La reforma energética en México, que ha puesto fin a casi 80 años de monopolio estatal sobre la explotación de petróleo, gas y electricidad, augura una cascada de inversiones millonarias en el país y una competencia feroz por alcanzarlas. Los grandes jugadores del sector anuncian ya fuertes movimientos de capital y cambios en sus planes estratégicos para hacerse con una porción de la torta, un nuevo modelo de negocio abierto a la participación privada en ámbitos hasta ahora restringidos al control público.
En el frente de los hidrocarburos, el nuevo marco legal pone a disposición de las firmas privadas el 17% de las reservas probadas –campos maduros en tierra o aguas someras– y el 79% del mercado de prospección, esto es, explorar y explotar los yacimientos de crudo y gas natural no convencionales, principalmente en aguas profundas del Golfo de México, una de las regiones del mundo con mayor potencial para extraer combustibles fósiles. La obtención de estos recursos demanda fuertes inyecciones de capital y alta tecnología, requisitos de los que Petróleos Mexicanos (Pemex) carece.
Hasta ahora, la empresa estatal –que mantiene la propiedad de los carburantes– sólo podía ofrecer a la iniciativa privada acuerdos de prestación de servicios que les garantizaban todas las ganancias y les obligaban a asumir todas las pérdidas. Tras la reforma, Pemex suscribirá contratos de utilidad compartida y los inversores participarán de los beneficios generados en la explotación, un incentivo con el que el gobierno mexicano espera atraer financiación por US$76.000 millones en los próximos diez años. Parte de ellos provendrán de bancos españoles, como el Santander, que avanzó sus planes para invertir unos 5.000 millones de dólares en el desarrollo de proyectos de infraestructura energética. El BBVA todavía no ha hecho públicas sus intenciones al respecto, si bien estima que el PBI de México podría crecer hasta un 1,5% adicional gracias a la apertura del sector.
La mayor incógnita, sin embargo, es el papel que jugará Repsol en este nuevo escenario. Su histórica asociación con Pemex terminó de mala manera, tras un largo enfrentamiento por el control del gobierno corporativo de la española y la decisión de la mexicana de vender todas sus acciones de la compañía que preside Antoni Brufau.
En paralelo, Gas Natural Fenosa anhela ampliar su presencia en México y convertirse en el único operador mixto de gas y electricidad del país. “La reforma energética nos permitirá continuar en todos estos campos de actividad, tanto en la distribución de gas como en el transporte, en la generación eléctrica y la comercialización”, observa Angel Larraga, country manager de la empresa.
Por Elisabeth Malkin.
Funcionarios mexicanos definieron el escenario cambiante de la industria petrolera y gasífera del país, en momentos en que México va en busca de actores extranjeros para ayudar a desarrollar su futuro energético.
Con esta reforma, la mayor parte de la producción del país seguirá en manos del monopolio petrolero estatal, Pemex. Pero los inversores privados podrán hacer ofertas sobre un porcentaje significativo de las reservas halladas, cuya explotación requerirá conocimientos expertos y mucha financiación.
El anuncio pone en movimiento la apertura largamente esperada del negocio petrolero mexicano, donde la inversión privada ha sido prohibida desde que fueron expropiadas las compañías extranjeras y se nacionalizó la industria en 1938. En un esfuerzo por aumentar la producción, el presidente Enrique Peña Nieto obtuvo el acuerdo del Congreso mexicano en diciembre para permitir la inversión privada en la industria.
Funcionarios dijeron que Pemex retendrá 83% de las reservas comprobadas y probables de México, lo que representa 20.600 millones de barriles de equivalente de crudo, según las estimaciones. La compañía recibirá 23.500 millones de barriles adicionales de las reservas previstas del país, 21% de las reservas que se creen que existen en áreas en las que no se han hecho perforaciones aún.
El CEO de Pemex, Emilio Lozoya Austin, dijo que la compañía comenzaría a analizar joint ventures para ayudarla a explotar algunos de estos yacimientos, incluyendo los de aguas profundas del Golfo de México.
La experiencia de Pemex y el hecho de que seguirá dominando el mercado significa que "todos quieren asociarse con Pemex", dijo David Shields, analista de energía independiente con sede aquí. "Nadie quiere competir con Pemex".
