Existen muchas exenciones para el fracking bajo la ley federal de los Estados Unidos : las industrias del petróleo y el gas están exentas o excluidas de ciertas secciones de varias de las principales leyes ambientales federales. Estas leyes van desde la protección del agua y el aire limpios hasta la prevención de la liberación de sustancias tóxicas y productos químicos al medio ambiente: la Ley de Aire Limpio , la Ley de Agua Limpia , la Ley de Agua Potable Segura , la Ley de Política Ambiental Nacional , la Ley de Conservación y Recuperación de Recursos , la Ley de Planificación de Emergencias y Derecho a Saber de la Comunidad , y la Ley Integral de Respuesta Ambiental, Compensación y Responsabilidad, comúnmente conocida como Superfondo .
La fracturación hidráulica, también conocida como fracking, es un proceso que se utiliza para extraer petróleo y gas natural. El proceso para extraer petróleo y gas natural comienza con miles de galones de agua, mezclados con una mezcla de productos químicos, algunos de los cuales no se han revelado. Esta mezcla líquida se introduce a presión en los entubados de los pozos y luego se inyecta horizontalmente en el lecho rocoso para crear grietas o fisuras. El cambio forzado en la estructura geológica permite que las moléculas de gas escapen, lo que permite la extracción del gas natural.
La fracturación hidráulica ha cambiado el panorama energético como resultado de muchos avances tecnológicos. El fracking utiliza técnicas de perforación verticales y horizontales conocidas históricamente que se utilizan en conjunto para extraer petróleo y gas. Este proceso puede ocurrir a profundidades de más de 10.000 pies.
El producto principal de la fracturación hidráulica es el gas natural, que se compone principalmente de metano. [1]
El Congreso aprobó la Ley de Aire Limpio de 1970 para garantizar que el público en general estuviera protegido de los niveles nocivos de contaminantes de criterio , establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA). Los seis contaminantes de criterio regulados incluyen: material particulado , plomo , ozono , NO x , monóxido de carbono y dióxido de azufre . [2] Todos los niveles de contaminantes se calculan en función de los riesgos para la salud asociados que dañarían al subgrupo de personas más sensibles, que se considera que son los niños de los centros urbanos. Cualquier fuente importante de contaminación debe cumplir con los Estándares Nacionales de Emisiones para Contaminantes Peligrosos del Aire (NESHAP), mediante el uso de la "Tecnología de Control Máxima Alcanzable" (MACT) especificada para su industria. [3]
En 1977 y 1990, el Congreso modificó la ley para crear disposiciones relacionadas con las cláusulas de Prevención de Deterioro Significativo, así como para crear programas relacionados con el control y la prevención de la lluvia ácida , respectivamente. [4] Sin embargo, según la ley, las principales fuentes de contaminantes atmosféricos peligrosos deben obtener un permiso de "Título V" para garantizar que se cumplan los estándares mínimos establecidos en la normativa, mientras que las fuentes de área no lo están. [5] La mayoría de los sitios de producción de petróleo y gas no están obligados a obtener un permiso del Título V porque su umbral de emisiones está apenas por debajo de la definición estatutaria categórica. Además de no tener que obtener un permiso del Título V, los pozos de exploración y producción de petróleo y gas están exentos de la "Regla de Agregación" dentro de la definición de "fuente principal" según se define en la ley, esencialmente para no estar regulados bajo este estatuto federal. [6] [7]
La Ley de Agua Limpia es el resultado de las enmiendas de 1972 a la Ley Federal de Control de la Contaminación del Agua, que se aprobó para eliminar en última instancia la descarga de contaminantes en cualquier cuerpo de agua en los Estados Unidos. [8] [9] Uno de los principales mecanismos para implementar esta ley fue crear un proceso de permisos para todos los métodos de descarga que implicaran el vertido de contaminantes en arroyos, lagos, ríos, humedales o riachuelos. Los requisitos de permisos del Sistema Nacional de Eliminación de Descargas Contaminantes (NPDES) se aplican a todas las fases de la industria petrolera. Los desechos de la industria petrolera, incluido el reflujo de fractura y el agua producida, no se pueden descargar en las aguas de los Estados Unidos, excepto con un permiso del NPDES o un permiso estatal equivalente. [10]
En 1987, el Congreso modificó la Ley, [11] exigiendo a la EPA que desarrollara un programa de permisos para la escorrentía de aguas pluviales, [12] pero la exploración, producción y procesamiento de petróleo y gas quedaron exentos. [13]
