación del gas natural. La EIA estima que el bajísimo nivel de precios en los EEUU duraría
solamente un tiempo limitado (PEARSON et al. 2012, pág. 2 ss.; EIA 2013, pág. 5).La reacción del mercado
en EEUU fue la substitución del carbón por el gas natural, principalmente para la producción de electricidad.
En consecuencia se está liberando gran cantidad de carbón para la exportación, lo cual a su vez provocó la
caída de los precios del carbón en Europa. (BRODERICK y ANDERSON 2012; VIHMA 2013, pág. 5 ss.).
Hasta ahora el efecto de la producción de gas de esquisto sobre los precios de los combustibles en Europa ha
sido más bien indirecto; actualmente significa para Alemania un abaratamiento del carbón y por lo tanto un
nuevo empeoramiento de la competitividad del gas natural frente al carbón. El deseado efecto del gas de
esquisto se revierte así, momentáneamente, en su contrario.
Efectos sobre los precios de los combustibles a mediano y largo plazo en Alemania
19. Por los elevados costos de transporte y las largas rutas de entrega, la comercialización del gas natural
continúa siendo en gran medida limitado a los mercados regionales (PEARSON et al. 2012, S. 163). La
importación de gas hacia Alemania se realiza principalmente mediante gasoductos y se encuentra regulada
mediante contratos a largo plazo a causa de los elevados costos específicos. El precio estipulado en estos
contratos hasta ahora continúa acoplado al precio del petróleo, aunque de forma desactualizada
(ANDRULEIT et al. 2012, S. 21; PEARSON et al. 2012).
Sin embargo, en diversas publicaciones actualmente se pronostica una mayor integración global del mercado
gasista y en parte se describe o al menos presume, como consecuencia, un desprendimiento de los precios del
petróleo. El rápido aumento de la producción de gas de esquisto en EEUU y el simultáneo embate de la
demanda para e gas natural a causa de la crisis económica son mencionados como los principales impulsores
15
Fracking para la obtención de gas de esquisto
del anudamiento de los mercados, como además la ampliación de la infraestructura y el creciente comercio
con el gas licuado (LNG) (PEARSON et al. 2012, S. 164; ANDRULEIT et al.2012, S. 21).
El desenvolvimiento de los costos para el gas licuado juega asimismo un rol importante para las futuras
interdependencias y vinculaciones de precios entre los mercados. La baja de los precios del gas licuado haría
atractivo el comercio con el gas natural , aún a grandes distancias entre los mercados que hasta ahora
tuvieron un carácter más regional (PEARSON et al. 2012, S. 171 ss.). De llegarse realmente a una mayor
globalización del mercado del gas natural, bien podría ocurrir, teóricamente, que la mayor oferta de gas por
el aporte del gas de esquisto provoque también en Europa una tendencia a la baja de los precios (ídem., pág.
230) A mediano y largo plazo también es posible en Europa un efecto directo sobre los precios del gas
natural, más allá de los efectos hasta ahora indirectos.
La fuerza con que aparecen los efectos depende sin duda de las decisiones políticas de los países productores
de gas de esquisto. Como ejemplo merece citarse la actual política de EEUU de limitar las exportaciones de
gas natural. Y depende asimismo de cómo evolucionará el consumo en otras regiones demandantes, como
por ejemplo en Asia. En el transcurso del año 2010 Asia aumentó la importación de gas natural licuado en un
18% y la tendencia continuó en el 2011 tras la catástrofe de Fukushima en Japón (PEARSON et al. 2012,
pág. 179). Por lo tanto es posible que en el futuro tampoco lleguen las exportaciones de gas norteamericano a
Europa, dado que p.ej. se privilegia el suministro a Japón donde el mercado del gas natural tiene precios
todavía más altos (IEA 2012a, pág. 17).Y China también es un actor importante en el interjuego de oferta y
demanda a causa de su creciente demanda de gas natural. En los últimos años ha aumentado notoriamente la
importación de gas natural licuado (EIA 2012b) y según el plan quinquenal actual debería ser aumentada
significativamente la porción de gas natural en su mix energético. Para tal efecto se están incrementando las
capacidades para producir gas licuado y las empresas chinas están asegurándose los recursos de gas de
esquisto en América del Norte (IEA 2012ª)- Además están adquiriendo los conocimientos para una
producción propia de gas de esquisto aprovechando la cooperación con empresas internacionales. Se vuelve
claro que la oferta adicional de gas natural está frente a la creciente demanda en otras regiones no europeas.
Una creciente demanda mundial y con regiones demandantes muy cercanas a los yacimientos
(potencialmente) más importantes o con los precios de comercialización más altos permite pensar que
oficiará de freno a la baja del precio del gas natural en Alemania antes que a una baja del mismo.
La condición para que valga la pena y se propicie la baja del precio local, la exportación de gas natural
(como gas licuado por las distancias a recorrer) desde regiones mundiales ricas en gas de esquisto (EEUU,
China) hacia Europa, deben, al menos en teoría, mantenerse constantes las grandes diferencias de precios
entre los mercados. A mayor diferencia de precios mayor volumen de exportaciones (EIA 2011a, pág. 40;
2012a).
Tanto la EIA como HUGHES (2013) no creen probable que a mediano y largo plazo se mantengan los bajos
precios en EEUU, aún cuando los estudios se basan en diferentes estimaciones acerca del desarrollo que
tendrá la producción de gas de esquisto en EEUU. En el American Energy Outlook (AEO) la EIA parte de la
base de que la producción de gas de esquisto de EEUU entre 2009 y 2035 prácticamente se triplicará (2011a,
S. 37). También en el anticipo del AEO 2013 la institución todavía parte de nuevos incrementos en la
producción aunque simultáneamente pronostica un significativo aumento para el gas natural a partir de 2018
(EIA 2013, pag.5). El motivo dado por la EIA sería una creciente demanda de gas natural en los EEUU,
mientras se mantenga en regresión la producción de gas natural convencional. La EIA parte asimismo del
incremento en los costos productivos para el gas de esquisto dado que los yacimientos más productivos han
sido mayormente agotados.HUGUES (2013) en cambio espera a mediano plazo un descenso de la
producción total en EEUU como consecuencia del descenso paulatino de la productividad. Su argumentación
también se basa en el vaciamiento de los llamados “sweet pots”, los yacimientos más rentables (ver también
GÊNY 2010,pág. 43). Según su análisis, el incremento de la producción solo sería posible incrementando la
cantidad de perforaciones, lo cual demandaría mucha inversión de capital y no sería rentable por los precios
actuales . Como prueba se indica que el valor del gas de esquisto producido en EEUU durante el 2012 ha de
16
estimarse en US 35,5 mil millones, pero que los costos de producción para mantener estos volúmenes
también a futuro deberán calcularse en US 42 mil millones anuales (HUGHES 2013, S. 50).
La Agencia de Energía Internacional (IEA) también confirma que la sobre oferta de gas ha conducido a una
depreciación por debajo de los costos de producción (IEA 2012b, pág. 129). Consecuentemente, deberá
esperarse que a mediano plazo se produzca una adaptación y un saneamiento del mercado (SCHMID und
MARK 2013). HUGHES (2013, pág. 50) sostiene que caerá la producción total en EEUU ni bien se
concreten los proyectos ya encarados (se han hecho las perforaciones, falta la producción). Se podría tomar
para el caso del gas de esquisto el llamado “ciclo del cerdo” (WESTPHAL 2013), el cual es sintomático para
los mercados de materias primas (KALECKI 1977, pág. 43 s.): La adaptación de los volúmes de producción
siempre ocurre con atraso a las señales de precios y de escasez , ocasionando con ello estallidos de precios
hacia arriba y abajo (cf. Figura 5). Entonces se puede pensar que en EEUU la depreciación del gas de los
últimos dos años hacia sus antiguos niveles bajos será de naturaleza temporal.
Figura 5
Evolución de los precios del gas en los EEUU
Fuente: ARTUS 2013, S. 3
Al respecto, GENY (2010) observa una serie de promotores de aumentos en el costo de producción de gas de
esquisto en los EEUU, particularmente un alza progresiva de los precios de arrendamiento por la mayor
competencia para adquirir tierras por parte de las industrias productoras, un empleo de técnicas ineficientes y
la continuidad de altas cifras de perforaciones erróneas. Los actuales costos de producción relativamente
bajos son adjudicados además a la liberación de las normas nacionales sobre el medio ambiente. La
introducción de sustancias peligrosas en el fracking fue excluida del “Save Drinking Water Act” (GÉNY
2010, pág. 36; IEA 2012a, pág. 104), siendo que los (nuestros) estados federales en parte tienen otras
reglamentaciones sobre el medio ambiente (BOERSMA y JOHNSON 2013). La presión para regular la
obtención de gas de esquisto mediante una legislación ambiental eficaz es alta, aún cuando existen
incertidumbres acerca de cuándo sucederá nuevamente a nivel federal. Actualmente se encuentra en
preparación un amplio estudio de la U.S. Environmental Protection Agency (U.S. EPA) (EPA 2013), la cual
17
Fracking para la obtención de gas de esquisto
podría convertirse en la base de una regulación de las políticas ambientales en el transcurso de 2014
(WYCISZKIEWICZ 2011).Esto también es un factor potencial de aumento de los costos productivos y con
ello de un descenso de la producción o nuevos aumentos de precios.
Tomados en conjunto, estos factores permiten suponer que la baja de los precios en EEUU será transitoria.
La IEA tiende a esperar un repunte en los precios del gas natural en los EE.UU (IEA 2012a, pág. 107; 2012b,
pág. 41 y 43). Esto también debería debilitar para Europa, los efectos sobre los precios a mediano y largo
plazo antes que aquellos a corto plazo, aunque en principio tales efectos no pueden ser descartados. En
general, en comparación con una referencia sin gas de esquisto una oferta favorable adicional de gas de
esquisto tiene un efecto atemperador sobre los combustibles fósiles. Esto puede llevar a un aumento de la
demanda(PEARSON y otros 2012, S. 154; BRODERICK y otros. 2011). Sin medidas acompañantes esto va
a frenar la protección climática, la evolución de las energías renovables y toda medida por aumentar la
eficiencia.
3.2.2 Producción regional de gas de esquisto – Alemania y Europa
Efectos cortoplacistas sobre los precios de los combustibles en Alemania
20. Se puede afirmar con relativa certeza que la producción de gas de esquisto de Alemania y Europa por el
momento no sucederá a un nivel que influya sobre los precios de los combustibles. Esto lo demuestran
fundamentalmente los cálculos potenciales más algunos otros factores. Tal como se expone en el capítulo 3.1
los potenciales de gas de esquisto de Alemania son escasos cuando se hace una comparación global;
particularmente cuando actualmente los criterios de debate vienen centrados en las zonas de exclusión y
todavía ponen más límites al potencial de las superficies (Capítulo 4.3). El aprovechamiento del gas de
esquisto de Alemania por lo tanto no influiría significativamente en las relaciones cuantitativas del mercado
europeo y con ello tampoco en los precios del gas natural. Francia emitió en 2011 una ley de prohibición de
la producción del gas de esquisto(P.ej. The Economist 2013) y en Polonia se corrigieron numerosas veces las
estimaciones potenciales hacia la baja(cf. Fig.4). El Instituto Polaco de Relaciones Internacionales
comentaba en 2011 los resultados de las primeras perforaciones exploratorias con gran optimismo, al mismo
tiempo que aclaraba la todavía reducida capacidad industrial para obtener cantidades grandes
(WYCISZKIEWICZ 2011). Recientes informes de prensa indican incertidumbre y en parte desencanto por
la explotación del gas de esquisto polaco. Así Exxon Mobil procedió a retirase de la producción de gas de
esquisto en Polonia, a causa de la escasa producción de los yacimientos testeados (KENAROV 2013). En
general, los hallazgos recientes y los desarrollos políticos amortiguan las expectativas acerca de una
comercialización rentable del gas de esquisto en Europa.
Otro obstáculo actual son los elevados costos de producción, equivalentes a dos o tres veces los de EEUU.
Los ‘precios punto de equilibrio’ para la producción de gas de esquisto en Polonia o Alemania son estimados
por GÊNY (2010, pág 88) entre € 20 a 40 por MWh. Hay indicios de que el precio del gas en Alemania y
Europa es demasiado bajo como para que en un futuro cercano se desarrolle en Europa una producción de
gas de esquisto a gran escala (GÉNY 2010, pág. 84 ss.; ZEW 2013). (GÉNY 2010, pág. 84 ss; ZEW 2013).
El desarrollo de la industria del gas de esquisto como una emprendimiento comercial encarado con gran
estilo todavía está en los comienzos tanto en Alemania como en Europa. Para ello faltan los equipamientos
con dispositivos técnicos, personal capacitado e infraestructura. En gran medida faltan además los datos
sobre las características geológicas y geoquímicas de los emplazamientos. La obtención y elaboración de la
información relevante probablemente insumirá varios años. Para el próximo paso – la expansión de los
niveles de producción orientada hacia las metas cuantitativas – está el aporte de la experiencia en EEUU que
indica la necesidad de calcular con algunos años más (GÉNY 2010). A corto plazo el gas de esquisto de
Europa no podrá aportar mucho al suministro de energía a causa de estos plazos previos a la producción.
18
Efectos a largo plazo sobre los combustibles en Alemania
21. En el largo plazo y según estimaciones actuales la influencia del gas de esquisto alemán y europeo sobre
los precios de los combustibles también está limitada por las cantidades pequeñas en una comparación
global. Y esto aún cuando a mediano y largo plazo la producción pueda aumentar. Para revertir esto, las
condiciones económicas deberían desarrollarse marcadamente hacia la producción de gas de esquisto
(GÉNY 2010, pag.. 96 ss.). Aunque para Europa se pronostican aumentos en los precios del gas natural y se
supone que el desarrollo técnico probablemente lleve a un menor costo productivo, ambos aspectos – a juicio
actual – no serían tan importantes como para hacer comercialmente atractiva una producción a gran escala.
Una mayor globalización de los mercados energéticos, tal como se esboza en el párrafo 19, debería debilitar
adicionalmente el efecto sobre los precios del gas de esquisto europeo. Por demás, la producción de gas de
esquisto se halla compitiendo con otras opciones de expendio de gas natural para el mercado europeo. Una
investigación de la IEA en 2009 permite concluir que los proyectos de gas de esquisto serían generalmente
mucho más caros que los nuevos proyectos de gas natural convencional (GÉNY 2010, S. 88), de lo cual se
puede deducir que las futuras ofertas de gas y así los precios en Europa más bien serán determinados por los
nuevos proyectos gasíferos rusos y los de gas natural licuado en África del Norte y Qatar antes que por el gas
de esquisto europeo (ibid.pag.89).
La Tabla 3 resume las estimaciones citadas en el capítulo 3 sobre los efectos de una producción de gas de
esquisto sobre los precios europeos.
Tabla 3
Matriz de los efectos sobre los precios de la extracción de gas de esquisto
Efectos potenciales de la producción de gas de esquisto
sobre precios de combustibles en Europa
Producción potencial
Global
a corto plazo (hasta 2020)
mediano y largo plazo
Regional(en Alemania, en
Europa)
claramente, actualmente más
bien indirecto (el carbón se
muy leve
abarata)
posible efecto directo (gas) e
indirecto (carbón) pero
incierto y con tendencia a ser incierto
menor que a corto plazo
19
Fracking para la obtención de gas de esquisto
SRU/Dictamen No. 18–2013/Tabla 3
3.3. Consecuencias para las políticas energéticas y climáticas
22. La importancia del gas de esquisto para las políticas energéticas y climáticas está siendo discutida de
manera controversial. Junto a la esperanza de la caída de los precios del gas se hacen escuchar voces cada
vez más fuertes desde diversos ámbitos de la industria, la Comisión Europea y la política solicitando revisar
profundamente la política energética y climática europea y del estado federal, a la luz del desarrollo del gas
de esquisto. El argumento esencial expuesto es el costo energético demandado por el proceso de
reindustrialización en EEUU. Por la energía barata aumentaría la presión competitiva y la disposición a
trasladar industrias de alto consumo energético hacia los EEUU. Suponen además que el gas de esquisto
deprimiría los costos de las energías fósiles de tal manera que la revolución energética y la política climática
europea deban ser corregidas por ser demasiado onerosas. (ARTUS 2012; 2013; RILEY 2013; EIA 2013, S.
2; WESTPHAL 2013, pag. 3; OETTINGER 2012; EurActiv 2013; 2012b; NEUBACHER et al. 2013;
Frankfurter Allgemeine Zeitung 2013; LOUVEN 2013; „Hohe deutsche Industriestrompreise belasten
Wettbewerbsfähigkeit“, documento de prensa del VIK del 17de enero 2013). Al mismo tiempo se alientan
esperanzas de que con los hallazgos de gas de esquisto, particularmente en Polonia y los EEUU podría
modificarse radicalmente su bloqueo a las políticas climáticas si en estos países se reemplazaría el carbón
por el gas como elemento más amigable para el clima (HELM 2011; SCHRAG 2012).
23.Estos argumentos deben someterse necesariamente a un análisis crítico. El análisis potencial referido
arriba así como la estimación de posibles efectos de mercado y de precios del gas de esquisto están indicando
que sería erróneo tomar como referencia los actuales ciclos de precios cortoplacistas para revisar a fondo un
programa político pensado a largo plazo. En cuanto a las tendencias del mediano plazo existen grandes
incertidumbres. Más bien, es posible que exista la necesidad de acompañar la acción para corregir los efectos
de los desarrollos cortoplacistas del mercado, de acuerdo al interés por las metas energéticas y climáticas
proyectadas hasta el 2050.
La reindustrialización de EEUU no puede ser fundada en la revolución del gas de esquisto
24. Desde el 2009 está ocurriendo un notable incremento de la producción industrial en EEUU, superando el
30%. Mientras tanto ésta más bien se ha estancado en la Eurozona (ARTUS 2013, S. 3). Los mayores
beneficios de este auge los obtienen la industria automotriz y algunas industrias de gran consumo energético
como especialmente la industria química. La reindustrialización de EEUU sería debida unilateralmente al
boom del gas de esquisto y la consecuente caída del precio del gas, según afirman la mayoría de las
asociaciones y los consejeros políticos. Se argumenta que el precio del gas de EEUU se ubicaría claramente
debajo de la cuarta parte del europeo. A la luz de la reindustrialización de los EEUU, la Comisión Europea
propuso en el otoño de 2012 la meta política de volver a aumentar la participación industrial en el producto
bruto interno (PBI) al 20%, el cual había caído al 16% durante la crisis económica (EurActiv 2012b; 2013;
OETTINGER 2012; Europäische Kommission 2012, pág. 4).