La reforma refleja el cambio en la fortuna energética del país. La producción mexicana ha declinado alrededor de un millón de barriles diarios desde su año pico, que fue 2004, cuando Pemex produjo casi 3,4 millones de barriles diarios.
Funcionarios del sector energético esperan que el ingreso de nuevas compañías traerá capital y conocimientos expertos para explotar depósitos difíciles y elevar la producción nacional a tres millones de barriles diarios para 2018. La meta del gobierno es atraer inversiones externas por más de US$ 12.600 millones al año, lo que agregaría alrededor de un 50% a la actual inversión anual de Pemex, dijo Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el ente regulador del país.
Si bien inversores privados harán ofertas sobre bloques de exploración en una amplia gama de yacimientos a partir del año entrante, los analistas dicen que gran parte de la atención estará concentrada en esos yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México.
Compañías internacionales, como Chevron y Shell, han tenido éxito en bombear petróleo desde las profundidades del océano en el sector estadounidense del Golfo de México. Algunas de esas compañías probablemente estén interesadas en ofertar para explotar los yacimientos en la zona mexicana, dijo Lourdes Melgar, la subsecretaria mexicana de hidrocarburos. "Estamos incluyendo bloques que nos darán más barriles en los próximos dos a tres años", dijo Melgar. "Y también estamos mirando al futuro."
Traducción de Gabriel Zadunaisky
Por Marco A. Bernal.
La promulgación de la reforma energética ha venido acompañada de la definición de acciones para su eficiente implementación, así como de un panorama muy alentador para México, el cual, en conjunto con las reformas aprobadas durante esta legislatura, augura crecimiento económico, más oportunidades y mejores condiciones de vida para la todos.
El aspecto fiscal del nuevo modelo energético es fundamental para que las Empresas Productivas de Estado (EPEs) sean competitivas y se conviertan en motor de desarrollo de nuestro país, al conjugar de manera eficiente la responsabilidad hacendaria y la estabilidad de las finanzas públicas con el modelo energético.
En este sentido, aprobamos modificaciones a Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y a la Ley General de Deuda Pública, con el objetivo de establecer reglas claras para la administración y utilización de los fondos públicos y regular las transferencias extraordinarias que puede realizar el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo. Asimismo, definimos el nuevo régimen presupuestario y de deuda especial para PEMEX y CFE.
En el nuevo esquema, el Gobierno Federal absorbe una proporción del pasivo laboral de PEMEX y CFE, con lo que se impulsará su funcionamiento óptimo operativo y financiero. Hay que remarcar que las EPEs y sus empresas productivas subsidiarias gozarán de autonomía presupuestaria y tendrán un régimen especial de transparencia, que garantice el acceso a la información referente a los recursos y la forma en que se ejercen.
Este modelo fiscal le da importancia a las funciones estratégicas de investigación, innovación tecnológica y formación de capital humano, ya que establece que el Instituto Mexicano del Petróleo conservará los recursos financieros con los que cuenta hoy para garantizar tales operaciones.
Además, votamos a favor la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, modificamos la Ley Federal de Derechos y la Ley de Coordinación Fiscal; y se expidió la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.
Con la reforma hay un cambio de fondo en el tratamiento de los ingresos provenientes de los hidrocarburos que obtiene el Estado. Con la constitución del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, se garantiza que los los ingresos que reciba por la explotación petrolera, tanto de las EPEs como de las entidades privadas, serán distribuidos de manera escrupulosa para financiar los diversos fondos de desarrollo, garantizando la estabilidad de las finanzas públicas y el ahorro de largo plazo.
En el Congreso, incluimos adecuaciones a la política de coordinación fiscal para asegurar que los estados y municipios reciban las participaciones por derechos petroleros que correspondan, buscando que en el futuro reciban más recursos petroleros. Asimismo, los estados productores de petróleo y gas se beneficiarán del nuevo impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos, diseñado para resarcir afectaciones al medio social, ambiental y ecológico.
Es muy importante la flexibilidad fiscal que se logra para PEMEX, como un verdadero esfuerzo del Estado para que una de sus principales empresas pueda fortalecerse financieramente. De tal forma que se reduce el número de obligaciones por derechos que actualmente tiene que pagar.
