Derivado de la Reforma Energética, publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el 20 de diciembre de 2013, se abrió la posibilidad para que tanto Petróleos Mexicanos (PEMEX) como agentes privados lleven a cabo actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos. A efecto de materializar estas acciones, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha asignado tres contratos para realizar actividades de exploración y extracción en tres bloques localizados en aguas someras frente a las costas de los estados de Veracruz y Tabasco; dos contratos para realizar actividades de Extracción en 6 campos de petróleo y gas, ubicados en aguas someras frente a las costas de Tabasco y Campeche; y 25 contratos para Extracción para igual número de campos, localizados en áreas terrestres en los estados de Chiapas, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz (Fuente: http://rondasmexico.gob.mx/). En adición a las licitaciones finalizadas, hay actualmente tres procesos en marcha para ofrecer contratos para el desarrollo de actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos (Fuente: http://rondasmexico.gob.mx/). El primero de ellos incluye 10 bloques localizados en aguas profundas del Golfo de México, cuatro de ellos se ubican específicamente en la región llamada ¨Cinturón Plegado Perdido”, que colinda con la frontera marítima con los EE.UU., a 200 - 400 km de distancia de la costa de Tamaulipas; y el resto se sitúan en la llamada Cuenca Salina, en la parte sur del Golfo de México, a 200 - 400 kilómetros de la costa. El fallo de este proceso licitatorio está programado para el mes diciembre del presente año (Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/articulo/cartera/finanzas/2016/02/27/definen-plazos-para-licitacion-de-aguas-profundas), y hay 26 empresas precalificadas que potencialmente podrían presentar ofertas (Fuente http://expansion.mx/empresas/2016/08/25/la-cnh-anuncia-26-firmas-calificadas-para-la-licitacion-de-aguas-profundas). El segundo proceso incluye 15 bloques ubicados en aguas someras del Golfo de México, cuatro de ellos ubicados específicamente frente a la costa del norte Veracruz, y el resto situados frente a las costas de Campeche, Tabasco y el sur de Veracruz. El tercer proceso incluye 12 bloques en áreas terrestres, 9 de ellos están localizados en el estado de Tamaulipas, y el resto en los estados de Chiapas y Tabasco. Estos últimos dos procesos se iniciaron en el mes de julio y agosto, respectivamente. Adicionalmente, el Estado Mexicano tiene planeado seguir con otros procesos licitatorios en los siguientes años. De acuerdo a la última versión del Plan Quinquenal de Licitaciones publicado por la Secretaría de Energía en el pasado mes de agosto, en el período 2015 – 2019, la CNH habrá licitado 72 bloques para realizar actividades de Exploración: 29 de aguas profundas, 17 de aguas someras y 26 terrestres; que cubren una superficie de 122 mil km2, 44 mil km2 y 27 mil km2, respectivamente, del territorio nacional. Aunado a lo anterior, la CNH también inicio la expedición de permisos para las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial. Hasta agosto de 2016, dicha Comisión ha otorgado 36 autorizaciones para la realización de este tipo de actividades, lo que significó la entrada de 15 nuevas empresas (Fuente: http://www.gob.mx/cnh/documentos/consulta-las-ares-otorgadas). La mayoría de las referidas autorizaciones son para desarrollar actividades en el Golfo de México y básicamente cubren la totalidad del mismo. Hay un número reducido de autorizaciones para áreas terrestres, estas abarcan los estados de Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas y Veracruz. El estatus que guardan de las 36 autorizaciones es el siguiente: 6 expiradas, 19 en desarrollo, 5 por iniciar y 6 desistimientos. Cabe señalar que Pemex Exploración y Producción (PEP), continuará desarrollando sus actividades en materia de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, cubriendo 90 mil km2 de superficie, incluyendo tierra y mar del territorio nacional. Estas asignaciones, geográficamente se concentran en la porción sur del Golfo de México y en