25. Semejante explicación monocausal de la reindustrialización de los EEUU sin dudas resulta dudosa.
Además resulta incierta la duración de la caída del precio del gas en EEUU (ver párrafo 19) En principio no
puede atribuirse la reindustrialización de EEUU básicamente al costo energético. Aún cuando en 2012 el
mercado de gas ha tenido una depresión de los precios y ha influido sobre otros mercados energéticos, debe
considerarse que el mercado gasista solo es una parte de todo el mercado energético norteamericano (con una
participación de apenas un 30%)(ARTUS 2013). A ello debe sumarse que hasta los costos energéticos de las
20
industrias de alto consumo, tal como en Alemania, son apenas un fragmento de la totalidad de los costos de
producción, de modo que una depreciación solo sería relevante para la posición competitiva de unos pocos
segmentos especiales (Roland Berger Strategy Consultants 2011; REHBOCK 2013, S. 2). Lo decisivo para
la reindustrialización más bien fue que el dólar fue devaluado más del 30% desde 2002, según la media ponderada de todas las monedas (ARTUS 2013, Chart 11B, S. 6; Figura 6).Así las importaciones se vuelven más
caras y se benefician las exportaciones.
El Consejo Económico del presidente de los EE.UU. subraya también que el programa de coyuntura del
2009 al 2012 ,con un total de 767 mil millones de dólares EE.UU. (alrededor de 5,5% del PIB), ha tenido en
los últimos años un importante efecto sobre el crecimiento económico y el empleo (Council of Economic
Advisers 2013). Como se deriva de la Sección 3.2 (nota 19), también hay evidencia de que la disminución
del precio del gas en los últimos dos años es sólo temporal y que podría aumentar de nuevo en el mediano
plazo en los Estados Unidos. Las decisiones de inversión a largo plazo de las empresas de capital intensivo
no se basan en los ciclos de precios a corto plazo sino que tienen en cuenta los riesgos a mediano plazo. Al
respecto, otros motivos de inversión (especialmente la cercanía del mercado, los potenciales de crecimiento)
son probablemente más importantes para las inversiones directas en los EEUU por parte de algunas
industrias europeas, antes que los actualmente bajos precios del gas, aunque se estima que a mediano plazo
volverían a aumentar. La evolución de precios a largo plazo no sugiere ninguna revisión de las políticas
energéticas y climáticas.
26. Existen numerosas razones industriales, económicas y ambientales para el rol pionero de Alemania y la
UE a nivel de las políticas climáticas que han proporcionado a la SRU y otros autores diversos informes y
dictámenes en contra de una fijación unilateral en las consideraciones de costos a corto plazo (SRU 2005;
2008a; 2008b; JÄNICKE 2012; SCHREURS 2012). Una de las razones que flanquean la revolución
energética es que la transición hacia las energías renovables contribuye a un suministro de energía de bajo
costo para el largo plazo. En función de las diversas expectativas de precios de los combustibles fósiles, este
efecto envolvente está previsto para los años 2030, o a mas tardar 2040 (SRU 2011b; NITSCH et al. 2012;
SUTTON et al. 2011). Representantes de la industria e instituciones de investigación individuales ahora
opinan que con los hallazgos de gas natural en depósitos no convencionales dicho argumento sería obsoleto
(Frankfurter Allgemeine Zeitung 2013; FISCHER 2013). Las inversiones para aumentar la eficiencia
energética o en el cambio hacia las energías renovables serían relativamente más onerosas y por lo tanto no
rentables.
Figura 6
Tipo de cambio ponderado de los EE.UU. en comparación a otras monedas de negociación
Fuente: Artus
21
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Las reservas de combustibles fósiles adicionadas, además pueden tener efectos de amortiguación en los
precios del mercado mundial de los combustibles fósiles. Como ya mencionamos en el capítulo 3.2, puede
suponerse que los efectos a largo plazo serán marcadamente más débiles que los del corto plazo (TEUSCH
2012; 2013; WYCISZKIEWICZ 2011, pág. 18). 2012; GÉNY 2010; WESTPHAL Por lo tanto es muy
dudoso que a largo plazo el gas de esquisto haga que las energías fósiles sean más favorables que las
renovables. Tal es el caso para Europa.
También debe tenerse en cuenta que la UE es relativamente pobre en combustibles fósiles propios. Esto la
vuelve vulnerable a toda variación importante de los precios. Las políticas energéticas y climáticas europeas
así como la revolución energética también fueron justificadas con el argumento de la seguridad del
abastecimiento y la protección contra semejantes variaciones de los precios. El informe sobre la energía
mundial de 2012 de la EIA ya ha tomado en cuenta los pronósticos optimistas sobre el gas de esquisto; sin
embargo espera que en su escenario estandarizado ocurra una disminución del autoabastecimiento en la
UE(IEA 2012b; cf.Figura7) . En consecuencia el gas de esquisto no va a modificar nada fundamental de la
pobreza energética de Europa (Capítulo 3.1.)
Las proyecciones de la IEA para la UE triplican y cuadruplican los costos de importación de energías fósiles
entre los años 2000-2035 a más de 600 mil millones Dólares. La mayor parte del aumento de los costos ya
ocurrió durante la última década. Entre el 2011 y 2035 se pronostica un nuevo aumento de los costos de
importación por encima de los 100 mil millones de dólares (o sea apróx.20%)(IEA 2012b, S. 73). Las crisis
de precios energéticos vinculados a energías fósiles fueron un factor que no debiera subestimarse en la
recesión de 2008 (SPENCER et al. 2012; Oxford Economics 2011; RIFKIN 2011). Ellas también
constituyen un riesgo para el futuro dado que representan una merma de la capacidad adquisitiva y empeoran
significativamente el balance comercial de los estados dependientes de altas cuotas de importación de
energías fósiles.
Ningún cambio de las políticas climáticas puede esperarse de los “países frenadores”
27. Existen ciertas esperanzas de que la disponibilidad de gas natural de producción no convencional pueda
mejorar significativamente el balance de los gases de invernadero de algunos de los países que hasta ahora
frenaron las políticas internacionales y europeas sobre el clima (Europäisches Parlament 2012c; 2012b;
SCHRAG 2012). Tales esperanzas se basan primeramente en la suposición de que el gas de esquisto frena
significativamente el uso del carbón y que el balance climático del gas de esquisto es sustancialmente mejor
que el del carbón (SCHRAG 2012; HELM 2011). A pesar de registrarse una reducción en el consumo de
carbón en los EE.UU. (MILDNER et al. 2012), el balance climático del gas de esquisto (capítulo 4.5) es
controversial, inseguro y muy dependiente de la tecnología. Las emisiones de metano de la producción de
gas de esquisto actualmente están en el centro de las discusiones ambientales en EEUU (DRAJEM 2013).
Como el uso del gas de esquisto primeramente se justifica por lo económico, no puede descartarse que
continúe su uso aún en el caso de obtener un peor balance climático al estado actual de la ciencia.
Figura 7
22
Disminución de la producción de energía fósil en la UE en comparación con otros países
Fuente: IEA 2012b, pág. 65
En los EEUU han disminuido claramente las emisiones oficiales de CO2 entre 2005 y 2011, sobre todo
debido a la recesión de 2008 pero también por el cambio hacia el uso del gas y las energías renovables. El
pronóstico oficial parte sin embargo de una estabilización de las emisiones de CO2 con una leve tendencia al
alza (EIA 2013, S. 3; BIANCO et al. 2013, S. 11). Si bien se espera que el gas suplante al carbón en la
obtención de electricidad, el efecto total aparenta ser más bien moderado. Algunos análisis políticos actuales
sugieren que “la protección climática continuará siendo secundaria para EEUU” (MILDNER et al. 2012).
Así apenas puede esperarse que la distorsión del problema, que está vinculado al excedente de exportación
de carbón barato sea seriamente abordado (BOERSMA y JOHNSON 2013). Un análisis más detenido también
hace caer las esperanzas de que los recursos de gas no convencional de Polonia podrían transformar la
política energética de Europa en general y la actitud de Polonia a la política climática en particular (KLUZ
2012;EurActiv 2011; CHMAL 2011; MATTERN 2012). Polonia es relevante porque con sus posiciones de
veto contra las elevadas aspiraciones climáticas europeas ha asumido el liderazgo de los estados
climáticamente escépticos (FISCHER y GEDEN 2013). La producción de gas de esquisto recibe en Polonia
un amplio apoyo político y público, sobre todo en lo que respecta a la seguridad del suministro y la
independencia de Rusia (WYCISZKIEWICZ 2011). Aún así, las estimaciones iniciales de las reservas de
gas de esquisto tuvieron que ser revisadas con un factor de 10 a 100 hacia abajo en el transcurso de 2012
(véase cap. 3.1). En cuanto a esta revisión tendiente a la baja de las previsiones de Polonia sobre su potencial
de gas de esquisto, parece dudosa la sustitución del carbón por el gas para el consumo eléctrico. Cuando
menos no aumentaría la independencia energética. Un reposicionamiento sustancial de las políticas
climáticas polacas a causa de sus hallazgos de gas de esquisto entonces tampoco resulta plausible.
Necesidad de acompañamiento en el caso de variaciones de precios a corto plazo
28. A corto plazo puede observarse el corrimiento de los precios entre los combustibles. Esto actualmente
vale sobre todo para la depreciación del carbón importado. Sin embargo es poco probable que a corto plazo
caigan los precios del gas en Europa (Capítulo3.2). No obstante, a continuación han de identificarse los
requerimientos operativos de las diversas áreas de aplicación que surgirían en un hipotético caso de caídas
bruscas de los precios del gas o del carbón.
23
Fracking para la obtención de gas de esquisto
29. En el sector eléctrico hay dos aspectos relevantes: por un lado la capacidad competitiva de las usinas a
gas y a turbina de vapor frente a las usinas a carbón; y por otro lado las consecuencias directas e indirectas
para la expansión de las energías renovables.
Fuertes caídas de los precios del gas podrían proporcionar algún contrapeso a los problemas de rentabilidad
actualmente observables de las centrales de ciclo combinado, dado que por su flexibilidad pueden
complementar muy bien la rápida aunque inestable oferta de energías renovables. Sin embargo, existen
factores más relevantes para los problemas de rentabilidad. Las plantas de energía con altos costos variables
como las centrales de gas son propensas a la expulsión del mercado debido la caída del precio de la
electricidad. Como expondrá la SRU en su programado dictamen para otoño de 2013, acá deben hacerse
responsables fundamentalmente la actual sobreoferta de carga a base de carbón, el muy disminuido precio
del CO2 y el fuerte crecimiento de las energías renovables(NICOLOSI 2012, pág. 10 y 13; KRANNER y
SHARMA 2013).
Los bajos precios del gas no son una amenaza para la expansión de las energías renovables mientras sigan
vigentes los modelos de compensación de la Ley de Energías Renovables (EEG) y se privilegie dicho
suministro. Lo mismo es válido para otros países de la UE que han incorporado un modelo similar
(RAGWITZ et al. 2012). Sin embargo, toda caída de los costos de los combustibles provoca una caída de los
precios de la electricidad. Un precio en baja automáticamente aumenta el reparto por ley (EEG) o prorrateo
por el cual se refinancian las diferencias de costo entre las tasas fijas para energías renovables y el precio del
mercado. A pesar de ser un indicador propenso a malinterpretaciones (WEBER et al. 2012, S. 4),
actualmente se toma el prorrateo como indicador de los costos de las energías renovables. Por eso, un precio
del gas en caída bien puede contribuir indirectamente a la toma de medidas políticas que, defendidas con el
argumento de la atenuación de costos van a reducir la expansión de las energías renovables.
30. En el sector de transportes los bajos precios del gas podrían incrementar el uso de vehículos a gas. Otro
refuerzo a esta tendencia son los incentivos de la UE para reducir las emisiones de CO2 de los automóviles y
vehículos comerciales ligeros, y a futuro probablemente incluirá a los vehículos pesados. para alcanzar dicha
meta se hallan disponibles varias opciones técnicas, entre otras también la sustitución de la nafta y el gasoil
por gas (SKINNER et al. 2010; RUMPKE et al. 2011). El poder de reducir las emisiones de CO2 que tienen
los vehículos a gas es limitado. Unas grandes inversiones en flotas de vehículos a gas podrían incluso
desplazar inversiones alternativas para opciones con mayor potencial de reducción.
31, El mercado de la calefacción en Alemania ya es un mercado de gas dominante, así que aquí habría que
temer un fuerte efecto de la caída de precios del gas natural. Precios en caída serían un obstáculo para lograr
mayor eficiencia (FISCHER 2013).Dado que el aislamiento térmico con aumento de costos se vincula con
los alquileres, toda medida que exceda lo que pueda refinanciarse mediante la reducción de costos de
funcionamiento será resistido. Con la caída de los precios del gas, el ahorro de energía posible mas un
saneamiento energético de gran alcance caería estrepitosamente – lo cual puede significar para el
presupuesto público dado, que se iría desacelerando el saneamiento. Por lo tanto, las metas de eficiencia del
gobierno federal están en riesgo en el sector de la calefacción, en caso de una caída de los precios del gas.
32. Dado el caso, en que el desarrollo mundial de gas de esquisto podría hacer permanente la baja de los
precios para el gas o el carbón, deben ser previstas medidas de acompañamiento a fin de evitar el impacto
negativo en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la ampliación de la ruta de la
energía renovable. En el sector eléctrico es muy importante no acoplar estrategias para rebajar costos con los
montos del prorrateo EEG, ya que una disminución de los precios eléctricos aumentaría automáticamente
dicho reparto frenando al mismo tiempo el desarrollo de las energías renovables. Además, una señal del
24
precio del CO2 significativa a través del comercio de emisiones europeo o de otros instrumentos es un
importante acompañamiento. Esto sólo se logrará de manera sostenible con objetivos climáticos más
exigentes de la UE para 2020 y 2030. Los efectos negativos sobre las innovaciones y la propagación de
medidas de mayor eficiencia – p.ej. en la calefacción – solamente se podrán detener fortaleciendo los
actuales instrumentos de producción y los requisitos legales. La suspensión o el retroceso de estos harían
las necesarias inversiones renovadoras y con ello peligrarían las metas de protección climática del gobierno
federal.
33. Totalmente equivocada sería una respuesta pro cíclica de la política energética imaginando la reducción
de precios del carbón o del gas como además, la retracción de las medidas de eficiencia o del ritmo de
desarrollo de las energías renovables. Más bien deberían considerarse, de ser necesario, medidas
acompañantes para continuar estabilizando la revolución energética.
3.4 Síntesis y preguntas abiertas acerca de la extracción de gas de esquisto en el contexto de la
transición energética
34. Según los conocimientos actuales, no ha de esperarse para los próximos años una influencia significativa
del gas de esquisto alemán sobre los precios del gas natural, dados los escasos volúmenes potenciales a
comparación global, siendo además dudoso que sea rentable una explotación a gran escala. De modo que
tampoco ha de esperarse un efecto positivo del gas de esquisto local sobre la capacidad competitiva del gas
natural sobre otros combustibles fósiles. Más bien existen efectos sobre precios de la producción de gas de
esquisto (sobre todo la norteamericana) que hacen temer la desaceleración de la revolución energética. Aún
así, muchas de las suposiciones tomadas tienen un carácter fuertemente especulativo, dado que existe una
serie de cuestiones que hasta ahora no han sido aclaradas. Entre ellas deben contarse:
-
Cuál es el potencial real de gas de esquisto alemán y europeo que pueda ser utilizado de manera
rentable bajo la estricta reglamentación ambiental y bajo cuidadosa observancia de de las zonas de
exclusión? Qué tan rápidamente podría establecerse en Europa una producción comercial de gas de
esquisto? Cuanto más largos sean los períodos pre operativos del mismo, tanto menos cumpliría su
función de puente en el marco de la revolución energética.
-
Cómo se desarrollarán, por un lado las cuotas de producción y su costo, la producción total de gas de
esquisto en EEUU y en otras regiones con yacimientos presumidamente importantes (p.Ej.China), y
por otro lado la demanda global, como para influir en los precios del gas natural? Acerca de ello
existen evaluaciones divergentes. Qué decisiones para sus políticas de exportación tomarán estos
(futuros) países productores?
-
¿Cómo se desarrollará la producción convencional de gas natural, por ejemplo, en Rusia, Noruega y
Polonia, y cómo serán los costos de transporte y de la infraestructura de gas natural licuado y por lo
tanto cómo influirán en el precio del gas natural?
-
¿Cómo se podrá evaluar empíricamente la relación entre la esperada producción de gas de esquisto y
el desarrollo del precio del gas? Subsiste una contradicción entre las condiciones para la producción
de gas de esquisto (en adelante GE)en Alemania – precios claramente más elevados para el gas – y
los efectos esperados, o sea una caída de los precios del gas natural y consecuentemente ventajas
comparativas para esta tecnología-puente.
El temor a una “revolución del gas de esquisto” donde los EEUU modificaría de manera constante la
competitividad de la economía europea carece de argumentos sostenibles. El boom del GE en los EEUU no
proporciona motivos sostenibles para una revisión de las políticas climáticas y energéticas europeas. En la
25
Fracking para la obtención de gas de esquisto
versión pública, las grandes incertidumbres sobre la evolución futura del mercado son a menudo
insuficientemente comunicadas y generalmente aparecen sólo las variantes más optimistas. Por último, existe
el riesgo de tomar como base a estas interpretaciones unilaterales y de tomar decisiones equivocadas.
La conclusión central del análisis es, hasta aquí, que el GE alemán no podrá aportar ningún beneficio
esencial a la revolución energética y por lo tanto no ha de adjudicársele un interés social relevante. Aún
cuando no se llegue a una producción importante en Alemania, la SRU recomienda la revisión constante y la
continuidad del desarrollo de políticas acompañantes, a fin de minimizar el riesgo de que los hallazgos
globales de GE, como fuente adicional de combustible, aumente la totalidad de las emisiones (N.T.:de CO2).
Además debe evitarse que la caída de precios de los combustibles fósiles por la producción de GE frene el
desarrollo de las energías renovables o las medidas de mayor eficiencia.
4. Impactos y riesgos ambientales
35. La búsqueda y extracción de combustibles siempre implica una intromisión en el medio ambiente y la
naturaleza. La producción de gas no convencional está vinculada con daños y riesgos ambientales, tanto en
el entorno inmediato como a nivel subterráneo. El proceso comienza con la exploración del yacimiento
mediante perforaciones en profundidad. Con resultados que prometan, se procede a construir las
instalaciones técnicas para la producción y al finalizar la misma se desinstalan. La instalación de los sitios de
perforación requiere el desarrollo (calles, infraestructura) así como el sellado de las superficies. Esto
necesariamente conduce al uso de superficie con intervenciones en su naturaleza y el paisaje. El
funcionamiento de las instalaciones productoras de gas provoca ruidos y emisiones de contaminantes aéreos.
Además existe el riesgo de contaminaciones de suelos y cuerpos de agua cuando se manipulan químicos
peligrosos y aguas del yacimiento (para las fuentes ver capítulo 2).
Durante las perforaciones en profundidad para la producción no convencional son atravesadas las napas
cercanas a la superficie, los acuíferos salinos y las capas separadoras hasta llegar a las rocas que contienen el
gas. Las perforaciones se aíslan según las reglas técnicas que establecen las normas de cada país, sobre todo
para evitar cortocircuitos hidráulicos. Durante la exploración y explotación del GE deben abrirse las capas
sedimentarias gasíferas en varias partes para abrirle caminos al gas. Esta medida es irreversible. Requiere el
uso de fluidos para fracking que accidentalmente pueden tener efectos negativos tanto en la superficie como
en el subsuelo. Con el GE obtenido se produce simultáneamente agua de yacimiento que puede contener,
según las condiciones hidrogeológicas, altas concentraciones de sales, metales pesados, elementos volátiles y
sustancias radioactivas. Estas sustancias son tóxicas para la ecología y el ser humano y por lo tanto no deben
ingresar en los acuíferos ni en los espejos de agua o los suelos.