Entre otras modificaciones, se asegura que los estados y entidades mantengan el nivel de ingresos participables por concepto de derechos en el nuevo esquema de ingresos petroleros. Se establece un impuesto a favor de las entidades federativas y municipios petroleros, que es el derecho de explotación de hidrocarburos.
Las nuevas leyes secundarias en material energética son de enorme importancia para el desarrollo de la industria energética nacional, la seguridad energética y nuestro crecimiento económico sostenido dentro de un marco de plena certeza jurídica.
México es el sexto país con mayores reservas de gas shale en el mundo y es una de las grandes apuestas de la Reforma Energética. El reto será aprender de la experiencia de países como Estados Unidos o China, para no caer en los mismos errores de contaminación de agua y aire que han ocurrido con algunos pozos de fracturación hidráulica o fracking, donde se extrae el gas shale del subsuelo.
“Estamos llegando después (a la extracción del gas shale) y podemos aprender de las experiencias de Estados Unidos, en particular, y ver el modelo de China o de Polonia, y decir ¿por qué no ha funcionado bien en Polonia? ¿O cuáles han sido los impactos ambientales en Argentina?, por ejemplo”, dijo a Excélsior David Shields, experto en el área de energía.
De acuerdo con Liliana Estrada, investigadora de Inteligencia Pública, México está en un punto crucial, “porque ya se sabe cuáles fueron los problemas de regulación en otros países, cuáles son los impactos que puede generar el fracking, y a partir de ese conocimiento, diseñar un modelo sustentable y regulado que garantice quién va a cubrir los impactos ambientales de este proceso”.
Inyección de millones de litros de agua
La fracturación hidráulica o fracking consiste en inyectar a presión millones de litros de agua tratada (entre uno y 29 millones de litros), mezclada con arena y químicos, a dos o tres kilómetros de profundidad, para fracturar la roca y extraer el gas shale que se acumula en las rocas de esquisto.
La última década EU vivió un boom en la producción de gas shale: pasó del 2% de la producción nacional de hidrocarburos en 2000, a 40% en 2012.
Sin embargo las autoridades descuidaron la regulación ambiental y hubo casos de contaminación de acuíferos con metano, mayor concentración de gases de efecto invernadero y algunos casos de sismos asociados al fracking, como los nueve temblores ocurridos en Ohio de abril a diciembre de 2011, que el equipo de sismólogos de la Universidad de Columbia atribuyen a un conjunto de pozos de fracking.
Quienes conocen el tema expusieron, en entrevista con Excélsior, la importancia de cuidar el aspecto ambiental en México, ahora que se le está apostando a la producción de gas shale.
En 2011 la Administración de Información sobre Energía (EIA), del gobierno de Estados Unidos, hizo un estudio que señalaba a México como el cuarto país con mayores reservas de gas shale en el mundo; en 2013 emitió otro estudio donde colocaba a nuestro país como el sexto lugar en reservas.
Al respecto, Estrada comentó que “aún faltan estudios de viabilidad que comprueben realmente qué porcentaje de esos recursos pueden ser recuperables; se habla de que sólo 40% es recuperable. Es decir, que de 545 billones de pies cúbicos de gas shale en México, sólo 285 millones serían recuperables”.
Necesaria una regulación sólida
Tras darse a la tarea de analizar cientos de casos de fracking en el mundo, la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) emitió Las Reglas de Oro para la Era Dorada del Gas para buscar una mejor protección del ambiente, durante el proceso de fracking.
Su séptima regla es el sustento de todo el planteamiento: se necesita respaldo político “para que haya un régimen regulatorio ambiental sólido, suficiente personal en la fase de análisis de permisos para proyectos y de cumplimiento de la regulación —en los proyectos de fracturación hidráulica—, así como información pública confiable”.
En ese sentido, Carlos Tornel, analista de políticas públicas del Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda), recordó que un papel importante lo jugará la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (ANCIPA).
“Es la que va a tener competencias de regular todos los procesos de producción para la cadena de hidrocarburos, cualquier hidrocarburo en tierra o agua, todo el proceso de explotación, extracción, consumo y uso final va a ser competencia de esta nueva agencia”, explicó.