los estados de Tabasco, Tamaulipas y Veracruz, y algunas áreas en los estados de Campeche, Chiapas y Nuevo León. En este contexto y ante el evidente incremento en el nivel de actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, y Exploración y Extracción de Hidrocarburos, se plantean grandes desafíos para el marco regulatorio, el cual debe garantizar que las actividades citadas se desarrollen de modo que salvaguarden la integridad de las personas y del medio ambiente. Aunado a lo anterior, es importante señalar que los accidentes asociados a las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos pueden ser extremadamente letales por estar vinculados a factores como: las condiciones meteorológicas, concretamente tormentas y corrientes marinas; la complejidad de los equipos e instalaciones; las condiciones de operación (alta presión y alta temperatura) y el manejo de sustancias peligrosas (corrosivas, explosivas e inflamables). Aunado a lo anterior, las principales causas de los accidentes están relacionadas con fatiga de materiales, fugas, pérdida de control del Pozo (reventones/blowouts) y colisiones, que comúnmente resultan en la generación de fuego, explosiones y en el caso de las instalaciones costa afuera, hundimientos. En la siguiente gráfica, preparada con información de la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (IOGP, por sus siglas en inglés), se muestra que las fatalidades asociadas a las operaciones terrestres de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, han superado históricamente a las fatalidades ocurridas costa afuera. No obstante, las muertes acontecidas en actividades terrestres han disminuido considerablemente en el transcurso de los años, aspecto que puede asociarse a la implementación de mejores prácticas de seguridad; mientras que las fatalidades costa afuera, pueden verse incrementadas por el mayor dinamismo de este sector (Para ver la respuesta completa a esta pregunta ver Anexo II. MIR EyE). Por otro lado, el daño ambiental de un incidente en este sector, está comúnmente relacionado con el volumen de Hidrocarburos derramados y en caso de ignición, con las emisiones contaminantes generadas. La siguiente gráfica muestra los volúmenes derramados de crudo en México, en el período comprendido entre el 2004 y 2013, evidenciándose que los derrames en tierra se han incrementado considerablemente en los últimos años, lo que ineludiblemente se traduce en la necesidad de reforzar las regulaciones aplicables (Para ver la respuesta completa a esta pregunta ver Anexo II. MIR EyE). En este mismo contexto, es importante precisar que los accidentes que han vertido al mar los mayores volúmenes de petróleo, son aquellos relacionados con la pérdida de control del Pozo, que ocurre normalmente por una falla en el BOP (Blowout/Preventor) durante el proceso de perforación en áreas con presión muy alta y México no ha sido la excepción en este tipo de eventos. De hecho, el segundo mayor derrame ocasionado por actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos fue ocasionado por una pérdida de control del Pozo durante la perforación del Pozo Ixtoc I en el Golfo de México en 1979, con un volumen derramado de 3.9 millones de barriles (MMb). Por otro lado, el accidente ocurrido en el Pozo Macondo en 2010 (Bloque 252 Mississipi Canyon), ubicado en la parte de los EE. UU. del Golfo de México, provocó el mayor derrame de petróleo en la historia, un estimado de 4.9 millones de barriles (MMb) fueron vertidos en las aguas del Golfo de México. El valor económico del daño ambiental causado por este incidente se estima en 8,100 millones de dólares (mdd) (Fuente: Fact Sheet Proposed Consent Decret with BP for the Deepwater Horizon/Macondo Well Oil Spill, Octubre 2015, Departamento de Justicia de los EE.UU). El derrame contaminó más de 1,800 km de costa, al menos 1,900 km de lecho marino y 176,000 km2 de la superficie del Golfo de México. Más de 1,000 tortugas marinas y cerca de un millón de aves costeras y marinas se estima murieron como resultado del derrame, mientras las muertes de mamíferos marinos pudo haber llegado a 5,000 especímenes (Fuente: NRDC Issue Paper - Summary of Information concerning the Ecological and Economic Impacts of the BP Deepwater Horizon Oil Spill Disaster, June 2015, NRDC). En relación a la identificación de zonas de mayor riesgo dentro del territorio nacional (incluyendo zonas terrestres y marinas), se encontró que una de las áreas de mayor peligro originado por las actividades de extracción y exploración de hidrocarburos es Veracruz. En esta entidad federativa se han presentado, a lo largo del periodo 1950 a 2016, seis importantes explosiones en instalaciones relacionadas con los hidrocarburos (Fuentes: “Secretaría de Gobernación, Peligros Naturales y Tecnológicos relevantes durante el periodo 1810-2016, México 2010”; “The International Disaster Database, Center for Reserch on the Epidemiology of Disaster – CRED, disponible en http://www.emdat.be/”) que han dejado aproximadamente 442 lesionados, 131 fallecidos, 2,463 personas evacuadas y 20,000 m3 de suero contaminado; así mismo, en esta entidad se estima que la cantidad de petróleo derramado en zonas marítimas es de 29.97 miles de barriles en el periodo de 2000-2014 (Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, Reporte de Derrames de Petróleo Crudo al Primer Semestre de 2014). En términos de accidentes en instalaciones, se han presentado eventos en Campeche, Tamaulipas, Chiapas, Campeche, Estado de México, Nuevo León y Morelos, dentro de éstos, podemos destacar el ocurrido en la Sonda de Campeche en el año 1980, donde el impacto ecológico ocasionado por la liberación de 3,100,000 barriles de petróleo, trajo consigo un stock de crudo de 1,023,000 barriles que quedaron a la deriva. Respecto a derrames de petróleo, los estados de la Zona Norte donde se presenta la concentración de casos en el periodo mencionado son Nuevo León, Puebla y Tamaulipas. En relación a la Zona Sur, destacan Campeche, Chiapas y Tabasco, este último concentra la mayor cantidad de derramen en esta zona (37.52 miles de barriles). Aunado a lo anterior, la CNH reportó que las entidades federativas donde se concentró el mayor número de fugas de gas natural son, para la Zona Norte, Nuevo León, Veracruz y Tamaulipas (este último centraliza la mayor cantidad de fuga de hidrocarburo con 300.11 miles de pies cúbicos); para el caso de la Zona Sur, Chiapas y Tabasco presentan la mayor cantidad de este evento (siendo el primero de ellos el que concentra la mayor cantidad con 200,006 miles de pies cúbicos). Bajo este contexto, las zonas con mayor riesgo, tomando en cuenta tanto accidentes en instalaciones como derramen de petróleo y fugas de gas natural, son Veracruz, Chiapas, Tabasco, Tamaulipas y Nuevo León (Anexo III). En tal sentido y ante este panorama de siniestralidad que pudiera verse incrementado a partir de la incorporación de nuevos actores económicos al sector en comento, se reitera la necesidad de la emisión de la regulación propuesta, toda vez que establece los lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos.

Disposiciones de carácter general

Derivado de los argumentos expuestos líneas arriba, es posible señalar que la expedición del presente instrumento regulatorio resulta la mejor alternativa para establecer las especificaciones mínimas y obligatorias que los sujetos regulados deben cumplir a efecto de llevar a cabo actividades de reconocimiento y exploración superficial, exploración y extracción de hidrocarburos, con excepción de los yacimientos no convencionales; lo anterior, en virtud de que resulta imprescindible emitir un instrumento normativo a la brevedad que establezca el marco regulatorio en materia de seguridad industrial, operativa y de protección al medio ambiente; en otras palabras, estas Disposiciones Administrativas de carácter general se alinean a la nueva estructura del Sector Hidrocarburos resultante de la reforma en materia energética, por lo que resulta la mejor opción ya que por una parte, otorga certeza jurídica a los sujetos regulados, y por otra, brinda los elementos administrativos a la ASEA para dar cumplimiento con las funciones que tiene por objeto, tales como la protección de las personas, el medio ambiente y las instalaciones del Sector Hidrocarburos.