El GE producido contiene junto al metano otros hidrocarburos. Durante la producción convencional las
perdidas difusas en las instalaciones de gas son reducidas mediante dispositivos técnicos que también deben
ser utilizados para la producción no convencional.
La figura 8 muestra los diversos pasos del proceso de producción de GE y las posibles invasiones
ambientales con sus diversas posibilidades de ocurrencia, intensidad y duración.
Figura 8
26
Efectos y riesgos para el medio ambiente y la naturaleza en el desarrollo del gas de esquisto(GE)
SRU/Stellungnahme Nr. 18–2013/Abb. 8
Para una evaluación orientadora sobre los efectos y los riesgos de la obtención no convencional de GE sobre
el medio ambiente y la naturaleza se detallan a continuación los posibles pasivos por usurpación de los
bienes protegidos como el agua, la salud, el aire, el suelo la biodiversidad y el clima.
4.1. Agua y salud
36. El centro del debate actual sobre la producción no convencional de gas en Alemania son las
preocupaciones por los riesgos para el medio ambiente y la salud. Por un lado se liberan junto con el gas las
aguas de escorrentía ricas en salmuera y de hidrocarburos. Por otro lado la producción no convencional
utiliza químicos para inyectarlos en las rocas de almacenamiento. Existe la preocupación pública de que
puedan verse afectadas las napas de agua menos profundas. La protección de los acuíferos tiene particular
importancia dado que pueden servir para obtener agua potable. Al mismo tiempo se halla estrechamente
vinculada a los ecosistemas y a los espejos de agua. Por sí mismos representan espacios vitales propios.Las
cargas contaminantes son costosas de remediar – cuando es posible. De ahí que cobra importancia la
utilización del principio precautorio para la defensa de las aguas subterráneas (BARTEL y otros 2010;SRU
1998).
A continuación se arrojará luz , primeramente, sobre aspectos del fracking vinculados a la
protección de las aguas. Aquí se debe contabilizar por un lado las necesidades de agua del fracking
y por otro lado las consecuencias de un posible ingreso de sustancias críticas al agua subterránea o a
los suelos (EWEN et al. 2012; MEINERS et al. 2012).Las vías de exposición cercanas a la
superficie tienen una relación directa con el medio ambiente y la salud, pudiendo ser monitoreadas
27
Fracking para la obtención de gas de esquisto
y documentadas. Los procesos en capas profundas son más difíciles de alcanzar y evaluar, aunque
están más escudadas por las barreras geológicas a causa de su profundidad.
4.1.1 Abastecimiento de agua
37. Los procesos de fracking para obtener el GE en general tienen un gran consumo de agua. El agua se
utiliza para fracturar las rocas de almacenamiento, para abrir caminos al gas natural. En un plazo de pocas
horas el proceso de fracking toma cantidades de agua de la superficie, de los pozos domésticos o de la red de
agua potable local y los mezcla con coadyuvantes y químicos (frack-fluid)( en adelante FF) para inyectarlo
todo en las perforaciones principales para alcanzar las capas sedimentarias. Desde estas capas se pueden
efectuar perforaciones horizontales de hasta 1,5 km de largo(Ministerio de Protección Ambiental, ,
Agricultura y Protección de la Naturaleza y el Consumidor del Estado de Renania del Norte-Westfalia
2012; EWEN et al.2012).
EWEN y o. (2012) calculan la cantidad de FF necesitado por perforación para 10 procesos en 1.600m3
respectivamente. Sin embargo, la cantidad utilizada de fluido para fracking depende en gran medida de las
condiciones regionales, por ejemplo de la profundidad del yacimiento como de las propiedades de la roca de
almacenamiento (EPA 2011a). Para la pizarra cada proceso de fracking puede necesitar hasta 5.000m3
(BGR 2012). En los EEUU la perforación horizontal para la producción de GE exige un volumen promedio
de 11.400 m3 (EPA 2011a).
Comparado con el agua disponible en Alemania, las cantidades necesarias para los procesos de fracking son
bastante reducidas. Sin embargo, tratándose de procesos locales con un alto consumo de agua en un plazo
corto, se deberán examinar las consecuencias para cada emplazamiento. Para ello será necesario evaluar las
condiciones regionales de uso del agua, la recarga de las aguas subterráneas y detectar la superficie en
comunicación con el acuífero. Esta información debe ser incluida en la decisión de las autoridades acerca de
la extracción de agua planificada.
4.1.2 Contaminación cercana a la superficie
(Corregir en el índice de pag.3)
38. La manipulación de FF puede ocasionar contaminación en los cuerpos de agua cercanos a la superficie
cuando ocurren averías durante el aprovisionamiento o la preparación de los concentrados. Las fugas del
entubado del pozo pueden contaminar. La liberación del flowback durante la acumulación y el transporte
pueden contaminar el suelo, las napas menos profundas y las aguas de superficie. Otras vías de
contaminación comprometen senderos subterráneos (Párrafo 4.1.3).
Aunque los FF se componen básicamente de agua (95%), los grandes volúmenes utilizados para obtener el
GE pueden ser inyectados varios cientos de metros cúbicos de químicos en las rocas sedimentarias (EPA
2011a; EWEN et al. 2012). Dependiendo de las características geológicas de la roca de fondo son añadidos
productos químicos como ser modificadores de la fricción, agentes gelificantes, espesantes, biocidas,
solubilizadores, agrietantes, detersivos, reguladores de pH, crosslinker o retardadores de reticulante y agentes
anti-espuma (ver Tabla2). Algunas de estas sustancias tienen propiedades problemáticas para el medio
ambiente y la salud. Para muchos componentes no está disponible la necesaria información.
39. Junto con el gas se expulsa el flowback (agua del yacimiento con partes de los fluidos fracking) a lo largo
de varios días. Este a su vez suele estar altamente contaminado con sales disueltas, metales pesados y
arsénico, así como sustancias naturalmente radioactivas e hidrocarburos. Los hidrocarburos son componentes
naturales del combustible, como componentes orgánicos volátiles (VOC) que invaden el aire. En general, el
flowback es problemático como tóxico para los humanos y la ecología. El transporte del agua de yacimiento
por medio de conductos en la superficie es una práctica común en la producción de petróleo y gas. Sin
embargo, aquí también son conocidas las fugas y la contaminación de suelos. En el campo gasífero de Baja
Sajonia llamado Völkersen se comprobó en diciembre de 2011una cantidad importante de benzol en el suelo
cercano a los conductos de agua de yacimiento. El agua potable regional no fue afectada y las muestras
28
tomadas en pozos privados tampoco mostraron nada llamativo. Sin embargo, se encontraron contaminaciones de benzol en las napas cercanas a la superficie (RWE Dea 2013).También se encontró benzol como
principal agente contaminante del suelo en otros casos donde había fugas en los conductos de agua de
yacimiento (por ejemplo en el campo petrolíferos de Nienhagen, Municipio de Steyerberg, Wardböhmen)
(„Conductos de agua de yacimiento – LBEG concluye la inspección de aptitud“, documento de prensa
de LBEG del 7de Mayo de 2012). Por lo tanto es necesario vigilar el estado de las redes de conductos
mediante un monitoreo continuo.
Protección de la salud
40. La elevada importancia del bien preservable que es la salud humana se refleja en la intensidad del debate
sobre la contaminación del agua potable a consecuencia del uso de FF (Contra las perforaciones de gas 2012;
Parlamento Alemán 2012). A continuación se hará un esbozo de la evaluación toxicológica de los FF y se
resumirá la contaminación del agua potable con los contaminantes de la producción gasífera.
En el camino a la manipulación segura de los productos químicos deben determinarse las condiciones bajo
las cuales puede ser posible. La prueba consiste en seguir un procedimiento que recoge informaciones
cualitativamente diferentes y las relaciona, como se describe a continuación.
En general, la evaluación del riesgo de exposición a estresores químicos se realiza según el paradigma de la
evaluación de riesgos del Consejo de Investigación Nacional de los EE.UU., según el cual se toman dos
análisis separados (Identificación de riesgos incluyendo la relación dosis-respuesta y la evaluación de la
exposición) (NRC 1993). Para la determinación del riesgo, por un lado deben conocerse los puntos más
sensibles de un efecto sobre la salud y por otro deben establecerse y evaluarse los escenarios de exposición
(a largo plazo). Así por ejemplo, para evaluar el riesgo para la salud deben averiguarse datos sobre la
duración y la distribución temporal y espacial de los efectos cuantitativos y cualitativos sobre el agua
potable, y en caso necesario también del aire. Estos hallazgos luego deben ser evaluados y vinculados con la
información de los estudios de observación de la población expuesta o los trabajadores, o bien con estudios
epidemiológicos. Pero como hasta ahora faltan informaciones sobre exposiciones a los químicos del
fracking, no es posible realizar una evaluación definitiva de los riesgos y por lo tanto debe tomarse en cuenta
muy especialmente el principio precautorio.
En el próximo párrafo se hará un resumen de la evaluación de los aditivos químicos.
Evaluación de los aditivos químicos
41. La evaluación de los aditivos químicos sigue más o menos el paradigma antes mencionado y comienza
con una clasificación de las características peligrosas de los productos químicos en función de sus
propiedades y sus efectos en los sistemas de prueba estándar. Para esta etapa de evaluación todavía es
irrelevante el estrés cuantitativo en el lugar de trabajo o en el medio ambiente que producen (producirían)
estas sustancias. Estas informaciones para la clasificación de los aditivos químicos utilizados en Alemania
según la reglamentación- CLP (Comunidad Europea) Nº1272/2008(CLP – Classification, Labelling and
Packaging) fueron compiladas por EWERS et al. (2012), MEINERS et al. (2012) y SCHMITT-JANSEN
et al. (2012). De este modo se pudo comprobar que de los 69 químicos utilizados 31 eran altamente tóxicos,
9 carcinogénicos, 2 mutagénicos para células embrionarias, 4 eran probables tóxicos reproductivos y 13
sustancias eran aguda y crónicamente peligrosas para el medio acuático (MEINERS et al. 2012). En un
estudio efectuado por el Centro Tyndall de Manchester para Gran Bretaña se examinaron 260 aditivos,
clasificando a 75 como riesgosos (17 como eco-tóxicos, 38 como tóxicos, 8 como carcinógenos humanos, 7
como mutágenos y 5 como tóxicos reproductivos (BRODERICK et al. 2011).
42. La variedad de las sustancias usadas se refleja en las investigaciones sobre los FF de EEUU. Entre 2005
y 2009 se utilizaron allí cerca de 2.500 mezclas de fluidos que contenían 750 químicos más otros
componentes. Metanol, isopropanol, 2-butoxietanol y etilenglicol fueron las sustancias más usadas. En 95
productos se incorporaron 13 sustancias carcinogénicas diferentes. El grupo de emisiones BTEX - los
hidrocarburos aromáticos benceno (B), tolueno(T), etilbenceno (E) y xilenos (X de acuerdo al nomenclador
IUPAC para dimetilbencenos) - estaba presente en 60 productos (WAXMAN et al. 2011). La EPA
estadounidense ha tomado como base los datos publicados para identificar 1.100 químicos como
29
Fracking para la obtención de gas de esquisto
componentes potenciales de los fluidos –fracking (EPA 2011a). No puede descartarse el posible interés para
emprendimientos alemanes que pueda tener la variedad de sustancias que se utilizan en EEUU para el
fracking.
43. Junto a la evaluación de peligrosidad de algunos químicos es también necesario evaluar la mezcla de FF
en sí misma que se emplea en los diversos puntos de ubicación. Los fluidos para fracking en base a mezclas
ya preparadas están diluidos y contienen los componentes peligrosos en una concentración tan baja que no
puede ser detectada y así, por regla general no son calificados como peligrosos según el estándar establecido
por la reglamentación CLP (EWERS et al. 2012; BRODERICK et al. 2011). También tienen,
probablemente, una importancia secundaria los componentes del peligroso flowback. En cambio permanece
totalmente abierta la evaluación de los aún poco conocidos productos de reacción que surgen de los
componentes del fluido.
44. Si en cambio partimos de la ley de aguas y sus valores de referencia y límite, aparece de modo casi
continuo un potencial tóxico humano y ecológico para las mezclas de fluidos usados en Alemania
(MEINERS et al. 2012; SCHMITTJANSEN et al. 2012). A falta de informaciones sobre posibles
exposiciones se utilizaron las concentraciones de sustancias contenidas en las mezclas de fluidos para el
análisis. Esto también se dio para un FF de nuevo desarrollo, debido al elevado contenido de biocida
(EWERS et al. 2012; SCHMITT-JANSEN et al. 2012; MEINERS et al.2012). La descripción de las
características de riesgo de las sustancias químicas es un paso importante pero no es suficiente para calcular
los riesgos que pueden estar vinculados con la manipulación y posible ingestión involuntaria. Por lo tanto, la
sola consideración de las características peligrosas es insuficiente para un examen (eco) toxico de los riesgos
(Probabilidad para un determinado efecto contaminante). Esto requeriría que se recaude la información sobre
la situación de carga real y los estudios de observación de la salud y la estabilidad del medio ambiente. En
este sentido subsiste la incertidumbre de los datos. Por lo tanto es muy relevante tomar medidas de seguridad
contra contaminaciones locales en casos de accidente y que sean efectivamente cumplidas.
Los accidentes pueden ser por daño de los contenedores para el transporte o el almacenamiento de los
químicos. Más allá pueden aparecer fugas durante la conexión de equipos o bien daños materiales en el pozo
con pérdida del aislamiento. La efectividad durable de las medidas de seguridad también debería ser vigilada
durante las fases operativas. Dado que algunas sustancias mantengan su poca movilidad y persistencia en el
suelo, se debe incorporarlos al monitoreo obligatorio cuando pueden adoptar la función de atenuantes.
45. Por falta de información sobre posibles exposiciones resulta difícil una evaluación más profunda sobre
los riesgos de los FF empleados. EWERS et al. (2012 se acercaron a este problema analizando tres grados
diferentes de dilución de los fluidos para fracking. La mayoría de las sustancias no trasgredió los valores
límite de la reglamentación para agua potable y los valores de referencia tóxica para humanos durante los
niveles de dilución medio y alto. Para el análisis de sustancias con nula o escasa información disponible se
recurrió al valor de referencia sanitario para sustancias desconocidas de la comisión para agua potable y el
Ministerio de Medio Ambiente (GOW; también valor de precaución; = 0,0003 mg/l). Las concentraciones se
mantuvieron por encima de los valores del GOW aún para el nivel de máxima dilución, siendo que según
EWERS et al. (2012) se trata de un valor establecido bastante bajo. EWERS et al.(2012), MEINERS et al.
(2012) y SCHMITT-JANSEN et al. (2012) se quejan de que no fuera posible idenficar claramente a todos los
químicos utilizados en los fluidos para el fracking mediante un número CAS (Chemical Abstract Service).
Junto con los datos completos para la identificación de sustancias también faltaron los datos sobre sus
efectos y especialmente su potencial eco- tóxico, vale decir que la información respectiva no era accesible
(ibíd.).
46. La tendencia actual para las recetas de los FF apunta a utilizar menos aditivos químicos y menos
sustancias peligrosas (WEG sin fecha). Compromisos auto asumidos por algunas empresas prohíben el uso
de aditivos con una clase de riesgo para el agua de > 1 (Wintershall sin fecha).
La asociación comercial de la extracción de petróleo y gas informa en una plataforma informativa la
composición de los FF utilizados en Alemania desde 2010 (WEG sin fecha). Este paso hace a la trasparencia
y es una base importante para el diálogo especializado. Sin embargo, estas informaciones no alcanzan para
una evaluación de mayor alcance. Además no están libremente disponibles los datos sobre las medidas para
30
el fracking aplicadas antes de 2010, considerando que serían de gran importancia para evaluar los efectos a
largo plazo. Para ello es necesaria una evaluación de los químicos usados, de las condiciones geológicas y de
la documentación sobre los monitoreos efectuados.
Las autoridades técnicas, la ciencia y la opinión pública deben ser empoderados para evaluar los riesgos de la
extracción al medio ambiente y para ello necesitan las respectivas informaciones. Para la opinión pública es
especialmente importante la transparencia. De surgir conflictos con la preservación de los secretos operativos
y comerciales, se deberían aplicar las respectivas reglamentaciones de la Ley de Información Ambiental.
Por otra parte, se debe aclarar si los aditivos que se han previsto en la pre-producción de gas natural de
yacimientos no convencionales para la entrada en los lugares de almacenamiento se detallan lo suficiente en
el Reglamento REACH (CE) nº1907/2006. Lo mismo se aplica a las mezclas de fluidos utilizados. El
Reglamento REACH abarca las sustancias químicas con dependencia del volumen de producción o
importación (> 1 t / a) y les asigna las obligaciones específicas de inspección. Estas obligaciones son de
escaso alcance, son para aditivos químicos con escasa producción y por ello insuficientes para un análisis
fundado y justificado de riesgo para el caso de su utilización en el FF. Como método para cerrar las brechas
de información dentro del REACH es posible realizar la llamada extrapolación de examen (Read- acrossproof), la cual supone comportamientos similares para sustancias químicamente similares y al menos permite
una declaración orientadora sobre el riesgo. Por lo tanto, las sustancias que permanecerán en los depósitos
de gas pero sus efectos a largo plazo son desconocidos, , deben ser sometidas por lo menos a una de esas
extrapolaciones de exámen . Un examen de la posibilidad de sustitución contra sustancias menos peligrosas
también debe ser hecho.
Contaminaciones de las aguas potables y subterráneas
47. Por posibles fugas de fluidos Frack (FF) sobre tierra o el flowback se pueden contaminar las aguas
subterráneas. En Alemania se dispone de algunos datos sobre el monitoreo de aguas subterráneas vinculadas
al control del agua potable efectuados en 2008, en relación a los tres procedimientos de fracking realizados
para obtener GE (Baja Sajonia, Damme). El monitoreo del agua subterránea en Damme ha sido muestreado
en seis lugares de estrecha proximidad a las perforaciones, cada cual con dos pozos de monitoreo de agua
subterránea en la zona superficial (8-25 m) y en la zona profunda (25 a 42 m). Como parámetros analíticos
de seguimiento que pueden indicar de modo específico y sensible la contaminación no deseada, fueron
seleccionados los dos productos químicos biocidas 5-cloro-2-metil-2H-isotiazolin (CIT) y 2-metil 2Hisotiazol-3-ona (MIT) mas una sal de amonio. En esta campaña de medición no se detectaron las sustancias
testigo en ninguna de las muestras ni en el agua potable de las empresas de suministro con marcas por
encima de los límites establecidos (ROSENWINKEL et al. 2012b; GUNZELMANN 2012).