La Ley de Política Energética de 2005 amplió la exención para incluir exenciones para los efluentes de las actividades de construcción de gas y petróleo, que incluyen "operaciones de exploración, producción, procesamiento o tratamiento de petróleo y gas e instalaciones de transmisión". [14]
En 2006, la EPA promulgó regulaciones que no requerirían que las instalaciones de petróleo y gas obtuvieran permisos de escorrentía de aguas pluviales, si la escorrentía está "compuesta enteramente de aguas pluviales", [15] que se define como compuesta de "escorrentía de precipitación" y "no contaminada por contacto con o que no haya entrado en contacto con, cualquier sobrecarga, materia prima, productos intermedios, producto terminado, subproducto o productos de desecho ubicados en el sitio de tales operaciones". [13] [16] Cualquier descarga que contenga algo que no sea escorrentía de precipitación, como petróleo o aguas residuales producidas, todavía está sujeta a procesamiento penal bajo la Ley de Agua Limpia. [17] La regla de 2006 de la EPA fue anulada por el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos para el Noveno Circuito . [18] Después de la decisión del tribunal, las regulaciones publicadas antes de 2006 han permanecido en vigor. [13]
En 1974, se aprobó la Ley de Agua Potable Segura (SDWA, por sus siglas en inglés) para proteger la calidad del agua potable pública de los EE. UU. y tiene como objetivo proteger las fuentes de agua subterráneas y superficiales que se utilizan o podrían utilizarse potencialmente para el consumo humano. [19] [20] La Sección C de la SDWA requiere que la EPA establezca regulaciones mínimas para los Programas de Control de Inyección Subterránea estatales . Según la parte C, Sección 1421 de la SDWA, la inyección subterránea es "el emplazamiento subterráneo de fluidos mediante inyección en pozos". La industria del petróleo y el gas hace un uso extensivo de los pozos de inyección de Clase II, que están regulados por la SDWA. A partir de 2022, hay aproximadamente 180 000 pozos de Clase II que inyectan más de 2 mil millones de galones de fluidos diariamente. La mayoría de los pozos de Clase II se utilizan para la recuperación mejorada de petróleo, como las inyecciones de agua. Aproximadamente el 20 por ciento de los pozos de Clase II se utilizan en la eliminación de desechos, para desechar el agua producida, generalmente salmuera, en formaciones profundas debajo de la base de agua dulce. [21]
Desde la aprobación de la SDWA de 1974, la EPA se negó a exigir permisos UIC de Clase II para la fracturación hidráulica. La agencia sostuvo que no estaba obligada a hacerlo, porque la inyección subterránea no era la "función principal" de los pozos. La EPA también citó la "cláusula de peligro" de la sección 1421(b)(2) de la SWDA, que ordena a la EPA establecer regulaciones que: "... sean esenciales para asegurar que las fuentes subterráneas de agua potable no se vean en peligro por dicha inyección". La agencia declaró que no consideraba que la fracturación hidráulica fuera un peligro para las fuentes subterráneas de agua potable. [22]
La política fue revocada en 1997 por el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos para el Undécimo Circuito , que dictaminó que "las actividades de fracturación hidráulica constituyen una inyección subterránea según la Sección C de la SDWA". [23] Esto requirió que la EPA y los programas de control de inyección subterránea estatales regularan la fracturación hidráulica bajo la SDWA.
La EPA respondió con un estudio sobre los impactos potenciales y reales de la fracturación hidráulica de pozos de metano de carbón en el agua potable, publicado en 2004. La sección 7.4 del informe "concluyó que la inyección de fluidos de fracturación hidráulica en pozos de metano de carbón plantea poca o ninguna amenaza para los USDW y no justifica estudios adicionales en este momento". La excepción fueron los fluidos de fracturación que contienen combustible diésel, que la EPA concluyó que podrían representar una amenaza. [24] [6]
Las conclusiones del informe de la EPA se incorporaron a la ley el año siguiente, mediante dos enmiendas a la SDWA contenidas en la Ley de Política Energética de 2005. Las enmiendas añadieron dos exclusiones a la definición de inyección subterránea: "(i) la inyección subterránea de gas natural con fines de almacenamiento; y (ii) la inyección subterránea de fluidos o agentes de apoyo (que no sean combustibles diésel) de conformidad con las operaciones de fracturación hidráulica relacionadas con las actividades de producción de petróleo, gas o geotermia. [25] Esta disposición llegó a ser conocida por sus críticos como la " laguna de Halliburton ", llamada así por la empresa de servicios petroleros Halliburton .
La Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA) de 1969 exige que las agencias federales realicen una evaluación ambiental de todas las acciones importantes que puedan afectar el medio ambiente. Si la evaluación determina que la acción federal puede alterar significativamente el medio ambiente, se requiere una declaración de impacto ambiental (DIA). [26] [27]
La Ley de Política Energética de 2005 creó una presunción refutable de que ciertas actividades relacionadas con el petróleo y el gas autorizadas por el Departamento del Interior de los EE. UU. en la gestión de tierras públicas y el Departamento de Agricultura de los EE. UU. en la gestión de tierras del Sistema Forestal Nacional están sujetas a una "exclusión categórica" bajo la NEPA, y no requieren un EIS, a menos que se pueda demostrar que representan un riesgo para el medio ambiente, [6] [28] El Congreso especificó cinco circunstancias para las cuales habría una presunción refutable de que no se requiere un EIS adicional:
1. Perturbaciones superficiales individuales de menos de cinco (5) acres siempre que la perturbación superficial total en el contrato de arrendamiento no sea mayor a 150 acres (61 ha) y se haya completado previamente un análisis específico del sitio en un documento preparado de conformidad con la NEPA.
2. Perforar un pozo de petróleo y gas en un lugar o plataforma de pozos en el que se haya realizado perforación previamente dentro de los cinco (5) años anteriores a la fecha de perforación del pozo.
3. Perforar un pozo de petróleo o gas dentro de un campo desarrollado para el cual un plan de uso de la tierra aprobado o cualquier documento ambiental preparado de conformidad con la NEPA analizó dicha perforación como una actividad razonablemente previsible, siempre que dicho plan o documento haya sido aprobado dentro de los cinco (5) años anteriores a la fecha de perforación del pozo.
4. Colocación de un ducto en un corredor de derecho de vía aprobado, siempre que el corredor haya sido aprobado dentro de los cinco (5) años anteriores a la fecha de colocación del ducto.
5. Mantenimiento de una actividad menor, distinta de cualquier construcción o renovación importante de un edificio o instalación. [29]
Aparte de las exclusiones mencionadas anteriormente, la NEPA exige a las agencias federales que realicen Declaraciones de Impacto Ambiental para evaluar cualquier actividad de petróleo y gas que tenga el potencial de afectar gravemente al medio ambiente. Estas Declaraciones de Impacto Ambiental las realizan de manera rutinaria para áreas específicas el Servicio Forestal de los Estados Unidos [30] , la Oficina de Administración de Tierras [31] y la Oficina de Administración de Energía Oceánica [32] .
La Ley de Conservación y Recuperación de Recursos (RCRA) de 1976 se aprobó "para proteger la salud humana y el medio ambiente de los peligros potenciales de la eliminación de desechos, para conservar la energía y los recursos naturales, para reducir la cantidad de desechos generados y para garantizar que los desechos se gestionen de una manera ambientalmente racional". [33] El Subtítulo C de la RCRA otorga a la EPA la autoridad para regular la generación, el transporte, el tratamiento, el almacenamiento y la eliminación de todos los desechos considerados peligrosos .