Al respecto, Shields recordó que la regulación del fracking es un asunto sumamente complejo, al grado de que en Estados Unidos hay diferentes instituciones reguladoras del proceso a diversos niveles, federal, estatal, local.
“Se supone que en México este nuevo regulador (ANCIPA) va a tener que abarcar todo lo que en Estados Unidos se maneja en diversas agencias e instancias de gobierno”, reflexionó.
Y ¿qué pasará con la Semarnat?, ¿jugará un rol en la autorización en los proyectos de fracking?
De acuerdo con Tornel, la Semarnat deberá jugar un rol importante, pues sigue siendo la cabeza del sector ambiental, “sigue siendo la encargada de reglamentar los procesos de cómo se llevará a cabo la extracción de gas shale”, explicó.
En ese sentido, está pendiente la redacción de una Norma Oficial Mexicana (NOM) donde se estipule cómo debe llevarse a cabo la fracturación hidráulica, dijo.
Dicha NOM tendrá que establecer “cómo se van a tratar las aguas, cómo se van a medir las emisiones de metano que genera el fracking, cómo se van a medir los efectos sísmicos que pueda tener este proceso”, señaló.
Otra institución que será importante, dijo Shields, será la Comisión Nacional de Hidrocarburos, aunque expuso que “es un regulador todavía muy débil, realmente estamos en situación de debilidad en México en cuanto a la regulación”.
Reducir el uso del agua y mejorar su reciclamiento
En su cuarta regla de extracción de gas, la IEA recomienda “tratar el agua en forma responsable”, reducir el uso de agua potable y reciclar el líquido cuando sea posible, para no afectar la disponibilidad de agua potable para la población.
En México, las mayores reservas de gas shale están en el norte del país: en Chihuahua, Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, justo donde hay poca disponibilidad de agua, explicó Estrada.
Por ello será obligado reutilizar el agua o usar agua tratada, lo cual deberá establecerse en la NOM sobre fracturación hidráulica, en tanto que para esta técnica extractiva se requiere agua tratada en un 70 u 80 por ciento.
El único estado con reservas de gas shale que tiene mayor disponibilidad de agua es Veracruz, explicó Estrada.
El cambio climático es otro elemento a tomar en cuenta, expuso Tornel, quien recordó en entrevista que México es altamente vulnerable al cambio climático: “Donde hay sequías hoy, va a haber sequías el doble, el triple o diez veces más en los siguientes años”.
Tomando en cuenta eso, consideró que “es un poco irracional que estemos destinando agua a la extracción de un hidrocarburo y no a suplementar las necesidades humanas”, indicó.
Mientras que Shields expuso que lo que se requiere es rediseñar la administración y regulación del uso del agua en México, para hacerla más eficiente.
“Yo creo que el primer riesgo para el agua en el noroeste de México es la agricultura; se sobreutiliza el agua para producir granos, esto es un problema en el sentido de que se utiliza muchísima agua y probablemente no es el rendimiento más útil de su uso”, comentó.
Informar a la población
De acuerdo con la IEA, en los nuevos proyectos de fracking será de vital importancia informar a la ciudadanía de dónde se sacará el agua para los proyectos de extracción de gas shale.
Al respecto, la IEA propone como primera regla dar a conocer a la población la información sobre cada proyecto, “así como la calidad que tiene el agua de los acuíferos antes del inicio del mismo”.
Los químicos que se usan
Un elemento central de la información a la comunidad es la lista de químicos que se mezclan con el agua para extraer el gas shale.
En Estados Unidos, la lista de químicos se mantuvo como “secreto industrial” de 2000 a 2011, y fue hasta abril de 2011 que el Congreso dio a conocer esa información a través de un reporte.
Entonces los ciudadanos estadunidenses se enteraron de que entre las sustancias había algunas inofensivas, como la sal o el ácido cítrico, pero otras eran tóxicas, como el plomo, benceno (considerado cancerígeno), el tolueno y metanol, entre otras.
Para evitar que eso suceda en México, “si el Estado no otorga esa información de manera clara y transparente, no se debe llevar a cabo un proyecto, el Estado mexicano tiene que actuar de forma precautoria y tienen que darlo a conocer al público”, insistió Tornel durante la entrevista.