En este apartado se realizará un análisis de los marcos regulatorios de países en los cuales las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, son preponderantes en su esquema de desarrollo económico y por ende contemplan aspectos mínimos de seguridad, lo que les permite operar dentro de parámetros que buscan salvaguardar la integridad de su población y de sus recursos naturales. ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA El marco regulatorio de seguridad y medio ambiente para las actividades de Extracción y Exploración de Hidrocarburos en este país, se basa en un enfoque prescriptivo. Particularmente para las operaciones costa afuera, la Ley de Terrenos Sumergidos de la Plataforma Continental Exterior (OCSLA, por sus siglas en inglés) define la responsabilidad regulatoria de la Agencia de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE por sus siglas en inglés) en aguas de jurisdicción federal. Las funciones clave de la BSEE incluyen (Fuente: https://www.bsee.gov): • Generar el programa regulatorio para operaciones costa afuera que incluye normas y regulaciones para mejorar la seguridad y la protección al medio ambiente en la realización de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en la plataforma continental exterior. A través de sus oficinas regionales, el BSEE revisa las solicitudes y permisos para la realización de actividades. Los principales permisos otorgados por la Agencia son: o Perforación – Diseño de pozo y revestimiento, herramientas para monitorear el pozo, plan de contención submarino. o Producción – Terminación y reparaciones, diseño de estructuras e instalación, programa de verificación de la plataforma, aprobación del sistema de seguridad de producción de petróleo y gas. o Ductos – Diseño de ductos e instalación, reparación y modificaciones. o Abandono y desmantelamiento – Abandono de pozos, aprobación de plan de desmantelamiento de instalaciones. • Crear la División de Respuestas a Derrames, misma que juega un papel central en el desarrollo de la política, la difusión de las directrices y la supervisión de las actividades de respuestas a derrames de petróleo. La División trabaja estrechamente con otras agencias federales, tales como la Guardia Costera de los Estados Unidos y la Agencia de Protección Ambiental. Es importante precisar que una serie de reglamentos federales guían la actuación de la BSEE. El Código de Reglamentos Federales (CFR, por sus siglas en inglés) contiene los reglamentos generales y permanentes. Los reglamentos bajo la jurisdicción del BSEE están contenidos en el Título 30, Capítulo II Partes 250 – 299 del CFR. Particularmente resultan aplicables: el CFR 30/250 sub-partes D – G, que aborda todo lo relacionado con la perforación, terminación y reparaciones de pozos, así como el equipo utilizado; el CFR 30/250 sub-parte H, que trata sobre el sistema de seguridad de producción de petróleo y gas; el CFR 30/250 sub-parte I, que aborda el tema de estructuras y plataformas; el CFR 30/250 sub-parte O, que trata lo relacionado con el entrenamiento sobre control de pozos y sistemas de seguridad de producción de petróleo y gas; el CFR 30/250 sub-parte Q, que trata de las actividades de abandono y desmantelamiento; y el CFR 30/250 sub-parte S, que aborda los sistemas de gestión de la seguridad y el medio ambiente (Fuente: https://www.law.cornell.edu/cfr/text). Aunado a lo anterior, los operadores están sujetos a inspecciones y auditorías por parte de la autoridad gubernamental. Una vez que comienzan las operaciones, la BSEE inspeccionará las instalaciones localizadas en la plataforma continental exterior y los buques dedicados a la perforación u otras operaciones de perforación de pozos. Las inspecciones serán programadas y no programadas. A través de estas inspecciones, se verifica que los operadores estén llevando a cabo las operaciones de conformidad con la Ley y que el equipo de seguridad esté funcionando correctamente. Durante las inspecciones, los operadores deben facilitarle a la BSEE el acceso a la instalación y a todos los registros de diseño, construcción, operación, mantenimiento, reparación o de investigación. Es importante precisar que en este país, el American Petroleum Institute (API), asociación de productores de petróleo y gas, que afilia a más de 650 miembros alrededor del mundo, ha desarrollado más de 685 estándares y prácticas recomendadas que abarcan toda la cadena de producción y distribución de hidrocarburos (Fuente: http://www.api.org/about), todo en cumplimiento a lo que exige la legislación y normatividad de ese país, incluyendo los Códigos de Regulación Federal, así como las normas emitidas por la ISO (International Organization for Standardization). Las prácticas recomendadas que se han retomado en las Disposiciones Administrativas propuestas y que son materia de esta Manifestación de Impacto Regulatorio son las siguientes se citan a continuación, esto al considerarse que son las mejores prácticas internacionales implementadas y que proveen los mayores niveles de seguridad para las personas y para la protección al medio ambiente: Para aspectos relativos a las operaciones de perforación: API RP 13B-1: Práctica Recomendada para Pruebas de Campo en Fluidos de Perforación con Base en Agua, Cuarta Edición, Marzo 2009, Prórroga de 2 Años de Junio de 2013; API RP 13B-2: Práctica Recomendada para Pruebas de Campo en Fluidos de Perforación Base Aceite, Quinta Edición, Abril 2014; API RP 13C: Práctica Recomendada para Evaluación de Sistemas de Procesamiento de Fluidos de Perforación, Quinta Edición, Octubre 2014; API RP 13D: Reología e Hidráulica de Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros, Sexta Edición, Mayo 2010; API RP 13I: Práctica Recomendada para Pruebas de Laboratorio de Fluidos de Perforación, Octava Edición, Marzo 2009; API RP 65: Cementación de Zonas de Flujo de Acuíferos Someros en Pozos de Aguas Profundas, Primera Edición, Septiembre 2002; API 13A: Especificación para Materiales de Fluidos de Perforación, Decimoctava Edición, Febrero 2010. Relativo a la seguridad de las instalaciones: API RP 14C: Práctica Recomendada para el Análisis, Diseño, Instalación y Prueba de Sistemas Básicos de Seguridad en Superficie para Plataformas de Producción Costa Afuera, Séptima Edición, Marzo 2001; API RP 14G: Práctica Recomendada para la Prevención y Control de Incendios en Plataformas de Producción Fijas Tipo-Abiertas Costa Afuera, Cuarta Edición, Abril 2007; API RP 14H: Práctica Recomendada para la Instalación, Mantenimiento y Reparación de Válvulas de Seguridad Superficiales y Válvulas de Seguridad Submarinas Costa Afuera, Quinta Edición, Agosto 2007; API RP 14J: Práctica Recomendada para el Diseño y Análisis de Riesgos para Instalaciones de Producción Costa Afuera, Segunda Edición, Mayo 2001; API 12B: Especificación Tanques Atornillados para el Almacenamiento de Líquidos de Producción, Decimosexta Edición, Noviembre 2014: API 12D: Especificación de Campo para Tanques Soldados utilizados para el Almacenamiento de Líquidos de Producción, Undécima Edición, Octubre 2008; API 12F:Especificación para Tanques Soldados para el Almacenamiento de Líquidos de Producción, Décima Segunda Edición, Octubre 2008: API 620: Estándares para el Diseño y Construcción de Tanques de Almacenamiento de Baja Presión, Soldados, Grandes, Décima Segunda Edición, Octubre 2013; API 650: Estándar para Tanques Soldados para Almacenamiento de Hidrocarburos, Décima Segunda Edición, Marzo 2013; API 653: Estándar para la Inspección, Reparación, Modificación y Reconstrucción de Tanques, Quinta Edición, Noviembre 2014; API 2000: Estándar para Tanques de Almacenamiento de Ventilación Atmosférica y Baja Presión, Séptima Edición, Marzo 2014; ANSI/API 2350-2012: Estándar para la Protección Contra Sobrellenado para Tanques de Almacenamiento en Instalaciones Petroleras, Cuarta edición, Mayo 2012. Concerniente a equipos y materiales: API RP 14C: Práctica Recomendada para el Análisis, Diseño, Instalación y Prueba de Sistemas Básicos de Seguridad en Superficie para Plataformas de Producción Costa Afuera, Séptima Edición, Marzo 2001; API RP 14G: Práctica Recomendada para la Prevención y Control de Incendios en Plataformas de Producción Fijas Tipo-Abiertas Costa Afuera, Cuarta Edición, Abril 2007; API RP 14H: Práctica Recomendada para la Instalación, Mantenimiento y Reparación de Válvulas de Seguridad Superficiales y Válvulas de Seguridad Submarinas Costa Afuera, Quinta Edición, Agosto 2007; API RP 14J: Práctica Recomendada para el Diseño y Análisis de Riesgos para Instalaciones de Producción Costa Afuera, Segunda Edición, Mayo 2001; ANSI/API 12A: Especificación API para tanques de almacenamiento de hidrocarburos; ANSI/API 14B: Diseño, instalación, operación, pruebas y reparación de los Sistemas de Válvulas de Seguridad Subsuperficiales (SSSV). En materia de ductos: API RP 1111: Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Ductos