48. Informes de contaminación del agua potable en los Estados Unidos que fueron medidas inmediatamente
después del fracking suelen contener altos niveles de hierro, a veces en combinación con cargas de
manganeso y de arsénico. Otros informes describen temporalmente asociados a las actividades de perforación y fracking unos bruscos cambios de color del agua potable (rojo, marrón, gris) y enturbiamientos.
También se detectaron hidrocarburos tales como metano, benceno y tolueno, y metales como el bario y el
estroncio en el agua (Boyer et al. 2012). Incluso para Pennsylvania en el campo de gas de esquisto Marcellus
y en Texas, en el campo de gas Barnett Shale, se ha señalado en los informes la contaminación del agua
potable (BROOM-FIELD 2012; EPA 2012b; EWEN et al. 2012; GROAT y GRIMSHAW 2012; MEINERS
et al. 2012). Una clara relación con la actividad fracking no se ha demostrado.
Para más aclaraciones, en 2010 y 2011 fueron tomadas un total de 233 muestras de los pozos de agua en las
zonas rurales de la región del campo de gas de esquisto Marcellus. El objetivo fue evaluar la influencia de las
actividades de producción de gas en las inmediaciones del agua potable (Boyer et al., 2012). En ambas
31
Fracking para la obtención de gas de esquisto
campañas de recolección no se comprobaron cambios estadísticamente significativos en los parámetros de
calidad del agua como resultado de las actividades de perforación y de fractura hidráulica realizadas. La
contaminación reportada en ese momento por lo tanto carece de aclaración y puede tener causas no
relacionadas como por ejemplo pozos de agua mal encamisados. Esto no significa que el controvertido
debate sobre la posibilidad de que los fluidos fracking o aguas salinas profundas asciendan hacia
formaciones superiores ya ha terminado (P.ej. ENGELDER 2012; WARNER et al. 2012a; 2012b).
Por el contrario, la EPA de los EE.UU. percibe una conexión entre las actividades fracking y la contaminación de los cuerpos de agua subterránea en las proximidades del campo de gas de esquisto en Pavillion,
Wyoming, aunque se instó a realizar investigaciones adicionales (Di Giulio et al, 2011.; Tollefson 2012). La
situación de dicho campo de gas es además muy especial dado que la capa separadora entre las dos napas y
la capa separadora de la roca gasífera exhiben muy poco espesor.
49. En Alemania, tanto la infraestructura del suministro de agua potable, como las formaciones geológicas de
los yacimientos de gas natural y como las condiciones técnicas que puedan presumirse como objeto de un
desarrollo del gas de esquisto, casi no son comparables con la situación en los EE.UU. Las experiencias en
los Estados Unidos son, por lo tanto, poco transferibles. Sin embargo, en suelo alemán no hay estudios de las
aguas subterráneas próximas a la superficie en las cercanías de campos donde se haya aplicado el fracking.
Esto también es válido para otros combustibles (por ejemplo la geotermia).De este modo es imprescindible
vigilar la seguridad de las actividades de perforación y fracking mediante un monitoreo consecuente.
4.1.3 Contaminaciones subterráneas
50. El agua subterránea también puede ser contaminada por senderos subterráneos. Tales contaminaciones
son mayormente irreversibles y difíciles de limitar. A continuación han de resumirse, entonces, cuales
medidas de protección existen, que condiciones geológicas imperan, que intervención técnica es relevante,
de qué modo se evalúan los senderos contaminantes en cuanto a dimensión y probabilidad, y si existen
déficits de información.
51. Los depósitos de tight gas, de gas de esquisto y de metano en capas de carbón se encuentran a grandes
profundidades (Tabla 1) y por lo tanto lejos de los acuíferos dispensadores del agua potable (BGR 2012).Las
capas separadoras por lo general forman barreras robustas entre los yacimientos de gas y los de agua
subterránea para uso potable.
La técnica del fracking proporciona senderos artificiales para el gas natural mediante múltiples perforaciones
horizontales y detecta los yacimientos por aéreas. Para alcanzar yacimientos muy profundos se perforan los
cuerpos de agua y las napas (ROSENWINKEL et al. 2012b; BGR 2012). Algunas aguas profundas tienen
conexiones con fuentes termales o fuentes proveedoras de aguas minerales y por lo tanto deben ser
ampliamente preservadas de intrusiones accidentales. Deberá examinarse hasta dónde es necesario y
practicable el monitoreo de la calidad de esta agua profundas.
52. No debe descartarse que durante las perforaciones para la producción de gas tanto los FF como las aguas
de producción (o reflujo) embalsadas puedan ingresar a napas subterráneas por fugas y contaminar los
acuíferos. Es importante saber cuán rápido puede detectarse y sellarse una fuga. Para derrames menores que
no se evidencian por una caída de la presión, puede tardar bastante. Por lo tanto, es necesario vigilar
32
constantemente la impermeabilidad de los pozos. Además, se recomienda un monitoreo del acuífero
alrededor de las perforaciones. Para ello seguramente será necesario instalar pozos de observación (EWEN et
al. 2012; UBA 2011).
53. Los FF después de la compresión en la roca gasífera sólo son rastreables en una pequeña medida como
una mezcla de agua de producción (flujo de retorno). El contenido reciclado de FF declarado es de un 8%
(ROSENWINKEL et al. 2012a) o un 20% (EWEN et al. 2012). Una encuesta en Texas arrojó un alcance de
20 a 80%. Estos valores también son cuestionados por los autores del estudio (GROAT y GRIMSHAW
2012). Durante las investigaciones en Damme, Baja Sajonia, la proporción de FF en el flujo de retorno era
inicialmente del 100%, bajando luego rápidamente y al cabo de 8 semanas era de menos del 8% (ver Figura
9). Por lo tanto, la mayor parte del FF en principio permanece en las grietas de la roca gasífera.
Como indicador, se utilizó en este estudio el contenido de cloruro, lo que debería permitir sacar conclusiones
sobre la porción de agua de retorno, sin embargo no refleja las posibles reacciones en el mismo. En virtud de
las preguntas pendientes sobre el indicador adecuado para la detección del FF en el fluido de retorno mas los
datos faltantes por ahora complican la declaraciones sobre el balance de componentes. Se requieren nuevas
investigaciones sobre la composición del fluido de retorno (flowback) como para tener una base para la
gestión de dicho flujo.
54. La posibilidad de una migración de aguas residuales hacia los acuíferos con carácter de reserva de agua
potable se halla determinada por las vías geológicas locales, por perforaciones o por actividades mineras
históricas (EWEN et al. 2012; MEINERS et al. 2012). Una subida del agua de reflujo se puede dar a lo largo de
la perforación en la rotura de las juntas (ver nota 11), en perturbaciones profundas (ventanas hidráulicas) o
por una gran fracturación donde se puede acoplar a un elemento hidráulico. También es posible una subida a
lo largo de los gradientes de presión entre las rocas gasíferas y las capas superpuestas – ello depende de la
permeabilidad rocosa. Esto puede dar lugar a una contaminación difusa de las aguas subterráneas.
En el “dialogo informativo sobre fracking” se formó en 2011 un grupo de trabajo compuesto por expertos de
diversas disciplinas (Círculo neutral de expertos). Los criterios de selección fueron la experiencia científica y
la independencia de toda industria gasífera, particularmente de Exxon Mobil, la empresa que inició y
auspició este diálogo. La meta era una reelaboración independiente de los conocimientos, un comentario
crítico y la publicación de informes. El círculo neutral de expertos exhibió en este diálogo informativo sobre
fracking unos cálculos modelo que muestran que los FF solo pueden subir unos 50 metros, aún bajo
suposiciones conservadoras para la modelación (EWEN et al. 2012). En el caso de las capas de carbón sería
posible un transporte horizontal hacia las aguas profundas. Así las plumas podrían moverse horizontalmente
unos 20 metros por año, dependiendo de las condiciones geológicas (ibíd.)
Figura 9
Represas de reflujo (Flowback)3 –
Curso de la concentración de sal y conclusión sobre las cantidades de agua de reflujo
(Corregir en el índice de ilustraciones)
1
Final del retorno
2
% de agua de reflujo
3
Concentración de cloruro (mg/l)
33
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Flujo de retorno (flowback)
4
55. Modelos confiables que describan las posibles vías de ingreso de aguas contaminadas dependen de las
detalladas informaciones geológicas e hidrogeológicas. Deben acompañarse, además, con conocimientos
sobre las relaciones hidroquímicas y sobre las formaciones seleccionadas junto con información sobre la
existencia de perforaciones antiguas y sobre perturbaciones, incluyendo su función hidráulica. Se necesita
realizar con urgencia una recopilación de los datos existentes sobre perforaciones y los datos geológicos
provenientes de los extensos estudios de décadas de historia al respecto en un registro accesible al público.
Las autoridades competentes deben ser capaces o bien ser capacitadas para llevar esta experiencia de la
vigilancia geológica y el registro de todos los pozos profundos de la región, para completarlos y mantenerlos
durante décadas. Esto debe asegurarse abarcando tanto a los funcionarios como a los estados federales.
Además debe asegurarse la disponibilidad de los datos para las autoridades habilitantes, los científicos y la
opinión pública a fin de considerar los riesgos. El manejo transparente de los datos, con su publicación en
revistas científicas, su presentación en foros de ciudadanos y su publicación en bancos de datos de libre
acceso son necesarios para lograr un discurso calificado.
4.1.4 La disposición final de las aguas residuales
56. El flowback contaminado con sustancias críticas como sales, hierro, manganeso, arsénico, sustancias
radioactivas naturales, hidrocarburos y también en menor medida con los fluidos del fracking (FF=) se
34
recoge en las instalaciones de producción para ser tratado en tanques de sedimentación con hidrociclón para
separar los barros y aceites, procediendo luego a su filtrado antes de su disposición final.
Aún después de su filtrado el flowback seguirá conteniendo elevados montos de estas sustancias. En
Alemania, en la actualidad se transporta el agua de los embalses de flowback proveniente de perforaciones
convencionales mayormente mediante tuberías o mediante vagones cisterna hacia los pozos de enterramiento
donde es inyectada a presión en capas muy profundas (ROSENWINKEL et al. 2012b). La ruta del transporte
entre la planta productora y el pozo de descarga puede ser punto de salida de contaminación de los suelos y
las aguas superficiales con aguas contaminadas debido a todo tipo de fugas. Antes de poder transmitir las
prácticas de disposición final provenientes de la producción convencional de petróleo y gas natural hacia la
obtención de gas de esquisto, deberían registrase y evaluarse sistemáticamente las experiencias sobre
compresión acumuladas a lo largo de décadas. Ubicación de los pozos, profundidad de las perforaciones, tipo
de roca, cantidades, supervisión y comprobación de la durabilidad del aislamiento son la condición necesaria
para pensar que la compresión puede llegar a ser una vía de eliminación de residuos aceptable para la
sociedad.
En principio la solución debería ser evitar el problema: Investigación y desarrollo de mejoras en los procesos
de perforación y fracking, procesos fracking libres de agua, minimización del uso de químicos y una menor
toxicidad de las sustancias usadas (MÖHRING 2013) son el inicio de la cadena del proceso. El tratamiento y
la reutilización del flowback son eslabones cruciales en el final del proceso. Los desarrollos sobre reciclado
en los EEUU (ver por ejemplo RASSENFOSS 2011) pueden servir como punto de partida para continuar la
investigación. Este es uno de los puntos esenciales para ser investigado mediante proyectos piloto.
57. Aparentemente, las autoridades mineras todavía no califican la inyección de las aguas embalsadas
provenientes de yacimientos de hidrocarburos en pozos de descarga como legalmente sujeta a permisos
(MEINERS et al. 2012, pág. B123). Se supone que la compresión del flowback requiere de una autorización
del plan de producción así como sobre todo de una licencia de la autoridad del agua (ídem., pág. B125).En
parte hasta llega a sostenerse que ya la misma compresión hacia rocas muy profundas y acuíferos es
legalmente improcedente (SCHINK 2013, S. 44). De todos modos, las autoridades del agua deben participar
en el proceso de aprobación.
Para una compresión de agua de embalse minero y flowback debe tenerse la precaución de esclarecer los
siguientes aspectos junto con el voto de las autoridades del agua:
 Propiedades geológicas de los pozos de descarga (profundidad, blindaje, resistencia, capacidad,
riesgo sísmico)
 Características del yacimiento de gas en términos de la reserva de agua y su composición, los
analitos típicos como futuros indicadores y las cantidades estimadas;
 Evaluación de los transportes posibles (vagón cisterna versus conducto);
 utilizaciones concurrentes (tanto las solicitadas como las planeadas);
 Áreas protegidas implicadas - tanto las planeadas como las existentes.
4.1.5 Resumen de los déficits para la preservación del agua y de la salud
Acceso a los datos geológicos e informaciones
35
Fracking para la obtención de gas de esquisto
58. La protección del agua potable y subterránea depende decisivamente de la correcta evaluación de las
capacidades de las plantas productoras de gas y de tomarse en suficiente consideración los intereses por la
seguridad y los planes de actuales y futuras utilizaciones del agua. Actualmente, los datos e informaciones no
siempre son accesibles para los funcionarios y la opinión pública. Se requiere con urgencia una recopilación
de los datos sobre perforaciones y geología proveniente de las abultadas investigaciones a lo largo de
décadas para formar un catastro de libre acceso al público.
Los conocimientos sobre las relaciones hidroquímicas, sobre perforaciones antiguas y averías, inclusive su
función hidráulica deben estar disponibles para los actores. Las autoridades responsables por lo tanto deben
estar o ser puestas en condiciones de obtener las pericias del acompañamiento y relevamiento de todas las
perforaciones en profundidad de la región, de completarlas, de preservarlas durante décadas y ponerlas al
alcance del público. Esto debe garantizarse abarcando tanto a funcionarios como a los estados federales.
Debe estar asegurado que las autoridades competentes y la opinión pública dispongan de la información
necesaria para evaluar los riesgos.
Evaluación de los aditivos químicos
59. No fue posible identificar claramente por un numero CAS a todos los aditivos químicos que se utilizan en
los FF. Al respecto faltan informaciones necesarias para evaluar los riesgos sanitarios y ambientales por un
ingreso accidental en aguas subterráneas y potables. La estimación de riesgo en base a la reglamentación
CLP (Classification, Labelling and Packaging) solo es un primer paso y no puede remplazar la evaluación
eco- toxicológica del riesgo.
Cuando se trata de decidir el uso de un químico debe darse importancia también, junto a las razones técnicas,
a aquellas vinculadas a la salud y la protección ambiental y del agua. dara ello son necesarias las
informaciones sobre el comportamiento y el paradero de los aditivos químicos tanto en la superficie como a
nivel subterráneo. En tanto falten estas informaciones sobre posibles contaminaciones debe tomarse muy en
cuenta el principio precautorio.
Más allá, debe poder asegurase que los aditivos previstos para ser utilizados en los lugares de almacenamiento durante los procesos de producción de gas natural no convencional están lo suficientemente
mapeados en la reglamentación REACH. Lo mismo vale para las mezclas de fluidos.
Acopio, trasvasado, transporte de aguas contaminadas
60. Las aguas residuales (flowback) deben ser capturadas y trasportadas para su disposición final. Es
conocido que durante el trasporte en tuberías de superficie practicado por la producción de petróleo y gas se
producen fugas y contaminaciones de suelos (P.39). Los contaminantes como por ejemplo el benceno o los
componentes de la salmuera persisten en los suelos y pueden contaminar las napas superficiales. En
consecuencia, es necesario monitorear continuamente las redes de tuberías para tener la evidencia técnica
que garantice la seguridad.
Seguridad técnica en la integridad de los sellos hidráulicos
61. Si bien hasta ahora no se han encontrado en Alemania contaminaciones en las napas controladas,
vinculados con el uso de fracking en los proyectos de exploración, dado que las mediciones se efectuaron
solamente de modo esporádico, estos datos no pueden ser más que indicios y nunca evidencia suficiente para
la seguridad técnica. La hermeticidad del escudo hidráulico debe abarcar todas las fases del proceso y estar
garantizada por un periodo prolongado – también para los pozos abandonados o sellados. Debe revisarse la
pertinencia de las obligaciones de monitoreo para proteger el agua potable y subterránea.
Consecuencias a mediano y largo plazo de la explotación por aéreas
36
62. La nueva técnica de explotación por áreas de los yacimientos de gas tiene el potencial para modificar las
propiedades físicas y químicas de las formaciones elegidas. Las modificaciones en las capas portadoras de
gas inclusive pueden causar reacciones en el agua de yacimiento y el flowback con otros posibles productos
secundarios de los aditivos FF. Continúa sin ser aclarado qué nivel de protección a mediano y largo plazo
sería adecuado para por ejemplo las aguas subterráneas y cuales conceptos de monitoreo lo garantizan. Así
mismo han de aclararse lo antes posible otros usos planeados para las napas salinas como por ejemplo la
geotermia de profundidad o bien una posible comunicación con aguas termales a fin de decidir que estas
napas permanezcan intactas, o no.
4.2 Aire
63. La producción de gas no convencional se relaciona con emisiones de partículas, escapes de diesel, COV
y metano (EPA 2011a; EWEN et al. 2012).A continuación solo se tratarán explícitamente las emisiones de
compuestos orgánicos volátiles (COV) y metano.
Contaminación con metano
64. El fracking abre la posibilidad de múltiples ingresos de metano, un gas relevante para el clima (Capítulo
4.5), tanto a la superficie como a las aguas subterráneas. El metano impulsado por aguas subterráneas
teóricamente se puede incendiar. Las emisiones de metano también pueden ser ocasionadas por las ya
mencionadas fallas en la cementación de los pozos y zonas de fallas naturales o bien por conductos
defectuosos (OSBORN et al. 2011; EWEN et al. 2012).La principal vía de contaminación de metano en el
ser humano es la respiración. La cantidad absorbida por el cuerpo se expele inalterada al poco tiempo.
Habiendo elevadas concentraciones de metano en el aire (a partir de 30 vol.-%), el desplazamiento del
oxígeno produce síntomas de carencia y daños en el sistema nervioso central. Por ello el metano es
considerado un gas asfixiante. Pero la posibilidad de que se encuentren concentraciones de metano tan
grandes en las cercanías de las plantas de gas es ínfima. Se desconocen los daños específicos de una
exposición crónica.
Junto a los aspectos sanitarios también es importante la relevancia climática del metano, de modo que en lo
posible debe evitarse y acentuar la vigilancia mediante el respectivo monitoreo. Como el metano puede
provenir de numerosas fuentes e inclusive de los suelos, resulta importante establecer una línea cero o de
contaminación normal de fondo para poder orientar el monitoreo. Por eso tiene sentido comenzar con el
monitoreo de metano antes de las actividades de fracking (ver también EWEN et. al. 2012).