Se debe informar de dónde se va a sacar el agua para cada pozo de fracturación hidráulica, si va a ser agua de consumo humano o agua tratada, qué porcentaje de esa agua se va a poder reciclar, si el pozo va a rendir tres o cinco años, si va a haber costos a la salud o al ambiente, etc.
Efectos ambientales
Otro elemento que deberá ser observado muy de cerca por las autoridades ambientales en México serán los efectos nocivos que se han observado en otras latitudes.
En 2011, investigadores del MIT en Estados Unidos descubrieron que se habían dado fugas de metano de varios pozos de fracking hacia los mantos acuíferos, esto porque no se sellaron bien los conductos que se abrieron con el fracking, una vez que se dejaron de usar los pozos.
En enero de 2012 la Universidad de Columbia dio a conocer que en Youngstown, Ohio, ocurrieron nueve temblores entre abril y diciembre de 2011, que pudieron haber sido causados por la operación de varios pozos de fracturación hidráulica.
A raíz de esta observación hecha por sismólogos del Observatorio Lamont-Doherty, de la Unversidad de Columbia, el gobernador de Ohio, John Kasich, ordenó el cierre de uno de los pozos.
El geofísico Roger Anderson, quien participó en el estudio, explicó entonces que la técnica de fracturación hidráulica, por su naturaleza, “provoca sismos pequeñísimos, pues involucra la ruptura de rocas, pero estos son imperceptibles”.
En ese sentido la Agencia Internacional de Energía, IEA, establece en su cuarta regla de oro “Fijarse dónde se perfora un pozo”, que deben emplearse los más altos estándares técnicos, para evitar sismos provocados por la operación de pozos de fracking.
EN EL USO DE SUELO LO PRIMERO ES LA ENERGÍA
Uno de los puntos que han generado controversia en México sobre el fracking ha sido la propiedad de la tierra. El
artículo 8 transitorio de la Reforma Energética establece que la actividad energética está por encima de cualquier otra actividad productiva, ya sea agricultura, manejo forestal o cualquier otra.
“Si debajo de un terreno hay hidrocarburos, si va a pasar un gasoducto, un oleoducto, si va a pasar una línea de transmisión de electricidad, lo que sea, lo que antes hubiera sido expropiado, ahora será ocupado”, explicó a Excélsior Carlos Tornel, analista de políticas públicas del Centro Mexicano de Derecho Ambiental (Cemda).
La ley propone que al dueño de ese terreno lo pueden llevar a una mediación o a juicio, comentó.
“Serán las empresas privadas las que llevarán a cabo esos procesos, porque cuando la Comisión Nacional de Hidrocarburos firme un contrato con un privado, el privado es el que va a ir a ese lugar y va a tener que negociar o pelear con los campesinos o los propietarios de la tierra”, dijo el entrevistado.
En ese sentido, Tornel considera que la consulta con la comunidad debe ser previa a la firma del contrato con la empresa que va a llevar a cabo ese proceso.
“Antes de firmar ese contrato, la Comisión Nacional de Hidrocarburos debe consultar a las personas que viven en ese terreno, debe decirles: ‘debajo de tu tierra hay gas, o petróleo, eso se va a extraer y te voy a indemnizar con tal cantidad de dinero’, para saber si la comunidad está de acuerdo o no”, especificó.
La ley establece que la empresa que realice la fracturación hidráulica deberá pagar a los propietarios del terreno entre el .5 y el 3 por ciento de las ganancias que obtenga durante el proceso, y cuando termine el periodo de explotación —de entre 3 y 6 años— les devolverá su terreno.
“¿Pero qué pasa si esa persona tiene árboles en ese terreno y los tienen que talar para extraer el gas? ¿Entonces cómo va a recuperar esa persona el precio original del predio, de la tierra y los árboles que ya fueron talados?”, cuestiona Tornel.
Sobre este tema, en la segunda Regla de Oro para la Era Dorada del Gas emitida por la Agencia Internacional de Energía (IEA), titulada “Fijarse dónde se perfora un pozo”, la agencia insiste en la importancia de elegir bien la ubicación de un pozo “para minimizar los impactos en la comunidad, en el uso de la tierra, en la ecología y la herencia cultural de la zona”.
La IEA también insiste en que el fracking se realice con los estándares técnicos más altos, para evitar sismos o que los fluidos (mezcla de agua, arena y químicos) se filtren a otro manto acuífero.