En diciembre de 1978, la EPA publicó su propuesta de reglamentación de la RCRA. Para el Subtítulo C de la RCRA (gestión de residuos peligrosos), la EPA definió seis categorías de "residuos especiales", que se generaban en grandes volúmenes y se creía que eran menos peligrosos que los demás residuos para los que se había diseñado el Subtítulo C de la RCRA. Entre los residuos especiales se incluían el polvo de horno de cemento, las cenizas volantes, los residuos mineros y los residuos de la exploración y producción de petróleo, gas y energía geotérmica. Los residuos de petróleo, gas y energía geotérmica incluían fluidos de perforación, aguas producidas y otros residuos asociados con la exploración, el desarrollo o la producción de petróleo y gas natural. [34] La EPA propuso que la reglamentación de los residuos especiales en virtud del Subtítulo C se aplazara hasta que se realizaran más estudios. [35]
Antes de que la EPA completara su determinación reglamentaria, el Congreso promulgó la Ley de Eliminación de Residuos Sólidos en 1980, que eximía a los desechos de los yacimientos petrolíferos conforme a la sección C de la RCRA, a menos que la EPA determinara que los desechos eran peligrosos. [36]
Cada una de las seis categorías de residuos especiales fue objeto de un estudio independiente de la EPA. En julio de 1988, la EPA terminó su estudio de los residuos de producción de petróleo, gas y energía geotérmica, en el que concluyó que no justificaban una regulación en virtud del Subtítulo C de la RCRA, pero señaló que seguirían estando regulados en virtud del Subtítulo D (eliminación de residuos sólidos). La decisión de la EPA se basó en sus determinaciones de que la producción de petróleo, gas y energía geotérmica ya estaba regulada por los estados, que el Subtítulo C no tenía la flexibilidad regulatoria para tratar eficazmente los residuos y que los requisitos de permisos del Subtítulo C impondrían demoras irrazonables a la extracción de petróleo, gas y energía geotérmica. Sin embargo, el informe de la EPA identificó lagunas regulatorias para los residuos de petróleo y gas, para lo cual recomendó normas adicionales en virtud de la autoridad regulatoria existente de la EPA, en virtud del Subtítulo D de la RCRA, la Ley de Agua Limpia y la Ley de Agua Potable Segura. [37]
La regulación federal del almacenamiento de petróleo fue establecida por la Ley de Contaminación por Petróleo de 1990. [38]
La Ley de Planificación de Emergencias y Derecho a Saber de la Comunidad , o EPCRA, fue aprobada por el Congreso en 1986 para ayudar a las comunidades a planificar emergencias que impliquen derrames o liberaciones de sustancias peligrosas. La Ley exige que los gobiernos federales, estatales y locales y las tribus indígenas informen al público sobre los productos químicos peligrosos y tóxicos que se utilizan o almacenan en las instalaciones, su uso y cualquier liberación al medio ambiente. [39] Las disposiciones de la EPCRA incluyen la planificación de emergencias (Secciones 301-303), [40] y la notificación de liberaciones de emergencia (Sección 304). [41]
El Informe del Inventario de Emisiones Tóxicas (Sección 313) de la "EPCRA requiere que la EPA y los estados recopilen datos sobre emisiones y transferencias de sustancias químicas tóxicas enumeradas". Las instalaciones que deben informar sobre emisiones y transferencias según la sección 313 son aquellas de ciertas industrias que figuran en una lista de Clasificación Industrial Estándar determinada por la EPA. La EPA ha ampliado constantemente la cobertura de la ley al agregar nuevas clasificaciones industriales a la lista. A partir de 2014, la industria del petróleo y el gas no se ha agregado a la lista y, por lo tanto, está exenta de la Sección 313 de la EPCRA. [6]
La Ley Integral de Respuesta Ambiental, Compensación y Responsabilidad, también conocida como Superfund , se promulgó en 1980 para limpiar los sitios donde se han vertido sustancias tóxicas o peligrosas al medio ambiente. La ley puede implementarse retroactivamente y todas las partes potencialmente contaminantes pueden ser consideradas responsables de los costos. Al 26 de marzo de 2015, ha habido un total de 1.709 sitios Superfund, de los cuales 386 (23%) han sido remediados. [42]
Según la Sección 9601(14) de la CERCLA, las definiciones de desechos peligrosos excluyen el petróleo crudo, incluido el petróleo crudo, los líquidos de gas natural y cualquiera de sus fracciones componentes. Se incluyen en la exención los productos refinados del petróleo, como la gasolina y el combustible diésel, en la medida en que contengan compuestos de petróleo de origen natural. Si algún derrame que de otro modo se clasificaría bajo el Superfondo contiene solo compuestos de petróleo, está exento del proceso de limpieza asociado con la CERCLA. [43] La exención del petróleo no se extiende a los contaminantes peligrosos como los PCB o los pesticidas, que a veces se mezclan con productos derivados del petróleo. "Además, si el producto derivado del petróleo y una sustancia peligrosa añadida están tan mezclados que, como cuestión práctica, no se pueden separar, entonces todo el derrame de petróleo está sujeto a la autoridad de respuesta de la CERCLA". En 1987, había al menos 153 sitios Superfund de la CERCLA que incluían aceite usado . [44]