La exposición a compuestos orgánicos volátiles (COV)
65. Los COV son componentes naturales del gas natural, vale decir que las plantas petroleras y gasíferas son
importantes emisoras de COV. Actualmente están en discusión controvertida las emisiones de COV y
particularmente las de los BTEX (Benceno, tolueno, etilbenceno y los xilenos) como posible riesgo sanitario
producido por la explotación no convencional de gas en los EEUU. Investigaciones de diversos lugares
indican una elevada contaminación del aire (P.ej. EPA 2012a; Wolf Eagle Environmental 2009; GROAT y
GRIMSHAW 2012), habiendo grandes variaciones en los valores entre las distintas áreas de producción de
gas. En un caso se logró identificar a una planta no convencional como fuente primaria de la contaminación
por COV, en otros casos el aporte del tránsito vehicular superaba ampliamente al de las plantas de gas
(GROAT y GRIMSHAW 2012). Básicamente es altamente probable la contaminación de COV en el aire en
la vecindad de las plantas de procesamiento de gas y las instalaciones de compresores. Un estudio
epidemiológico de la ciudad de Dish (Texas, EEUU) sobre la exposición de su población al COV no pudo
establecer una relación entre la producción de gas de esquisto y dichas emisiones. Las pruebas de sangre y
orina de las personas con viviendas cercanas a las plantas de gas no mostraron indicios de elevados
contenidos de COV (Texas Department of State Health Services 2010). En contraste, McKENZIE, et al.
37
Fracking para la obtención de gas de esquisto
(2012) pudo obtener la prueba de una conexión entre las proximidades del lugar de residencia a una planta
productora con la consiguiente mayor exposición a Hidrocarburos y derivar de ello el aumento del riesgo de
cáncer. No obstante, los autores señalaron que se debe continuar la verificación de estos resultados.
En general, subsisten en los EEUU algunas preguntas vinculadas a la contaminación con VOC por fractura
hidráulica y su contribución al riesgo para la salud.
66. La técnica para los sistemas de perforación (transporte) en Alemania suelen ser sistemas cerrados donde
se separan los componentes sólidos, líquidos y gaseosos del flowback. Los diversos componentes luego son
procesados o desechados. Las exigencias para las perforaciones se encuentran especificadas en las
reglamentaciones para perforaciones (BVOT) (del código minero) de los estados (federados), como por
ejemplo el Art. 33 BVOT de Baja Sajonia, y en sus códigos técnicos para la manipulación de sustancias
peligrosas para el agua (Reglamento de instalaciones para el manejo de sustancias peligrosas para el agua y
de plantas especializadas - VAwS). La elección de las instalaciones para cada caso depende de la ingeniería
del proceso y de la característica del medio resultante (información personal del Dr. Hans- Joachim Uth, 13
de marzo de 2013).
4.3 Suelo y área utilizada
67. La exploración de yacimientos no convencionales y la obtención de gas natural en cantidades relevantes
exige la instalación de numerosos pozos y consecuentemente exige una cantidad de superficie. Por cada pozo
se necesitan cerca de 2 ha (SCHNEBLE et al. 2012) hasta 3,6 ha de superficie (BROOMFIELD 2012),
dependiendo del tipo de perforación y de la respectiva fase (Exploración, extracción). Esta superficie puede
abarcar, además del pozo luego sellado, los depósitos, las calles de acceso, los conductos de gas y fluidos
mas las zonas verdes perimetrales. Se necesita aprox. el 1,4% del área superficial de un yacimiento de gas de
esquisto para poder aprovecharlo íntegramente (BROOMFIELD 2012).
Figura 10
Tasas de producción en el campo de gas de esquisto Marcellus (Este de los EEUU)
38
Fuente: HUGHES 2013, pág. 65, traducción propia
Las experiencias en los EEUU muestran que las cantidades de gas por pozo comienzan con un valor máximo
y luego descienden al cabo de pocos años (COOK y CHARPENTIER 2010). Esto significa que deben
hacerse continuamente nuevos pozos a fin de asegurar las cantidades productivas (GÉNY 2010). En la figura
10 se describe un curso de producción ejemplar. El rendimiento energético por hectárea de superficie depende de diversas condiciones como el número de perforaciones por sitio y del rendimiento del yacimiento. La
tendencia marca un uso de superficie por kWh producido mediante gas natural algo menor al que usan las
energías renovables (Exxon Mobil 2012a). Mas debe tomarse en cuenta cuantas veces y durante cuánto
tiempo una superficie puede proporcionar un monto definido de energía. La instalación de pozos puede tener
numerosos efectos sobre los bienes bajo protección como el agua, el suelo, la biodiversidad y el clima local a
causa de un exceso constructivo, encerramientos, modificaciones del paisaje o la fragmentación de
superficies. La mayor parte de estos efectos es potencialmente reversible a largo plazo, siempre que la
instalación luego sea desmontada. Pero las modificaciones de la estructura del suelo, por ejemplo por
compactación, son mayormente irreversibles (Ministerio de la Protección del Clima, Medio Ambiente,
Agricultura, Conservación y Protección de los Consumidores de Renania del Norte-Westfalia 2012).
Junto a lo espacial también juega un rol importante la dimensión temporal del uso de las superficies.
Mientras que su uso con fines exploratorios solamente implica pocos meses o años, las superficies
efectivamente productivas van a ser ocupadas durante décadas (Ministerio de la Protección del Clima, Medio
Ambiente, Agricultura, Conservación y Protección de los Consumidores de Renania del Norte-Westfalia
2012).
Figura 11
Zonas de protección y control para la exclusión de la tecnología fracking
39
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Renania del Norte-Westfalia, cubiertas de regiones de agricultura intensiva, donde ya existe una elevada
presión sobre las superficies. En consecuencia, la competencia por el uso puede aumentar, incrementándose
aún más la intensificación de la agricultura. Más allá, esto también aumenta la presión sobre las superficies
libres.
La producción de gas natural de yacimientos no convencionales también afecta el paisaje (por ejemplo
estructuras como cercos vivos o arboledas, zonas de recreación, etc. El impacto visual de un sitio de
perforación con los posibles limites compensatorios obligados se declara con 400 a 600m y el impacto
acústico con hasta 500 m (SCHNEBLE et.al.2012)
68. A fin de proteger el medio ambiente y los seres humanos, la utilización de superficies para obtener gas de
esquisto puede ser limitada o impedida (Figura 11).
El fracking se encuentra sometido a las prohibiciones y limitaciones enumeradas en el artículo 48 de la Ley
Federal de Minas (como Código de Minería). Esto significa que permanecen vigentes las reglamentaciones
por las cuales existen tierras dedicadas a un fin público o protegidas para su uso público (p. ejemplo las
reservas naturales o las áreas acuáticas protegidas * *(trad.:cf. los sitios RAMSAR - y las AICAS -) . Pero la
exploración debe ser lo menos limitada posible por la aplicación de estas reglamentaciones, ya que, además,
algunas zonas protegidas suelen conceder algunas excepciones. Una definición acotada para lo que debe ser
el uso público mencionado en el artículo 48 fue emitida por la Oficina Estatal de Minería, Energía y geología
(LBEG 2012); en ella las tierras son definidas de la siguiente manera:
 Son reservas y zonas protegidas de naturaleza y paisaje (cf.Art.20 ss. Ley Federal de Protección de la
Naturaleza (BNatSchG)) : Las Reservas naturales, Parques nacionales, Monumentos Naturales,
Reservas de la Biosfera, las zonas de protección del paisaje, los parques naturales, los componentes
paisajísticos (p.ej. Natura 2000),
40
 Las Zonas protegidas según la Ley del Agua (WHG): protección del agua, los manantiales con
propiedades terapéuticas y las zonas inundables (humedales) u otras zonas dedicadas a la protección
de las aguas.
 Patrimonios culturales (p. ej. monumentos históricos y arqueológicos)
 y toda otra región dedicada al uso público
Para estas regiones normalmente suele haber ordenanzas (p.ej. una ordenanza de protección ambiental) o una
ley. En ocasiones se requiere de una pericia de caso que analice la posible vulneración de la protección (p.ej.
la prueba de compatibilidad FFH (FFH – fauna, flora, hábitat). Diversos actores consideran necesario excluir
para el uso de fracking (exploración, explotación, disposición del flowback) a las siguientes superficies:
 Las Áreas de Protección Acuática según el sentido del art.51 s.WHG (Zona I hasta III) y toda región
proveedora de agua potable(cf. BMU 2012; BDEW 2011;LBEG 2012; solo zonas I y II: EWEN et
al. 2012),
 Regiones con condiciones tectónicas que faciliten vías de escape al metano, a los fluidos frack y al
flowback (fallas tectónicas, zonas sísmicas, minas abandonadas) (cf. LBEG 2012; EWEN et al.
2012).
Merecen una protección especial aquellas regiones con reservas de agua potable para el futuro, vale decir,
regiones prioritarias y reservadas de agua potable (recursos de agua potable, zonas sensibles al flujo (carga y
descarga) de los acuíferos. También se deben cuestionar las perforaciones horizontales por debajo de las
zonas protegidas, dado que por vías imprevistas puede ponerse en peligro la provisión de agua potable.
69. Un nivel de protección elevado para las personas y el medio ambiente puede significar una limitación
considerable para las existencias francamente aprovechables del gas de esquisto. El Ministerio para la
Protección del Clima, Medio Ambiente, Agricultura, Conservación de la Naturaleza y Defensa del
Consumidor de Renania del Norte-Westfalia ha efectuado una evaluación de las resistencia espaciales (grado
de compatibilidad del proyecto con los potenciales del área natural (SCHOLLES 2008)) para los permisos de
campo concedidos o solicitados en Renania Westfalia, tomando en cuenta los aspectos sanitarios humanos, la
protección paisajística y recreativa, la protección de la naturaleza, de los acuíferos y los espejos de agua.
Casi la mitad de las superficies evidencia una elevada resistencia espacial, lo cual significa que allí se deberá
esperar un alto monto de restricciones legales y técnico-ambientales (aspectos legales mineros, de protección
ambiental y del agua (Ministerio para la Protección del Clima, Medio Ambiente, Agricultura, Naturaleza y
Defensa del Consumidor de Renania del Norte-Westfalia 2012).
4.4 Biodiversidad
70. La aplicación del fracking tiene potencialmente una serie de efectos directos e indirectos sobre la
biodiversidad y le agrega un daño adicional (SCHNEBLE et al. 2012; Ministerio para la Protección del
Clima, Medio Ambiente, Agricultura, Naturaleza y Defensa del Consumidor de Renania del Norte-Westfalia
2012). Estos efectos resultan, por un lado en las superficies ocupadas (Párrafo 67), por otro lado también
desde la misma operatoria de la planta.
Por la ocupación de la superficie y la consiguiente quita o modificación de la vegetación más la ocupación
con construcciones y pavimentación del suelo se llega a una pérdida de hábitats y de elementos paisajísticos.
El sitio de perforación y sus accesos forman barreras potenciales para el desplazamiento de individuos y
especies , lo cual puede ocasionar la fractura de hábitats, empeorando la situación ya presente en Alemania.
41
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Pero no debe dejarse de observar que la obtención de energía de fuentes renovables también trae consigo
estrechamientos de la biodiversidad.
La operación de las plantas de gas natural puede desencadenar conductas de fuga o evitación en los animales
y actuar, así, como barrera migratoria, distorsionando sus funciones témporo-espaciales. Estos efectos no se
deben específicamente al fracking pero conforman una carga adicional. Con el tiempo puede haber daños
acústicos, ópticos y/o físicos, o bien puede perderse el intercambio genético entre poblaciones parciales y
también puede llegarse a la separación entre partes de los hábitats y partes de las poblaciones. Otros
desencadenantes de daños pueden ser los movimientos propios de la construcción y operación de la planta
(viajes de camiones p.ej.), pero también las emisiones de ruidos y luces, o las vibraciones (o shocks) durante
las perforaciones y los procesos de fracking.
Más allá, los ecosistemas también pueden ser influenciados por la entrada de sustancias relacionadas con el
proceso de fracking. A nivel local una extracción de grandes volúmenes de agua subterránea (Párrafo 4.1.1)
puede tener consecuencias para el presupuesto hídrico y con ello sobre los ecosistemas dependientes de las
aguas subterráneas, como suele suceder por ejemplo con los ríos y los humedales en general. Otro factor
potencialmente influyente puede ser la entrada de sustancias en los espejos de agua (ENTREKIN et al.2011).
Cuando se producen percances, accidentes o fugas, puede llegarse a una contaminación de los ecosistemas
implicados con aditivos tóxicos, fluidos fracking o el flowback (Capítulo 4.1.). Los ecosistemas cercanos
también pueden ser alcanzados por emisiones gaseosas de superficie (p.ej. de las perforaciones, el tránsito),
emisiones de polvillos (p.ej. de las perforaciones, el tránsito, la construcción de infraestructura), así como
por la emisión de sustancias desde las profundidades (emisiones accidentales de metano, agua de yacimiento
con altos contenidos de sales, metales pesados y sustancias radioactivas (Ministerio para la Protección del
Clima, Medio Ambiente, Agricultura, Naturaleza y Defensa del Consumidor de Renania del Norte-Westfalia
2012).
Estos diversos efectos sobre la biodiversidad pueden conducir a conflictos con los objetivos de protección y
conservación de las regiones y las zonas naturales y paisajísticas. La ley Federal de Protección de la
Naturaleza (BNatSchG) es la normativa principal para proteger la biodiversidad, con la regulación del
impacto (Arts. 14, BNatSchG), los requisitos de compatibilidad con los objetivos de conservación de un
lugar Natura 2000 (Art. 34. BNatSchG) y la protección especial de las especies (sección 3) (SCHNEBLE et
al.2012, pág. 51). Los planes y proyectos que puedan invadir masivamente un área FFH requieren de una
prueba de compatibilidad con las metas establecidas para dicha área. Según el Art.34, párrafo3, 1 de la Ley
BNatSchG, un proyecto con resultado negativo en dicha prueba solamente puede ser realizado cuando haya
necesidades imperiosas de interés público – incluyendo aquellas de carácter social o económico. De ello no
se puede hablar cuando se trata de un proyecto de fracking (Párrafo 3.2.2).
Además, se supone que las operaciones de fracking no se llevan a cabo en los asentamientos, las zonas
urbanas u otras superficies edificadas, sino fuera de estas áreas. Según la ubicación, pueden verse afectadas
no solo áreas agrícolas sino también superficies que conservan su estado natural o que se hallan bajo un uso
compatible con la naturaleza pero no están protegidas. Incluso el desplazamiento de actividades agrícolas
hacia estas áreas tendría consecuencias. Dada la cantidad de factores de riesgo mencionados para la
diversidad biológica local, el fracking solo agregaría más y nuevos daños.
4.5 Balance climático
71. La producción de gas de esquisto en Alemania también debe ser analizada según los criterios de
compatibilidad climática. La responsabilidad principal está en los gases de efecto invernadero (GEI), cuyas
emisiones se producen durante la combustión de los combustibles fósiles (P.ej. FORSTER y PERKS 2012,
42
pág. 64 ss.). También se deben tomar en cuenta las emisiones GEI de la cadena previa, como por ejemplo
durante la perforación o el transporte de petróleo, gas natural o carbón.
Las emisiones ocasionales de GEI y particularmente el metano son importantes fuentes indirectas de emisión
de GEI a lo largo de la vida útil de los combustibles fósiles. Durante la extracción del carbón en superficie o
subterránea se producen escapes de metano tanto del carbón como de las rocas adyacentes. Durante las
excavaciones subterráneas, el metano puede atravesar los sistemas de ventilación y llegar a la atmósfera;
pero existen tecnologías para aprovechar estos escapes de mezclas gasíferas. Durante la extracción y el
transporte de carbón así como desde yacimientos desactivados también puede emanar metano (CARRAS et
al.2008, S. 4.6 ss.). Además, también existen numerosas fuentes para emisiones furtivas de GEI en la
explotación de petróleo y gas natural. Los escapes de gases con metano son un subproducto de la extracción
de petróleo o de gas natural. Pero existen posibilidades técnicas para su utilización o su incineración, durante
el cual se produce CO2, que es menos dañino para el clima (CARRAS et al. 2008, pág. 4.32 ss.).
Las ocasionales emisiones de metano también están en el foco de la discusión sobre la disminución de los
GEI mediante la sustitución del carbón y el petróleo por gas natural, así como sobre la compatibilidad
climática de la producción de gas de esquisto (ALVAREZ et al. 2012; HOWARTH et al 2011a). El metano
que sube a la superficie al completar la perforación es visto como fuente decisiva de emisiones de GEI
durante la producción de gas de esquisto en los EEUU y es caracterizado como una diferencia decisiva con la
producción convencional de gas natural (BURNHAM et al. 2012). Pero en la explotación no convencional de
gas natural existen estrategias para evitarlo que son llamadas “Reduced Emissions Completions o Green
Completions (terminación de emisiones reducidas o terminaciones verdes) . En ellas el metano y otros gases
son separados del flowback y la terminación para lograr, en lo posible, un uso comercial, lo cual reduce el
efecto sobre el clima (EPA 2011b, pág. 1). A partir de 2015 será obligatorio en los EEUU la aplicación de
REC en todo nuevo emprendimiento de fracking (FORSTER y PERKS 2012, pág. 35).
En Alemania los expertos consideran que el estándar técnico de la producción de gas natural no
convencional es el de sistemas cerrados. Los componentes del flowback son separados y el gas metano es
derivado a la red de gas o bien se lo quema (comunicado personalmente por el Dr. Hans-Joachim Uth, 13 de
marzo de 2013). Los requisitos técnicos se derivan e. o. de la reglamentación para las perforaciones propias
de los estados (federales), p.ej. el Art.33 BVOT N d S y de los reglamentos técnicos sobre la manipulación
de sustancias peligrosas para el agua. De ello se puede concluir que no deben esperarse emisiones elevadas
provenientes del flowback durante la producción en Alemania, dada la calificación de sustancia peligrosa
para el agua que tiene el metano. Aún así esto debe continuar en estudio y cabe revisar si los reglamentos
respectivos garantizan la evitación de las emisiones de metano provenientes del flowback.
72. Un componente importante para evaluar el impacto climático de la producción de gas de esquisto es la
comparación de la huella de carbono del mismo con otros combustibles que potencialmente podrían
reemplazarlo. En un balance climático todas las emisiones de GEI que se producen a lo largo del ciclo de
vida de un producto son cuantificadas y expresadas mediante una unidad funcional. Para el caso de los
combustibles se calculan las emisiones de GEI provenientes de la producción, el tratamiento, el transporte y
la combustión (según los respectivos sistemas de límites elegidos) y por regla general se los representa en
relación al valor calórico, a la electricidad producida o al trayecto recorrido.