Al respecto, David Shields, experto en el área de energía, consideró que la reforma energética en México no busca pérdidas para los propietarios de la tierra.
“La idea es lograr, a través de una serie de negociaciones, un esquema donde puedan coexistir diferentes actividades en los terrenos, y sin expropiaciones, la ley de hidrocarburos plantea reglas interesantes… la idea no es dañar a los propietarios”, comentó.
Sobre el tema, Liliana Estrada, investigadora de Inteligencia Pública, expuso que “es un tema delicado, aún no se sabe cómo se va a garantizar el uso de la tierra a todas estas comunidades campesinas que se dedican a la agricultura”, dijo.
De acuerdo con Estrada, aún no está claro en la legislación si hay yacimientos de gas shale en un terreno agrícola, además de la indemnización, qué va a pasar con esos campesinos. ¿Serán reubicados o qué va a pasar con ellos?
Estrada recordó que en Estados Unidos el fracking fue muy rentable porque los dueños de la tierra también son dueños de los yacimientos, “entonces podían decidir si querían o no vender su tierra o rentarla”, mientras que en México los ejidatarios son dueños de la tierra, y los yacimientos son propiedad de la nación.
“Con leyes energéticas, esta parte de que la explotación de hidrocarburos y energética está por encima de todas las demás actividades, entonces si el propietario de la tierra se ampara y dice que sus ingresos con su actividad son más altos que el porcentaje de ganancias que la empresa le pagará por el fracking, el Estado le puede decir ‘te lo puedo quitar porque es propiedad de la nación’”, reflexionó.
En ese sentido recordó que hay cláusulas dentro de las leyes energéticas que establecen que a los ciudadanos se les debe informar de los beneficios de cada proyecto, y de qué manera se les puede indemnizar.
“Pero todavía falta que se dé el cumplimiento, que se informe de forma correcta a los ciudadanos, que no se afecten sus tierras, y ver la viabilidad de cada proyecto”, dijo.
¿Cuán rentable es el fracking?
Estrada explicó en entrevista que después de tres años de explotación la rentabilidad de un pozo de fracking se reduce entre 80 y 95 por ciento.
“Estamos hablando de pozos que son productivos en un inicio, pero conforme pasan los años van agotándose, por eso se requiere una explotación masiva de pozos, para que sea rentable”, explicó la investigadora de Inteligencia Pública.
Al respecto, Shields consideró que la rentabilidad de la producción de gas shale en México dependerá mucho de las reglas fiscales y los incentivos que haya para su producción.
“Se tiene que pensar en un esquema fiscal que reconozca que todos los ingresos para el Estado y para la empresa deben darse en lapsos muy cortos (en los primeros tres años de producción) y reconozca que la compañía se tiene que mover de un pozo a otro”, expuso Shields.
El investigador recordó que en Estados Unidos ha sido una actividad muy rentable, y en México dependerá de las condiciones fiscales, del acceso a la tierra, de la infraestructura y la estructura de costos que determine la Secretaría de Hacienda.
Yacimientos no convencionales
De acuerdo con Greenpeace, la explotación de gas shale conlleva serios impactos ambientales que no han sido bien estudiados.
La técnica para extraer gas natural de yacimientos no convencionales se denomina fracking. Se trata de explotar el gas acumulado en los poros y fisuras de ciertas rocas sedimentarias estratificadas de grano fino o muy fino, generalmente arcillosas o margosas, cuya poca permeabilidad impide la migración del metano a grandes bolsas de hidrocarburos. Para ello es necesario realizar cientos de pozos ocupando amplias áreas (la separación entre ellos ronda entre 0.6 a 2 km) e inyectar en ellos millones de litros de agua mezclada con químicos para extraerlo.
Este proceso conlleva una serie de impactos ambientales, algunos de los cuales aún no están plenamente caracterizados o comprendidos, entre ellos contaminación de las aguas subterráneas, contaminación atmosférica, emisión de gases de efecto invernadero (metano), terremotos (sismicidad inducida), contaminación acústica e impactos paisajísticos. Además de estos impactos, también se debe tener en cuenta los relacionados con el tráfico de camiones para transportar el gas extraído, el consumo de agua y la ocupación del territorio.