de Hidrocarburos Costa Afuera (Diseño de Estado Limitado), Cuarta Edición, Agosto 2007. Relativo a Sistemas de Administración de la Seguridad: API RP 75: Práctica Recomendada para el Desarrollo de un Programa de Seguridad y Manejo del Medio Ambiente para Operaciones e Instalaciones Costa Afuera, Tercera Edición, Mayo 2004. Relativo a capacitaciones: API RP T-1: Programas de Orientación para Personal Enviado a Costa Afuera por primera Vez, Cuarta Edición, Octubre 1995, Ratificados Enero 2013; API RP T-4: Capacitación de Personal Costa Afuera en Emergencias No-operativas, Segunda Edición, Octubre 1995, Junio 2010; API RP T-7: Práctica Recomendada para Capacitación de Personal en Rescate de Personas en el Agua, Segunda Edición, Octubre 1995, Ratificados Enero 2013. Y en materia del diseño del pozo: API 96: Diseño y Construcción de Pozo de Aguas Profundas, Primera Edición, Marzo 2013; API 5CT: Especificaciones para Tuberías de Revestimiento y Producción, Novena Edición Julio 2011; API Estándar 65-Parte 2: Aislamiento de Zonas de Flujo Potencial Durante Construcción de Pozos, Segunda Edición, Diciembre 2010. REINO UNIDO La base del régimen regulatorio en materia de seguridad operativa para las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en el Reino Unido, es la Ley de Salud y Seguridad en el Trabajo de 1974 (HSWA, por sus siglas en inglés), particularmente su sub-apartado “Health and Safety at Work (Petroleum Exploration and Extraction)” establece requerimientos de seguridad basadas en una serie de “obligaciones generales” que el operador debe cumplir. Asimismo, las Disposiciones Reglamentarias para Instalaciones Costa Afuera de 2015 (Directiva de Seguridad Costa Afuera) (Caso de Seguridad) (SCR 2015, por sus siglas en inglés), regulan las especificaciones de seguridad y listan la información que estas deben contener. Aplica a todas las instalaciones en operación (o que operarán) costa afuera, incluyendo plataformas de perforación y alojamiento. Estas también establecen los casos con relación al estado de las instalaciones, donde el operador debe notificar al regulador. Aunado a lo anterior, las siguientes disposiciones establecen las medidas de seguridad específicas para prevenir, detectar, controlar y mitigar los riesgos de accidentes mayores: • Disposiciones Reglamentarias para Instalaciones Costa Afuera de 1995 (Prevención de Incendios y Explosiones, y Respuesta a Emergencias), requieren al operador adoptar medidas para la prevención de incendios y explosiones en las instalaciones costa afuera, la protección de las personas de los efectos de estos incidentes cuando ocurran y el aseguramiento de una respuesta efectiva ante emergencias. • Disposiciones Reglamentarias para Instalaciones Costa Afuera y Pozos de 1996 (Diseño, Construcción, etc.), regulan la integridad y diseño de las instalaciones y pozos. Cabe señalar, que el Reino Unido cuenta con dos organismos involucrados en las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos: i) la Agencia Ejecutiva de Salud y Medio Ambiente (HSE, por sus siglas en inglés), y ii) el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC, por sus siglas en inglés); ambas unidades administrativas comparten jurisdicción para regular e inspeccionar las actividades costa afuera. Los inspectores de ambos organismos utilizan un método basado en riesgos para la verificación de las instalaciones, mismo que toma en consideración el tamaño de la operación, el tipo de actividad desarrollada y la proporción del eventual daño. A fin de aclarar los criterios de inspección, la HSE y el DECC proporcionan guías específicas de inspección operativa para las categorías de riesgos conforme a los casos de seguridad de los operadores. Por último cabe referir que ambas agencias se reservan el derecho de inspeccionar la sede, así como las instalaciones terrestres de los regulados, según resulte necesario para complementar sus investigaciones llevadas a cabo costa afuera. AUSTRALIA El modelo general para la regulación de seguridad y protección al medio ambiente en actividades de Exploración y Extracción, se encuentra definido en la Ley de Petróleo Costa Afuera y Almacenamiento de Gases de Efecto Invernadero de 2006 (OPGGSA 2006, por sus siglas en inglés). La OPGGSA 2006 lista las obligaciones generales que el operador de una instalación debe observar, enfatizando que se deben “tomar todas los medidas razonablemente factibles” para asegurar que la instalación