73. De los estudios para el impacto ambiental (huella de carbono) del gas de esquisto detallados a
continuación puede verse la amplitud de las evaluaciones en el discurso científico. FRITSCHE y HERLING
43
Fracking para la obtención de gas de esquisto
(2012) aportaron al evento “Info Dialog Fracking” (Párrafo 54) el por ahora único estudio de impacto
ambiental sobre el gas de esquisto en Alemania. Fueron definidos diversos escenarios que se diferenciaban
por el despliegue de las perforaciones y el volumen de gas producido, y además por las posibles emisiones
difusas de metano emigradas hacia la superficie tras finalizar la producción. Las emisiones de metano
provenientes del flowback no fueron incluidas dado que se supuso obligatoria la utilización de técnicas
inhibidoras en las plantas alemanas. FRITSCHE y HERLING (2012, pág. 47) determinaron una amplitud de 2,5
a 127,5 g CO2eq/MJ de gas para la producción, el tratamiento y el transporte de gas de esquisto. La gran
amplitud de los resultados ha de entenderse primariamente por la variación del volumen de gas obtenible así
como también por la variación de la demanda de energías fósiles al momento de la explotación. Para el mix
de gas actual en Alemania se dieron a conocer, con 8,3 g CO2eq/MJ en gas, unas emisiones notoriamente
menores. Un posible uso para el gas natural es la producción de energía eléctrica. Cuando se incluye la
combustión de las emisiones directas de GEI para generar electricidad, los autores aportan entre 146,4 hasta
318,3 g CO2eq/MJ para el gas de esquisto, y para la mezcla gasífera actual 112,2 g CO2eq/MJ de corriente
eléctrica (FRITSCHE y HERLING 2012, pág.47).
En contraste, las indagaciones para la producción de gas en los EEUU arrojaron claramente valores
inferiores para la huella de carbono del gas de esquisto, y también diferencias menores con el gas natural
proveniente de yacimientos convencionales. WEBER y CLAVIN (2012) derivaron de seis publicaciones
hechas por pares los rangos de valores para las emisiones de GEI de la producción y el transporte de gas de
esquito y gas natural de yacimientos convencionales. Ellos dan para el gas de esquisto el 11,0 a 21,0
CO2eq/MJ y para el gas natural de yacimiento convencional 12,4 a 19,5g CO2eq/MJ de gas(ibídem,
pág.5691).
FORSTER y PERKS (2012, pág. 67) calcularon en un estudio para la comisión europea que la electrificación
del gas de esquisto produce entre un 4 a 8% mas emisiones de GEI que las de tuberías de gas de producción
convencional. Cuando se evitan las emisiones de metano, la diferencia disminuye de 1 al 5%. Pero en
comparación con los gasoductos de Rusia y Algeria o con las importaciones de gas licuado, el gas de
esquisto arroja un mejor balance climático. Los autores lo atribuyen al gasto energético en la compresión de
los gasoductos y a las fugas durante el largo transporte. La producción de gas licuado convive con un alto
costo energético adicional (Pág. 65). Esto deja en claro que durante una comparación con gas de esquisto se
debe diferenciar el gas natural de producción convencional por su origen y su tratamiento posterior.
74. Potencialmente, el gas de esquisto puede reemplazar al petróleo en el sector de la movilidad. Hay pocos
estudios que comparan el balance climático (huella de carbono) entre el gas de esquisto y el petróleo.
BURNHAM et al. (2012, pág. 623) calcularon cerca de 90 g CO2eq/MJ para el ciclo de vida completo del
petróleo, y para el gas de esquisto cerca de 70 g CO2eq/MJ en combustible. Convertido a la distancia
recorrida por un coche, la utilización de gas de esquisto arroja un 10% menos emisiones de GEI por cada
kilómetro recorrido que el petróleo (Pág. 624).
75. En Alemania el carbón es básicamente transformado en electricidad. Tomando como unidad a la
corriente eléctrica generada, son menores las emisiones directas de GEI provenientes del gas natural, por lo
cual se toma al gas natural como fuente de energía amigable para el clima (P.ej. PACALA y SOCOLOW
2004). Durante los balances climáticos por regla general se suma a las emisiones de GEI directas por
combustión a las emisiones de la cadena previa. En una comparación de las emisiones de GEI surgidas
durante la vida útil del carbón importado y del gas de esquisto en la producción de electricidad, FRITSCHE
y HERLING (2012 pág. 47) calcularon un 39% menos para el gas de esquisto, o bien un 33% más de
emisiones de GEI que el carbón. La amplitud de los resultados resulta primeramente de la variedad de
44
suposiciones acerca del gasto para las perforaciones y del volumen de producción alcanzable. JIANG et al.
(2011, pág. 1) determinaron entre un 20 a 50% menos de emisiones GEI en los EEUU para la electrificación
a base de gas de esquisto en comparación con el carbón, HULTMAN et al. (2011b, pág. 8; 2011a) un 44%
menos. Esto contradice los resultados de HOWARTH et al. (2011b), quien no comprobó un mejor balance
climático del gas de esquisto norteamericano frente al carbón, tomando en cuenta las elevadas emisiones de
metano durante la producción de gas de esquisto y observando un período más largo (20 años de potencial de
GEI en vez de 100 años). Pero el procedimiento metódico de los autores y la base de datos tomados han
merecido críticas (CATHLES et al. 2012; STEPHENSON et al. 2011).
76. Una obtención lo más exacta posible de la emisiones de GEI del gas de esquisto no es solamente
importante para la evaluación y comparación del impacto climático con otros combustibles fósiles. También
es la condición para el cálculo de las emisiones de GEI proveniente de una posible producción de gas de
esquito en el marco del inventario de GEI de Alemania, que debe ser declarado anualmente en el marco de la
convención climática de las Naciones Unidas y del protocolo de Kioto (UBA 2012).
Una parte de las fuentes de emisión de los GEI a lo largo de la vida útil del gas de esquisto no diverge de
aquella proveniente del gas de yacimientos convencionales y pueden ser abarcados mediante una
modificación metodológica. FORSTER y PERKS (2012) analizaron directrices para elaborar informes así
como los informes de inventarios nacionales e identificaron las adaptaciones necesarias para incorporar las
emisiones de GEI específicas para el gas de esquisto. Los autores llegan a la conclusión de que no se dispone
de datos de las actividades, de los factores de emisión o los métodos de determinación para abarcar la
producción de gas de esquisto en la UE (Pág.113). Las directrices de la IPCC (CARRAS et al.2008) tampoco
contienen los factores de emisión o los presupuestos metodológicos para comprender las fuentes de
emisiones de GEI específicas de la producción no convencional de gas. Un punto importante de las
emisiones GEI que deban abarcarse serían según FORSTER y PERKS (2012, pág103) las emisiones furtivas
de metano considerando las técnicas empleadas. Para una comprensión de los GEI del gas de esquisto dentro
del inventario de la huella de carbono alemán deben determinarse los factores de emisión y elevarse los datos
diferenciados de la actividad productiva. Estas exigencias rigen para todos los estados que publican sus
emisiones de GEI nacionales según el protocolo de Kioto y la convención climática.
77. Sobre el balance de la huella del carbono del gas de esquisto ilustran las incertidumbres existentes y la
necesidad de nuevos esfuerzos puestos en la investigación. Al respecto debe mencionarse que el balance
climático del gas de esquisto recién comienza; la primera publicación de pares apareció en 2011. La mayoría
de los estudios abarca los yacimientos en EEUU mientras que solo existe un estudio para Alemania.
Partiendo del estado actual del conocimiento, puede presumirse que el volumen de las emisiones fugaces de
metano mas la dimensión de las perforaciones y el volumen de gas producido son parámetros decisivos para
el balance climático. Para la evaluación de la producción de gas de esquisto en Alemania solamente puede
acudirse a las investigaciones del ámbito norteamericano de manera limitada. Se necesitan balances
climáticos que reflejen la situación específica de la producción de gas de esquisto en Alemania, para lo cual
es necesaria una amplia base de datos (volumen de producción, profundidad de las perforaciones, técnica
empleada, etc.) Deben determinarse en el contexto de la tecnología utilizada en Alemania especialmente las
emisiones furtivas de metano provenientes del flowback. Y aquí se pueden esperar valores menores que
aquellos obtenidos en los estudios sobre gas de esquisto en Norteamérica. Para posibilitar una comparación
objetiva entre el gas de esquito y otros combustibles fósiles se deben ilustrar y comunicar las incertidumbres
en los cálculos de la huella de carbono del gas natural convencional, del petróleo y del carbón. También es
necesaria una consideración diferenciada de los diversos combustibles, como por ejemplo una diferenciación
entre el gas natural convencional según su origen.
45
Fracking para la obtención de gas de esquisto
4.6 Necesidades de acción y de investigación dadas las implicancias sobre el medio ambiente
78. Anteriormente fueron mostrados los amplios desafíos existentes para una protección duradera del agua,
la salud, el aire, el suelo, la biodiversidad y el clima en virtud de los efectos sobre el medio ambiente
provocados por el fracking. Estos pueden ser divididos por categorías:
 Requerimientos de investigación; es decir de lagunas del conocimiento sobre riesgos generales para
el medio ambiente que deben ser aclaradas para poder evaluar los riesgos a fondo,
 Requerimientos de regulación y conceptualización para un manejo adecuado del medio ambiente
minimizando los riesgos.
 Conocimiento de las condiciones específicas de las ubicaciones que solamente pueden determinarse
para cada proyecto concreto, para poder clasificar la aptitud individual.
Requerimientos de investigación como lagunas del conocimiento sobre los riesgos ambientales en
general que deben ser resueltos para conocer los riesgos a fondo.
79.
 Efectos de las particularidades técnicas de la producción de gas de esquisto (como p.ej. las
perforaciones horizontales, la resistencia de los conductos debido a la alta presión y los productos
químicos, una cantidad elevada de perforaciones) y dado el caso, un mayor desarrollo del estándar
de seguridad.
 Efecto a largo plazo del fracking en las rocas madres apuntando a la estabilidad de las capas rocosas
frente a procesos microbiológicos provocados por las grietas infligidas.
 Probabilidad de acontecimientos sísmicos y de su intensidad
 Adecuación de las evaluaciones de seguridad existentes para los aditivos y mezclas de uso
subterráneo
 Informaciones sobre los efectos, comportamientos y permanencia de los aditivos químicos del
fracking que sobrepasan el marco clasificatorio de la reglamentación CLP. No se ha aclarado p.ej.
qué productos secundarios pueden resultar mediante reacciones químicas de los aditivos en contacto
con los componentes salinos del agua de yacimiento bajo condiciones de elevada temperatura y
presión.
 Búsqueda de alternativas técnicas adecuadas para los químicos utilizados.
 Recopilación de las experiencias con la inyección a presión de las aguas de yacimiento en la
producción convencional de petróleo y gas natural en Alemania, la evaluación sistemática (ubicación
de los depósitos, profundidad de las perforaciones, tipo de rocas, cantidades, vigilancia y
aseguramiento de la impermeabilidad duradera.
 Posibilidades de procesar y reutilizar el flowback.
46
 Dimensión de las perdidas difusas de los componentes volátiles (metano y otros hidrocarburos) y
posibilidades de reducción.
 Huella de carbono del gas de esquisto bajo consideración de las condiciones específicas de los
yacimientos alemanes (Profundidad de las perforaciones, volúmenes de producción, técnicas
utilizada, etc.), también en comparación con otras fuentes de energía.
 Evaluación esperable de uso de superficies a lo largo de Alemania en el contexto de la estrategia
nacional de sostenibilidad de 30 ha / d para el 2020 y de los objetivos más amplios de la
preservación de superficies.
Necesidad de regulación y conceptualizaciones para un manejo ambiental adecuado para la
minimización de daños.
80.
 Definición de las superficies a excluir por razones preventivas
 Acceso total a e intercambio de los datos e informaciones relevantes para la toma de decisiones
entre los actores (Empresas, autoridades del agua y mineras, ciencias, público en general); archivado
de informaciones para el uso prolongado en el tiempo; preparación de los datos para
 Modelizaciones y monitoreo prolongado
 Elección de parámetros adecuados para un programa de monitoreo que pueda abarcar posibles
sucesos en las profundidades.
 Conceptualización y continuidad del desarrollo del monitoreo de seguridad para la protección laboral
y ambiental en
o
las plantas de producción y la infraestructura anexa. Elaboración de un concepto de alerta
temprana que incluya los parámetros relevantes para la toma de decisiones.
o
Justificación obligatoria de la necesidad de los aditivos a emplear.
o
Establecimiento del nivel de protección para retirar el flowback, confección de un
procedimiento de autorización que involucre adecuadamente a la autoridad del agua y el cual
permita balancear los intereses de protección con los conflictos de uso.
o
Garantía de aplicación de sistemas cerrados de modo que las emisiones furtivas de metano
sean separadas del flowback y no puedan llegar al aire.
o
Complementación de las pruebas de protección/controles previos mediante cuestionarios
específicos para fracking sobre aspectos relevantes para la biodiversidad (p.ej. las
consecuencias de una repentina y elevada utilización de agua sobre regiones aledañas
sensibles aunque no directamente involucradas; efectos acumulativos de cada proyecto,
grado de segmentación del paisaje).
o
Configuración de un monitoreo a largo plazo de la biodiversidad para poder mapear a nivel
regional los eventuales daños ocasionados por el empleo del fracking.
47
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Conocimiento de las condiciones específicas de cada ubicación que solamente pueden obtenerse para cada
proyecto concreto a fin de poder evaluar su aptitud
81.
 Registro de las condiciones geológicas tales como barreras para gas y agua desde la superficie hasta
la roca madre, por su cantidad, sus anchos específicos y las características geológicas de las rocas.
 Relevamiento y evaluación de las propiedades físico químicas de las rocas de almacenamiento.
 Relevamiento y caracterización de todos los acuíferos.
 Reconocimiento de posibles fallas geológicas, perforaciones antiguas con su tipo de rellenado y
estado actual donde deberá comprobarse su impermeabilidad.
 Modelización de la extensión de las grietas por fracking
 Comprobación de las propiedades del proceso hídrico y del agua de yacimiento
 Identificación del riesgo de los aditivos de uso específico en cada lugar y búsqueda de alternativas
menos peligrosas.
 Propiedades físico químicas y cantidades del flowback.
5 El Principio Precautorio
82. Si bien la SRU considera que el fracking en sí no representa una técnica nueva, se pretende introducirla
en un ámbito nuevo para Alemania: la producción de gas de esquisto. La descripción de las consecuencias
ambientales del capítulo anterior muestra que sobre el fracking aún persisten numerosas dudas y lagunas
informativas. De este modo, actualmente no se puede descartar en principio, que durante las perforaciones no
ocurra una contaminación de las napas freáticas destinadas a la extracción de agua potable debida al ingreso
de los fluidos del fracking (FF). No han sido definitivamente aclarados los riesgos del retiro del flowback.
Las consecuencias hidrogeológicas a largo plazo que producen las maniobras de fracking solo pueden ser
modeladas. Aún no existen modelos de previsión confiables para las formaciones geológicas existentes en
Alemania debido a la falta de experiencia práctica. Esto es especialmente válido para las vías y conexiones
de las aguas salinas profundas y los FF hacia los acuíferos subterráneos. Hasta ahora tampoco resulta claro
que tan buena es la huella de carbono (balance climático) del gas de esquisto en comparación con otros
combustibles fósiles y teniendo en cuenta las condiciones específicas para los yacimientos alemanes.
Al margen de las consecuencias ineludibles que puedan esperarse para el medio ambiente, como sería la
ocupación de superficies, surge otro problema con el fracking cuando se aprueba una gran cantidad de
proyectos y el estado carece de conocimientos basados en la experiencia sobre todas las fuentes de daños y
las consecuencias, ya que no podrá tomar medidas precisas y eficaces para evitarlos. El empleo del fracking
en el nuevo campo de la producción no convencional de gas natural alberga riesgos cuya naturaleza y
alcance recién serán visibles durante el proceso de aplicación y desarrollo. Pero donde la magnitud de los
daños puede alcanzar una dimensión desconocida y donde éstos no puedan ser resarcidos financieramente
48
por el causante, los instrumentos estatales clásicos para garantizar la seguridad mediante requisitos de
autorización e indemnizaciones privadas se chocan con sus límites (GRIMM 1991, pág. 211 s.).
5.1 De la prevención de riesgos a la provisión de seguridad (corregir en el índice)
83. Dado que en la investigación a lo sumo existen iniciativas medianamente efectivas para la autolimitación
y responsabilidad por daños, y dado que en la competitividad del mercado libre básicamente no rige otro
límite que la rentabilidad, al estado le es adjudicado el deber de protección, como portador del monopolio de
la fuerza emanado de los derechos fundamentales y del artículo 20º de la Constitución (GG) ( (CALLIESS
2001), por lo cual ha de ponerle límites a la producción social de riesgos. En el derecho, la tarea del Estado
de garantizar la seguridad se define tradicionalmente mediante la protección de bienes legales ante peligros
concretos - efectuada por un instrumento estatal de prevención (DI FABIO 1994, pág. 30 ss.; CALLIESS
2001). Para el reconocimiento de un peligro en el sentido legal es determinante el conocimiento de las
circunstancias por las cuales puede concluirse un “probable” daño concreto sobre un bien bajo protección
mediante la vía del pronóstico o de la experiencia general (Corte Constitucional Federal 45, pág. 51, 57). En
el centro de una garantía efectiva de seguridad se encuentra entonces el conocimiento basado en la
experiencia general acerca de un hecho potencialmente dañino. Mas donde no hay experimentos que
constaten la causalidad de daños ni un reconocimiento científico de los mismos, no se los puede justificar
como suficientemente “probables”. Entonces, cuando determinados indicios apuntan a una posibilidad de
daño, se ha alcanzado la transición entre el peligro por una parte, y el riesgo por la otra (WAHL y APPEL
1995, pág. 86).Ante este trasfondo, la tarea del Estado de prevenir peligros percibidos sobre la base de
atribuciones cercanas y desarrollos causales breves, se ha colocado junto a la compleja tarea de la prevención
de riesgos – transmitida por el principio precautorio (DI FABIO 1994, pág. 30 ss.; CALLIESS 2001).
El concepto jurídico del riesgo, vinculado al concepto de peligro, comprende un área donde el daño no es
más que una posibilidad abstracta. La capacidad de maniobra de las instituciones estatales se amplía cuando
es posible tomar medidas no solamente ante peligros concretos y demostrables sino ya en caso de una
preocupación abstracta y entendida como sospecha inicial científicamente fundada.
El principio precautorio goza de reconocimiento tanto en el derecho ambiental alemán como en el europeo
como la expresión más significativa del objetivo nacional de proteger el medio ambiente, pero también es
una consecuencia del deber constitucional del estado de proteger al individuo. El artículo 20ª de la Ley
Fundamental (Constitución) subraya la importancia del principio precautorio instalando la obligación de las
instituciones estatales de asumir una responsabilidad perdurable para las futuras generaciones. Además surge
de los derechos fundamentales de los ciudadanos a la salud y la integridad física el deber de protegerlos. La
Comisión Europea y el Tribunal de Justicia Europeo (EuGh) interpretan el principio precautorio anclado en
el artículo 191, párrafo 2, frase 2 del tratado sobre la forma de proceder de la Unión Europea (AEUV) como
un principio general de todo el derecho de la Unión, más allá del derecho ambiental (Comisión Europea
2000,pág 12; ARNDT 2009, pág.80 ss.) . De las normas mencionadas se desprende una prohibición de
subdimensionar - también reconocida por la Corte Constitucional Federal (BVerfG) – que debe ser tomada
en cuenta en la evolución jurídica de un concepto proteccionista efectivo. Como resultado, el principio
precautorio se encuentra anclado también en muchas leyes ambientales de manera explícita (CALLIESS
2001).