A pesar de la exención petrolera, la EPA ha ejercido su poder bajo la CERCLA para intervenir cuando considera que las operaciones de petróleo y gas plantean "un peligro inminente y sustancial para la salud o el bienestar público". Citando su autoridad de la CERCLA, la EPA ha investigado casos de contaminación de aguas subterráneas que creía que estaban relacionados con pozos de petróleo y gas, incluidos los de Pavillion, Wyoming , Dimock, Pensilvania , y un pozo de gas de esquisto de Marcellus en el condado de Bradford, Pensilvania . [45]
El Congreso abordó la contaminación por petróleo en la Ley de Enmiendas y Reautorización del Superfondo de 1986 , que autorizó a la EPA a hacer cumplir la limpieza ambiental de los hidrocarburos de petróleo liberados de los tanques de almacenamiento subterráneos. La ley también estableció el Fondo Fiduciario para Tanques de Almacenamiento Subterráneos con Fugas, para financiar la limpieza de los hidrocarburos de petróleo liberados de los tanques de almacenamiento subterráneos en lugares como las estaciones de servicio. [46] Los sitios contaminados por petróleo de tanques de almacenamiento subterráneos con fugas son mucho más extendidos y numerosos que los sitios Superfund de CERCLA. La EPA señala que casi todas las comunidades tienen contaminación por petróleo debajo de las estaciones de servicio actuales o anteriores. [47] A partir de septiembre de 2014, el programa de tanques de almacenamiento subterráneos con fugas, financiado por el gobierno federal pero en su mayoría administrado por el estado, ha encontrado 521.271 fugas de petróleo de tanques de almacenamiento subterráneos en 205.000 instalaciones, el 86% de las cuales han sido remediadas. En el año fiscal 2014, se descubrieron 6.847 nuevos tanques con fugas. [48] El programa está financiado por un impuesto federal de 0,1 centavos sobre los productos derivados del petróleo. [49]
Se han generado muchos debates sobre las exenciones reglamentarias para la fracturación hidráulica. Se ha señalado que, si no fuera por la exención para la fracturación hidráulica en la Ley de Política Energética de 2005 o la exención de la RCRA que exime a los desechos de petróleo y gas de ser designados como desechos peligrosos, la inyección subterránea habría incluido las operaciones de fracturación hidráulica, y la EPA habría tenido el poder de regularla aún más, así como de hacer cumplir los requisitos de divulgación. [50]
La industria del petróleo y el gas apoya la idea de que los estados deberían controlar las particularidades regulatorias del fracking. [51] Algunos sostienen que estas exenciones se analizan cuidadosamente. Un estudio de la EPA de 2004 concluyó que la inyección de fracturación hidráulica en pozos de metano de carbón "representaba poca o ninguna amenaza para el agua potable"; el estudio ha sido refutado desde entonces. [52] y algunos [¿ quiénes? ] todavía sostienen que faltan estudios financiados para demostrar un grado a gran escala de contaminación de las aguas subterráneas por fluidos de fracturación hidráulica. Muchas compañías de petróleo y gas sostienen que las regulaciones actualmente en vigor son suficientes.
El borrador del informe de junio de 2015 de un estudio en curso de la EPA sobre los efectos del fracking en el agua potable enumeraba una serie de mecanismos por los cuales el fracking puede degradar el agua potable. El borrador del informe señalaba entre sus principales conclusiones:
No encontramos evidencia de que estos mecanismos hayan tenido impactos generalizados y sistémicos en los recursos de agua potable en los Estados Unidos. De los posibles mecanismos identificados en este informe, encontramos casos específicos en los que uno o más mecanismos tuvieron impactos en los recursos de agua potable, incluida la contaminación de pozos de agua potable. Sin embargo, el número de casos identificados fue pequeño en comparación con el número de pozos fracturados hidráulicamente.
Este hallazgo podría reflejar la rareza de los efectos sobre los recursos de agua potable, pero también puede deberse a otros factores limitantes, entre ellos: datos insuficientes previos y posteriores a la fracturación sobre la calidad de los recursos de agua potable; la escasez de estudios sistemáticos a largo plazo; la presencia de otras fuentes de contaminación que impiden un vínculo definitivo entre las actividades de fracturación hidráulica y un impacto; y la inaccesibilidad de cierta información sobre las actividades de fracturación hidráulica y los impactos potenciales. [53]