5.2 Requisitos del principio de precaución para hacer frente a la incertidumbre
49
Fracking para la obtención de gas de esquisto
84. Incluso por razones constitucionales el principio precautorio debe garantizar una gestión racional de los
riesgos. Al respecto debe discernirse entre el legislador y la autoridad ejecutiva ambiental. El principio
precautorio posibilita la racionalización jurídica de las decisiones sobre riesgos basados en pronósticos
inseguros y al mismo tiempo facilita la delimitación de los costos en esta situación precaria. Por lo tanto, la
meta debe ser determinar el acontecimiento a prevenir de modo tal que no derive en la nada.
Bajo ‘motivo de precaución’ debe entenderse una situación en la cual pueden tomarse medidas precautorias.
Como motivo de precaución alcanza, como sospecha inicial, un potencial de preocupación –que debe estar
fundado en motivos científicamente plausibles y no en meras especulaciones -, pero donde aun no es
necesario que esté empíricamente consolidado o represente una opinión mayoritaria de la ciencia. Se debe
identificar, primeramente y de la manera más amplia y exhaustiva posible toda la información pertinente
para la ocasión. Como primer paso se debe proporcionar e indagar desde el punto de vista de las ciencias
naturales, como un proceso continuo, en qué consiste el respectivo potencial de riesgo y qué dimensiones
tiene (evaluación preliminar de riesgo desde las ciencias naturales). Recién entonces habrá una base y una
consideración del interés público en la tecnología a evaluar, si debe tolerarse o no el respectivo potencial de
riesgo y con qué medidas de la escala ‘móvil’ (peligro-riesgo-riesgo residual) de la doctrina de seguridad ha
de ser confrontada (evaluación política del riesgo, de carácter preliminar). Esta valoración le compete al
legislador, quien en virtud de su derecho constitucional para estimar, evaluar y pronosticar dispone de cierto
margen de juego. Apoyado en criterios de alivio y preocupación a elaborarse - con ayuda de las ciencias
naturales – se pueden desarrollar fórmulas para definir la sospecha previa. Y mediante estas formulas a su
vez se pueden establecer reglas concretas y orientadas a la prevención para tratar la incertidumbre (SRU
2011a, Párrafo. 435 ss. y718ss.)
Frente a esto - como para una evaluación de nuevas tecnologías - se queda demasiado corta la referencia a la
jurisprudencia del Tribunal Constitucional Federal sobre el riesgo residual. Si bien el legislador no tiene
porque descartar con absoluta certeza las violaciones a la constitución, tampoco se las debe tolerar por un
insuficiente conocimiento científico (así como evidentemente ROßNAGEL et al. 2012, pág. 99; como
recientemente JAECKEL 2011, pág. 3 sobre el fallo del Tribunal Constitucional Federal acerca del
Acelerador de partículas CERN).
En el contexto de una definición del motivo de precaución, el principio precautorio implica más bien que el
legislador debe revertir la carga de la prueba, la cual – con respeto a los límites del estado de derecho (ver
CALLIESS 2001) – puede actuar según el modelo de una sospecha de peligro que puede ser refutada.
Para desmoronar esta sospecha, el causante del riesgo se ve obligado a aportar datos y dar fundadas pruebas
de su verosimilitud. Vinculando esto a la distribución de la carga de la prueba mediante la teoría de los
ámbitos (o de las esferas), la cual también se corresponde con el principio del causal del derecho ambiental,
resulta justificado además, porque será el emprendedor del proyecto quien confronte a la opinión pública con
un riesgo potencial. El riesgo proviene de su ámbito de influencia y en el mismo se ubican las cuestiones que
no se dejan aclarar. En otras palabras, aquel cuyo ámbito de influencias ocasiona la incertidumbre, tiene por
cercanía un conocimiento adelantado que puede ser aprovechado por el legislador (SRU 2011a).
En vista de las medidas precautorias a tomarse, el legislador puede – observando el principio de
proporcionalidad – identificar diferentes niveles de intervención en la libertad de los derechos económicos
garantizada por la Constitución. En este sentido no se trata de entrada de prohibiciones preventivas con
obligación de autorizaciones, sino muchas veces de una generación de información con estimación
preventiva de riesgos capaz de disipar la incertidumbre. Se requiere, por lo tanto, un monitoreo constante.
Sobre una base jurídica definida de este modo, el legislador y la administración del medio ambiente podrán
volverse activos en la aplicación y concreción del principio precautorio.
50
5.3. Conclusión
85. Sobre la base del principio precautorio y en virtud de los conocimientos del capítulo 4, así como de la
necesidad de acción e investigación, la SRU (Consejo Asesor del medio Ambiente) aboga por que la
producción de gas de esquisto mediante la tecnología de fracking por ahora solamente sea autorizada en el
marco de proyectos piloto que permitan obtener conocimientos sólidos acerca de los riesgos del fracking.
Para la elección de los proyectos piloto se debería avanzar primero, y sobre la base de una discusión abierta y
transparente, en la creación de criterios que garanticen que la ejecución de los proyectos genere la mayor
cantidad de conocimientos generalizables como sea posible. Los datos ganados deberían centralizarse y
ponerse a disposición de las autoridades, la ciencia y la opinión pública, en el interés de lograr la mayor
transparencia posible. Para ello debería instalarse un banco de datos donde los mismos sean guardados y
publicados junto con las medidas tomadas y los datos sobre los fluidos fracking utilizados. Un
aprovechamiento sistemático de estos proyectos piloto deberá servir para analizar con mayor detalle los
peligros ambientales (riesgos) y para acompañarlos durante cierto tiempo mediante la investigación de
riesgos (monitoreo). El público deberá estar permanentemente incluido en el proceso y en la evaluación de
los emprendimientos piloto. Esto es especialmente ciertas dadas las condiciones en las cuales el fracking
puede ser permitido a largo plazo. (la frase es ambigua) Los costos para la ejecución de proyectos piloto han
de ser solventados por la industria. Los datos aportados más los conocimientos ganados deberán posibilitar
que se evalúe si el fracking puede ser habilitado a largo plazo en Alemania. La reglamentación jurídica a
efectuarse también debería dejar márgenes de juego para la administración, para que en un caso concreto
ellos puedan reaccionar adecuadamente ante un posible riesgo.
6 Aspectos legales
86. En vista de los proyectos piloto propuestos mas una futura posible aplicación general de emprendimientos con fracking, existen estudios abarcativos sobre el marco jurídico para el fracking que señalan la falta
actual de normas específicas con las cuales se pueda enfrentar los riesgos en parte especiales de la obtención
no convencional de gas (ROßNAGEL et al.2012, pág. 87). No se puede descartar de plano una acción
política legal en las áreas del derecho indicadas a continuación.
En la producción de gas natural de yacimientos no convencionales se plantean numerosas cuestiones legales
vinculadas a las perforaciones, la obtención, manipulación e inyección de los químicos necesarios y el retiro
y depósito del flowback, las cuales no pueden ser profundizadas en el presente y escueto marco. De este
modo resultan relevantes en los proyectos de producción de gas de esquisto de yacimientos no convencionales en primer lugar las normas del derecho minero y del agua (con adecuaciones adicionales a las leyes de
los estados, como la normativa vigente para las perforaciones profundas), como además también el derecho
sobre materiales y el derecho sobre residuos de minería (Ordenanza General de Minería). Habrá que
reflexionar hasta donde tiene sentido continuar el desarrollo del derecho minero (so FRANKE 2011, S. 20).
Una investigación más a fondo, y dado el caso una reglamentación, son requeridos para el proceso de
fracking por los diferentes niveles de exigencia ambiental entre el derecho minero y el derecho del agua, mas
la concreción de los requisitos en la ley de agua (GAßNER y BUCHHOLZ 2013, pág. 146). En vista de las
normativas legales sobre minería y aguas subsisten cuestiones de derecho complejas, por ejemplo si es
necesario un procedimiento de habilitación cuando se presenta la petición para una “autentica” utilización de
51
Fracking para la obtención de gas de esquisto
aguas (como el caso donde una napa es intersectada (¿atravesada por otro flujo?) (REINHARDT 2012, PÁG.
1370); así como el caso donde al fondo de la perforación o del radio de acción del fracking se encuentra un
acuífero (MEINERS et al. 2012, pág. B74), o bien en caso de una utilización “no autentica” de las aguas
puede sin embargo ocasionar una modificación duradera o un daño no menor a la calidad de las mismas
(MEINERS et al. 2012, pág. B74; SEUSER 2012, pág. 14–17; DIETRICH y ELGETI 2011, pág. 314;
ATTEN-DORN 2011, pág. 568–569). Una aplicación fundamental de la Ley del Agua– de la cual las
autoridades pertinentes hasta ahora no han partido – tendría la significativa consecuencia de que podrían ser
aplicables los principios de la misma. A ellos se suma, suponiendo un uso autentico, literalmente el
‘principio de preocupación’ según el artículo 48 de la Ley del Agua (WHG), o bien regularmente la Ley
sobre la Discreción en la Administración del Agua. En la práctica de las autoridades mineras hasta ahora no
fue usual otorgar permisos de acceso al agua para las perforaciones (GAßNER y BUCHHOLZ 2013, pág.
144).
Para el fracking también son necesarias grandes cantidades de agua (Párrafo 37). Cuando el suministro de
agua deba ser tomado de acuíferos o de espejos de agua, se trata de un uso en el sentido del artículo 9, ap.1 nº
1, o bien nº 5 de la Ley del Agua, el cual requiere de un permiso legal a otorgar por la autoridad minera de
acuerdo con la autoridad del agua.
Además hay otras cuestiones legales a ser aclaradas. Resulta especialmente central saber cómo puede
asegurarse un monitoreo de los impactos ambientales que abarque la totalidad de los mismos (véase al
respecto las versiones sobre monitoreo del capítulo 4.6). Esto sería muy importante dado que a diferencia de
otros proyectos relevantes para el medio ambiente, en los proyectos mineros resulta difícil evaluar los efectos
ambientales y resultan, por lo tanto, apenas predecibles en el marco de un estudio de impacto ambiental
(UVP) (GAßNER y BUCHHOLZ 2013, pág. 148). La necesidad de investigar también implica saber, por
ejemplo, si la exploración y la explotación no convencional de gas natural hacen necesario contar con una
normativa tridimensional del espacio subterráneo para controlar las explotaciones (ver planificación
subterránea de HELLRIEGEL 2013; ERBGUTH 2011; ARL 2012; SGD 2012). También se discute como
debe tratarse y encuadrase legalmente el flowback (SCHINK 2013). Finalmente también es dudoso como y
según qué régimen legal se deben tratar las medidas de prevención y saneamiento en el caso de daños en los
acuíferos o los suelos, y consecuentemente, si sería aplicable la Ley de Daños al Medio Ambiente o si la Ley
de Minería Federal ya contiene normativas especiales. Un análisis más detallado requeriría saber también, si
un procedimiento integral de aprobación, tal como lo favoreció la SRU para la Ley de Licencias de Plantas
(SRU 2012), también puede contribuir a la completa coordinación de todos los procedimientos de
aprobación. Dos aspectos particularmente relevantes serán destacados a continuación, aunque no puedan ser
tratados en profundidad.
Zonas de aguas protegidas
87. Tras una revisión ejemplar de las normas para las zonas de aguas protegidas, estas contienen
actualmente reservas para el caso de autorizaciones de perforación así como prohibiciones para impedir el
ingreso de sustancias peligrosas o de aguas residuales al subsuelo (MEINERS et al. 2012, pág. B128), de
modo que para un proceso de fracking en estas regiones sería necesaria – pero no imposible - una liberación
por parte de las autoridades competentes. Las zonas de aguas protegidas establecidas por los estados según el
artículo 51 ss. de la Ley del Agua y partiendo del principio precautorio (Nota 82 ss.) no admiten la
producción no convencional de gas natural, salvo que puedan descartase de manera segura los riesgos para
las aguas subterráneas (revirtiendo la carga de la prueba) (ver REINHARDT 2012, pág. 1369; ver. nota. 84).
52
Pero sería preferible que el fracking se excluyera por completo en las zonas de protección del agua (así
también BMWi - Ministerio Federal de Economía y Tecnología - y BMU - Ministerio Federal de Medio
Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear. 2013). Lo mismo debería ser válido para las
zonas que puedan ser importantes reservas de agua potable para el futuro, particularmente determinadas
áreas prioritarias y reservadas para la protección del agua potable (recursos de agua dulce, áreas sensibles de
las cuencas de aguas subterráneas)
Estudio de impacto ambiental (EIA)
88. Según la Ley de Estudio del Impacto Ambiental ((UVPG) y la Ley Federal de Minería(BBergG) ), en
relación con la normativa adoptada para el Estudio de Impacto Ambiental de los emprendimientos mineros
(UVP-V Bergbau), existe la obligación de efectuar dicho estudio solamente para la explotación de gas
natural con fines comerciales en volúmenes de producción diarios de más de 500.000m3 (Art.3b apartado
1Oración 1, Anexo I, N º 15.1 junto a Ley EIA. Art.1, 2 lit. Minería EIA -V). Estos volúmenes de producción
probablemente no se alcancen con la producción no convencional de gas natural (BGR 2012, S. 35). La
autorización para la producción no convencional de gas natural no exige un estudio previo para cada caso, el
cual decide si esto es necesario, según los criterios del Anexo II / Evaluación del Impacto Ambiental y en
base a las características, ubicación y potencial impacto del proyecto. Solo excepcionalmente será necesario
un EIA si se trata de varios emprendimientos del mismo tipo que han de ser realizados simultáneamente por
una o varias compañías y estén relacionados entre sí y en conjunto alcancen o superen los tamaños o las
capacidades establecidas, tal como lo indica el Art. 3º,Ap.2 de la Ley EIA (UVPG) Esto también es válido si
los tamaños o las capacidades se alcanzan o superan por la ampliación de un emprendimiento ya existente
que no estaba obligado a someterse a dicho estudio, según el Art.3b,Ap.3 UVPG = Ley EIA
En Alemania actualmente no se acostumbra efectuar un EIA para lograr la autorización de una planta no
convencional de gas natural (integralmente: MEINERS et al. 2012, pág. B28 ss. Y B135 ss.; ROßNAGEL et
al. 2012, pág. 22 ss.). En consecuencia, tampoco se efectúa una audiencia pública.
Por otro lado, el EIA realizado en el marco de una autorización según el derecho minero queda muy por
detrás de lo que debiera evaluarse en el marco de un estudio de impacto ambiental si se lo compara p.ej. con
las exigencias mínimas de la Oficina Estatal de Minería, Energía y Geología (LBEG) de Clausthal-Zellerfeld
(LBEG 2012) para los planos operativos del fracking.
En la opinión del SRU, la situación jurídica esbozada merece ser calificada como deficiente. El Art. 4, Ap.2
de la norma UPV de 2011/92/ EU exige que para las perforaciones [según Nº2 lit. e) Anexo II] y las
instalaciones de superficie para la explotación de gas natural [según Nº2 lit. e) Anexo II] se decida mediante
un estudio previo o mediante criterios preestablecidos o valores de umbral si es necesario hacer un EIA. Pero
los estados miembros no deben seleccionar valores de umbral o criterios de tal modo que, como sucedió en la
normativa para el EIA en minería, en la práctica se exima a todos los proyectos de tipo similar [EuGH =Trib.
de Justicia Europeo], Fallo v. 21. Septiembre 1999, causa C-392/96). Como Nº2 lit. d) Anexo II de la
normativa para los EIA se vincula con el evento de las perforaciones, tendría sentido someter por lo menos al
EIA, y en relación al fracking, a todas las perforaciones, independientemente del carácter exploratorio o
comercial. Esto tiene importancia ante el hecho de que actualmente no existen suficientes informaciones
sobre los posibles daños ambientales, persistiendo numerosas incertidumbres que impiden evaluar los riesgos
(MEINERS et al. 2012, pág. A59 ss., A75 ss., A86 ss. y C48).
Según la Comisión Europea, también deben someterse al EIA los emprendimientos de fracking cuyo
volumen de producción esté debajo de los 500.000m3 diarios de gas natural (Comisión Europea, 2011ª,
pág.3). El no hacerlo constituirá una infracción de la Directiva EIA. Esto, con el resultado de que la
53
Fracking para la obtención de gas de esquisto
Directiva EIA se aplicaría directamente de oficio (GAßNER y BUCHHOLZ 2013, pág. 147 s.; FRENZ
2011). Tambien comparten esta interpretación MEINERS et al. (2012, S. B138), DIETRICH y ELGETI
(2011, pág. 314 s.), LUDWIG (2012) y FRENZ (2012, pág. 125). Si no se realiza el EIA cualquier permiso
expedido podrá ser atacado mediante un recurso de casación según el art.4 de la (recientemente modificada)
Ley de Apelaciones del Derecho Ambiental (Umweltrechtsbehelfsgesetz), teniendo como consecuencia que
las empresas no gozarán de seguridad jurídica.
Desde 2011 se están discutiendo diversas recomendaciones para someter al EIA a los procedimientos de
fracking (descripción completa de las propuestas de política jurídica en ROßNAGEL et al. 2012, pág. 87ss.).
El gobierno distrital de Arnsberg se había declarado en 2011 a favor de la modificación del Art. 1 EIA V de
Minería , donde se incluía un nuevo evento para la perforación – tanto para la exploración como la
explotación – que proporciona un estudio general previo para cada caso según el Art.3c de la Ley EIA .Para
la explotación de gas natural de yacimientos no convencionales además de la entrega se formulan más
hechos que conducen al EIA obligatorio (Gobierno del Distrito de Arnsberg 2011). El Consejo Federal
(senado) presentó a fines de 2012 un proyecto de Reglamento que prevé la obligación del EIA para los
emprendimientos de explotación de petróleo y gas natural con tres o más pozos que se hallen vinculados
entre sí mediante conductos. También permitirá someter al EIA a las perforaciones individuales,
particularmente las que exploren y exploten gas natural cuando se efectúen o sostengan fracturas de rocas
mediante presión hidráulica. Para las demás perforaciones en profundidad para la exploración y explotación
de petróleo y gas natural debe efectuarse previamente el EIA individual según el Art.3c Ley EIA (Consejo
Federal 2012). En la resolución del Consejo Federal a principios de febrero de 2013, donde se formula una
moratoria para los permisos para emprendimientos de fracking, también se exige nuevamente el EIA
obligatorio y la Audiencia Pública (Consejo Federal 2013- Bundesrat). El proyecto de ley de febrero de 2013
contiene un anexo para la Ley EIA en minería que apunta a que en el futuro también se sometan al EIA
obligatorio a las exploraciones y explotaciones de petróleo y gas natural con fines comerciales (Min. Fed. de
Economía y Tecnología y Min. Fed. de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad
Nuclear 2013) en los siguientes casos:
 Exploración mediante perforaciones profundas con fractura de rocas bajo presión hidráulica ,
 Explotación mediante perforaciones profundas con fractura de rocas bajo presión hidráulica
(verificación)
Además deben proporcionarse los datos sobre la composición de los fluidos empleados y del agua residual (o
agua de yacimiento)
El Consejo Asesor de Medio Ambiente (CAMA=SRU) apoya esta propuesta pero - como ya ha anticipado –
sostiene que también se debe efectuar un EIA previo e individual en los demás casos donde se realicen
perforaciones profundas sin procesos de fracking.
Audiencia Pública
89. La CAMA sostiene fundamentalmente que es esencial la participación pública, especialmente cuando se
trata de la introducción de una tecnología controversial. La incorporación de una tecnología semejante debe
planificarse con transparencia aportando la información necesaria. Los riesgos de esta tecnología deberán ser
conocidos por el público interesado. Por lo tanto la evaluación de riesgos debe realizarse de modo tal que el
público esté en condiciones de llegar a conclusiones válidas. La actual controversia sobre el fracking muestra
cuán decisiva puede ser la cuestión de la aceptación para que esta tecnología pueda ser ampliamente utilizada
en Alemania. Así, una de las empresas concesionarias de la exploración de gas natural de yacimientos no
54
convencionales de Renania del Norte-Westfalia anunció estar dispuesta a producir solamente si existe la
aceptación (licencia) social. También los esfuerzos novedosos de un proceso de diálogos informativos de una
de las empresas productoras sobre la seguridad y la huella ambiental de la tecnología del fracking para la
obtención de gas natural demuestran que las empresas aludidas asignan mucha importancia a la licencia
social (Exxon Mobil 2012b).
90. La razón de la poca posibilidad actual de participación de la opinión pública en los emprendimientos con
fracking en Alemania es en primer lugar una deficiente aplicación de la Directiva EIA (Párrafo 88). Si se
incorporaría un EIA para la producción, y eventualmente también para la exploración de yacimientos de gas
no convencionales que, según el Art.9 Ley EIA juntamente con el Art. 73, párrafo 3, inciso 1, apartado 4 a 7
de la Ley de Procedimiento Administrativo (VwVfG) incluye la comunicación del emprendimiento, la
interpretación de los documentos de planificación, la oportunidad para presentar objeciones, una fecha de
audiencia más la decisión final sobre el proceso de aprobación, formalmente se estaría llevando a cabo una
Audiencia Pública. La Comisión Europea tanto como el parlamento Europeo han subrayado este punto con
toda razón (Europäisches Parlament 2012c, pág. 7). La evaluación del impacto ambiental con la participación
pública es un requisito mínimo dado que justamente los procedimientos polémicos como el fracking
demuestran la importancia de un estudio minucioso e independiente para el control ambiental efectuado por
las autoridades competentes para lograr la confianza de la población (MEINERS et al. 2012, pág. C91).
También ha de señalarse la posibilidad de realizar audiencias públicas en el marco del estratégico EIA, en la
medida en que el procedimiento de concesión de licencias mineras está precedido por un plan de
ordenamiento territorial (ROßNAGEL et al. 2012).
7 Conclusión
91. El gas de esquisto es un gas natural almacenado en yacimientos no convencionales y solo puede ser
alcanzado por medio del procedimiento de fractura hidráulica o fracking. Mediante esta técnica se inyecta a
presión elevada agua enriquecida con diversos aditivos en la roca madre o de almacenamiento. De este modo
se producen grietas que aumentan la permeabilidad de la roca y permiten que el gas aflore a la superficie.
En el debate sobre el fracking pueden identificarse actualmente dos posiciones básicamente opuestas. Por un
lado está la expectativa de que el gas de esquisto podría favorecer la protección climática y la revolución
energética. Además, la extracción de gas de esquisto contribuiría con bajos costos energéticos y con ello
mejoraría la competitividad de la industria. Por el otro lado hay un rechazo al fracking, principalmente
porque el empleo de sustancias peligrosas conduciría a riesgos excesivos y no controlables para el medio
ambiente. La CAMA (SRU) muestra mediante el presente dictamen la necesidad de efectuar una evaluación
diferenciada entre chances y riesgos de la producción de gas de esquisto mediante la tecnología del fracking
y se pronuncia por una perspectiva general que abarque tanto los aspectos de la política energética como los
aspectos de la política ambiental.
92. En el pasado la CAMA (2011b) ha señalado la necesidad y las ventajas de proceder a una descarbonización del suministro de energía sobre la base de las energías renovables, pero donde durante la
55
Fracking para la obtención de gas de esquisto
transición las plantas de gas jugarán un rol importante. Además, la obtención de gas natural de yacimientos
no convencionales en Alemania no permite ser justificada por razones de protección climática o de apoyo a
la revolución energética. Tomando como medida la demanda de gas, los yacimientos y los volúmenes de GE
extraíbles bajo nuestras elevadas normas de seguridad – y con todas las incertidumbres – deben ser
considerados como escasos. En vista de los elevados costos esperables para la producción de GE en
Alemania, y además por razones económicas, resulta inverosímil el uso comercial de los potenciales. La
explotación de GE en Alemania y en EEUU por lo tanto no va a llevar hacia el descenso de los precios del
gas natural y además será dudoso a futuro. Por estas razones tampoco podrá contribuir a una mejor posición
competitiva del gas natural frente a otros combustibles durante la transición a un suministro de energía en
gran medida renovable.
La producción de GE a escala mundial - hasta ahora principalmente en Norteamérica – hoy ya ejerce, por el
contrario, una influencia sobre las relaciones de precios de las fuentes de energía en Europa. La producción
global de GE aumenta fundamentalmente la oferta de energías fósiles y con ello actúa como amortiguador de
los precios. Pero por ahora esta ha llevado sobre todo a una baja de los precios del carbón, dado que EEUU
substituye ampliamente el carbón por el gas para exportarlo a Europa. La fuerza y la dirección de los futuros
efectos sobre los precios son inciertas. En caso de que el desarrollo global del GE ocasione una baja
perdurable de los precios del gas o del carbón, deberían buscarse instrumentos que acompañen y eviten los
daños al clima , la trayectoria evolutiva de las energías renovables o las medidas para aumentar la eficiencia.
En el sector eléctrico es muy importante no acoplar las medidas estratégicas para bajar costos a la altura de la
distribución del prorrateo según la Ley de Energías Renovables (EEG), ya que una baja del precio de
mercado para la electricidad aumentaría automáticamente la cuota de prorrateo frenando con ello el
desarrollo d las energías renovables. Es necesario acompañar mediante una clara señal para el precio del
CO2 en el mercado de emisiones, o mediante otros instrumentos.
Lo importante es la necesitada formulación de ambiciosas metas de protección climática para 2020 y 2030,
las que, en consecuencia, también van a contener una restricción de los derechos de emisión. De este modo
puede minimizarse el riesgo de que la búsqueda de GE como fuente de materia prima adicional aumente las
emisiones en Europa.
93. En cuanto a la obtención de GE en Alemania, la CAMA (SRU) interpreta que la misma no baja los
precios del gas ni aumenta la seguridad del suministro y por lo tanto no es digna de ser promovida por
razones de política energética. En este sentido no existe un interés público prioritario en la exploración de
esta fuente energética, aunque posiblemente sí un interés económico industrial.
En base a las incertidumbres sobre algunos efectos ambientales del fracking, la CAMA considera a esta
tecnología como un caso de aplicación del principio precautorio. El principio precautorio justifica
fundamentalmente una acción preventiva del Estado proporcional a los riesgos a suprimir, aún cuando no se
disponga de prueba de peligro sino solamente la preocupación abstracta por un posible daño. Por eso es
particularmente necesario aclarar hasta donde es posible un daño por la aplicación de la tecnología de
fracking.
Para un dimensionamiento final del riesgo tiene consecuencias de amplio alcance la evaluación económicoenergética expuesta, dado que la evaluación del riesgo siempre representa una prueba de equilibrio entre los
riesgos científicamente identificados y los beneficios sociales de la tecnología.
En opinión de la CAMA el fracking no es una tecnología nueva en sentido estricto, pero quiere ser aplicada
en un nuevo ámbito para Alemania, es decir la producción de GE. Por el fracking y la exploración del GE
pueden ser tocados diversos bienes protegidos. Particular importancia tiene evitar el ingreso de sustancias en
56
las aguas subterráneas y el agua potable, que son bienes protegidos de gran relevancia social. Además debe
pensarse en los daños ambientales debidos a la ocupación de superficies y los efectos sobre la biodiversidad
y el balance climático (la huella de carbono).
En Alemania se pueden esperar básicamente unas exigencias técnicas severas para todos los elementos del
proceso de fracking. Mas partiendo del estado actual del conocimiento subsisten cuestiones importantes
relacionadas con los riesgos del fracking. A ellas pertenece saber cómo y si es posible asegurar que no
ocurrirá ninguna contaminación de las napas proveedoras de agua potable a causa de las perforaciones e
inyecciones de fluidos del fracking. Tampoco se han aclarado de manera terminante los riesgos provenientes
de la eliminación del flowback. Además no se conocen suficientemente las consecuencias geológicas a largo
plazo y aún no existen, por falta de experiencia práctica modelos de pronóstico confiables para las
formaciones geológicas alemanas. Esto vale especialmente para las posibles vías y conexiones a los acuíferos
subterráneos. Tampoco queda aclarado si y como se puede prever y lograr el aislamiento a largo plazo de los
pozos y de las instalaciones para la producción de gas.
Se requiere con urgencia una recopilación de los datos provenientes de las amplias investigaciones a lo largo
de décadas de historia de perforaciones en Alemania. En un catastro de este tipo deberían documentarse de
manera sistemática y junto a los datos básicos sobre la ubicación, la profundidad y la geología los
procedimientos de fracking, las inyecciones y además el monitoreo actual, para hacerlos accesibles al
público. Finalmente se requiere el esclarecimiento de los riesgos de accidentes y particularmente de
pequeños sismos que puedan ser ocasionados por las perforaciones o las inyecciones del flowback.
La siguiente necesidad de investigación se relaciona con el balance climático del GE bajo consideración de
las particularidades específicas de los yacimientos alemanes (profundidad de perforación, volumen
producible, técnica empleada, etc.). La amplitud del balance climático para el GE es extraordinaria y en
consecuencia aumenta la incertidumbre sobre la comparación con otras fuentes de energía convencionales.
La producción de GE también está vinculada – tal como la obtención de la energía fósil y de materias primas
– con los efectos acumulados por usos de la superficie y del consumo de agua, con intervenciones en el
medio natural y la posible pérdida de la diversidad biológica, todo lo cual debe ser evitado de la mejor
manera posible.
El análisis de los posibles efectos sobre el medio ambiente es la condición para lograr un juicio final sobre
los riesgos de la producción de GE mediante el fracking, y con ello la base para decidir desde el punto de
vista de la protección ambiental y de la naturaleza si se debería permitir el ingreso a la fase comercial. Pero
la fase comercial recién será posible cuando los baches informativos hayan sido cerrados mediante la
investigación en proyectos piloto. El proceso de planificación y ejecución de estos proyectos piloto debería
ser organizado de manera transparente y con la participación pública. Los gastos emergentes han de ser
costeados por la industria extractiva, tal como lo prevé el Principio del Causante.
94. Para los proyectos piloto deberán anticiparse normas mínimas para la protección de la salud, el medio
ambiente y la naturaleza. Para impedir daños al agua potable como importante bien protegido, el fracking
debería ser excluido de manera general en las zonas de aguas protegidas. Lo mismo debería valer para las
zonas de reservas de agua potable, o bien para regiones con condiciones tectónicas probablemente
permeables a gases y fluidos. Otra condición de marco para el empleo del fracking debería ser la cooperación
obligatoria de las autoridades técnicas responsables. La CAMA sostiene además, la concepción de que en
toda perforación de profundidad para la exploración y explotación vinculada con procesos de fracking se
debería exigir por ley el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). En otros casos de perforaciones profundas
también debería llevarse a cabo un EIA previo individual. En el futuro cada proyecto individual debería ser
57
Fracking para la obtención de gas de esquisto
estudiado para indagar su aptitud básica, especialmente las condiciones geológicas como por ejemplo el tipo
y grosor de las barreras para el gas y el agua entre la roca de almacenamiento y las napas de agua o bien de la
superficie. Un monitoreo a largo plazo deberá asegurar además que los años ambientales ocasionados o
visibles después de la fase piloto sean reconocidos y se adopten contramedidas. Los proyectos piloto deberían ser elegidos de modo tal que representen modelos de casos representativos para el fracking.
Como resultado y en relación al fracking para la producción de GE, la CAMA (SRU) llega a las siguientes
conclusiones finales:
 El fracking no es una necesidad desde el punto de vista de las políticas energéticas y no
puede brindar ningún beneficio importante a la revolución energética.
 El fracking para una escala comercial no puede ser permitido a causa de las graves lagunas
de conocimiento actuales.
 El fracking recién puede ser justificado sobre la base de conocimientos positivos
provenientes de proyectos piloto que deberán desarrollarse de manera sistemática.
Abkürzungsverzeichnis
Abreviaturas
AEO = American Energy Outlook
AEUV = Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union (Convenio sobre Procedimientos de la UE)
BBergG = Bundesberggesetz (Ley Federal de Minería)
BGR = Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (Inst. de Geociencias y Materias Primas)
BIP = Bruttoinlandsprodukt (PBI)
BMU = Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit(Min.Fed. de Medio Ambiente,
Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear
BMWi = Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie(Ministerio Federal de Economía y Tecnología)
BNatSchG = Bundesnaturschutzgesetz (Ley Federal de Proteccion Ambiental)
BTEX = die aromatischen Kohlenwasserstoffe Benzol (B), Toluol (T), Ethylbenzol (E) sowie die
Xylole (X, nach IUPAC-Nomenklatur Dimethylbenzole)(benceno, toluene. Etilbenceno, xilenos...)
BVerfG = Bundesverfassungsgericht (Corte Federal Constitucional)
BVerwGE = Entscheidungen des Bundeverwaltungsgerichts (Fallos de la CFC)
BVOT = Tiefbohrverordnungen (Normativa para perforaciones profundas)
CAS = Chemical Abstracts Service
CIT = 5-Chlor-2-methyl-2H-isothiazol
CLP = Classification, Labelling and Packaging
CO2 = Kohlendioxid (dióxido de carbono)
CO2eq = CO2-Äquivalent
EEG = Erneuerbare-Energien-Gesetz (Ley de Energias Renovables)
EIA = U.S. Energy Information Administration
EuGH = Europäischer Gerichtshof (Tribunal de Justicia Europeo)
FFH = Fauna-Flora-Habitat
58
GG = Grundgesetz (Constitución)
GIP = Gas-In-Place
GOW = gesundheitlicher Orientierungswert ()Valor indice de salud)
GuD-Kraftwerk = Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (Planta de turbinas a gas/vapor)
H2S = Schwefelwasserstoff (sulfuro de hidrógeno)
IEA = International Energy Agency – Internationale Energieagentur
IPCC = Intergovernmental Panel on Climate Change
LBEG = Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (Oficina Estatal de Minería, Energía y Geología)
LNG = liquefied natural gas – Flüssigerdgas
MIT = 2-Methyl-2H-isothiazol-3-on
MJ = Megajoule
MWh = Megawattstunde
N2 = molekularer Stickstoff
PGI = Polnisches Geologisches Institut
REACH = Registration, Evaluation, Authorisation of Chemicals – Registrierung, Bewertung,
Zulassung und Beschränkung chemischer Stoffe
SRU = Sachverständigenrat für Umweltfragen (Consejo Asesor de Medio Ambiente)
THG = Treibhausgas (gases de efecto invernadero)
U.S. EPA = U.S. Environmental Protection Agency – Amerikanische Umweltbehörde
UMK = Umweltministerkonferenz (Conferencia de Ministros del Medio Ambiente)
USGS = U.S. Geological Survey
UVP = Umweltverträglichkeitsprüfung (Estudio de impacto ambiental = EIA)
UVPG = Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (Ley del Estudio de Impacto Ambiental = LEIA)
UVP-V Bergbau = Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben (EIA
minero
VAwS = Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen und über
Fachbetriebe
VOC = volatile organic compounds – flüchtige organische Verbindungen
Vol.-% = Volumenprozent
VwVfG = Verwaltungsverfahrensgesetz (Ley Procesal)
WHG = Wasserhaushaltsgesetz (Ley del Agua)
59
Fracking para la obtención de gas de esquisto
insufficiently analysed; a major problem for Europe.
Paris: Natixis. Flash Economics 53.
Artus, P. (2012): US reindustrialisation poses
challenge for eurozone. London: FTSE Global
Markets. http://www.ftseglobalmarkets.com/blog/
european-review/us-industrialisation-poseschallengeforeurozone.html (28.01.2013).
Attendorn, T. (2011): Fracking – zur Erteilung von
Gewinnungsberechtigungen und der Zulassung von
Probebohrungen zur Gewinnung von Erdgas aus
unkonventionellen Lagerstätten. Zeitschrift für
Umweltrecht 22 (12), S. 565–570.
Bartel, H., Blondzik, K., Claussen, U., Damian, H. P.,
Döscher, K., Dubbert, W., Fricke, K., Fuß, F.,
Galander, C., Ginzky, H., Grimm, S., Heidemeier, J.,
Hilliges, F., Hirsch, S., Hoffmann, A., Hornemann, C.,
Jaschinski, J., Kabbe, C., Kirschbaum, B., Koppe, K.,
Leujak, W., Mohaupt, V., Naumann, S., Pickl, C.,
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Mitglieder
Miembros
Sachverständigenrat für Umweltfragen
Stand: Mai 2013
Prof. Dr. Martin Faulstich
(Vorsitzender)(Presidente)
Professor für Umwelt- und Energietechnik
an der Technischen Universität Clausthal und
Geschäftsführer des CUTEC Instituts
Prof. Dr. Karin Holm-Müller
(stellvertretende Vorsitzende)(Vicepresidente)
Professorin für Ressourcen- und Umweltökonomik
an der landwirtschaftlichen Fakultät
der Rheinischen Friedrich-Wilhelms-Universität Bonn
Prof. Dr. Harald Bradke
Leiter des Competence Centers Energietechnologien und
Energiesysteme im Fraunhofer-Institut für System- und
Innovationsforschung ISI in Karlsruhe
Prof. Dr. Christian Calliess
Professor für öffentliches Recht und Europarecht
am Fachbereich Rechtswissenschaft
der Freien Universität Berlin
Prof. Dr. Heidi Foth
Professorin für Umwelttoxikologie und
Direktorin des Instituts für Umwelttoxikologie
der Martin-Luther-Universität Halle-Wittenberg
Prof. Dr. Manfred Niekisch
Professor für Internationalen Naturschutz
an der Goethe-Universität Frankfurt und
68
Direktor des Frankfurter Zoos
Prof. Dr. Miranda Schreurs
Professorin für Vergleichende Politikwissenschaft und
Leiterin des Forschungszentrums für Umweltpolitik
an der Freien Universität Berlin
Sachverständigenrat für Umweltfragen
Geschäftsstelle Telefon: (030) 26 36 96-0
Luisenstraße 46 E-Mail: info@umweltrat.de
10117 Berlin Internet: www.umweltrat.de
Diese Stellungnahme ist im Internet abrufbar oder über die Geschäftsstelle
zu beziehen. © SRU 2013 ISSN 1612-2968
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