y las actividades son seguras. Por otro lado, las Disposiciones Reglamentarias de Petróleo Costa Afuera y Almacenamiento de Gases de Efecto Invernadero (Gestión y Administración de Recursos) de 2011, lista los requerimientos del plan de gestión de operaciones de pozos que el operador debe presentar al regulador; asimismo, describe el proceso de presentación y los criterios de aprobación del plan. La Autoridad Nacional de Gestión de Seguridad y Ambiental para las Actividades Petroleras Costa Afuera (NOPSEMA por sus siglas en inglés) es la instancia gubernamental encargada de regular la seguridad y la integridad de pozos. Las funciones de la NOPSEMA se centran en la publicación de documentos para asistir a los operadores para el cumplimiento de las regulaciones existente. Por ejemplo, la directriz N-04300-GN01051, constituye un apoyo para el Estudio de Seguridad y provee guías sobre la conducción de estudios relacionados con la identificación y evaluación de riesgos, y la adopción de medidas de control, así como la planeación de emergencias. Por otro lado, la directriz N-04700-GN0940, aborda el tema de derrames de petróleo, ayudando al operador a desarrollar y actualizar el respectivo Plan de Contingencia, el cual es requerido como parte de su Plan Ambiental. Es importante precisar que la NOPSEMA realiza inspecciones planeadas para verificar los compromisos hechos por el operador con relación a la gestión de riesgos, conforme a lo establecido en el caso de seguridad. El operador es responsable de asegurar el cumplimiento de la regulación a través de su sistema de gestión de seguridad descrito en su caso de seguridad. Los inspectores de la NOPSEMA tienen la facultad de ingresar a las instalaciones costa afuera u otras ubicaciones pertinentes, llevar a cabo inspecciones, entrevistar a las personas, obtener pruebas, así como tomar medidas para garantizar el cumplimiento de las normas aplicables. Por último, la NOPSEMA está facultada para llevar a cabo inspecciones no programadas cuando alguna persona informa sobre posibles eventos de incumplimiento. Las inspecciones dan lugar a; i) recomendaciones de conformidad, ii) la emisión de una notificación para la mejora de acciones o iii) sanciones. NORUEGA En este país, la Autoridad de Seguridad del Petróleo (PSA por sus siglas en inglés) es la instancia gubernamental responsable de regular las materias de seguridad y protección al medio ambiente en la realización de las actividades petroleras, tanto en tierra como costa afuera. Su marco regulatorio se fundamenta en 5 directrices: • Disposiciones Reglamentarias de Sistema (enmendadas en 2016), que proveen un marco para el desarrollo de las actividades petroleras y contienen especificaciones relacionadas con la asignación de responsabilidad y principios de reducción de riegos, incluyendo los requerimientos para una adecuada cultura de seguridad. • Disposiciones Reglamentarias de Gestión (enmendadas en 2015), mismas que establecen los requerimientos para procesos y recursos, manejo de no conformidades y mejoras. A su vez, contienen los requerimientos asociados a los documentos e información que debe ser presentada o estar disponibles, como pueden ser solicitudes para autorización de actividades, notificaciones, declaraciones y reportes. • Disposiciones Reglamentarias de Actividades (enmendadas en 2015), especifican los requerimientos para la planeación y monitoreo, condiciones pre-arranque, factores del ambiente de trabajo, factores relacionados a la salud y el medio ambiente, preparación de emergencias, actividades de perforación y operación de pozos, operaciones marítimas y mantenimiento. • Disposiciones Reglamentarias de Instalaciones (enmendadas en 2015), que regulan el diseño y equipamiento de las instalaciones y especifican los requerimientos para aspectos relativos a materiales, barreras físicas, sistemas de perforación de pozos e instalaciones marítimas. • Disposiciones Reglamentarias Operacionales y Técnicas (enmendadas en 2015), contienen las disposiciones reglamentarias aplicables a instalaciones terrestres. En adición de las disposiciones reglamentarias mencionadas, existen guías que explican en detalle la interpretación de las especificaciones de la regulación. Estas guías no poseen el carácter de obligatorio, pero la PSA declara que la regulación y las guías deben ser aplicadas conjuntamente para logra la mejor interpretación posible de las especificaciones y el cumplimiento de las mismas. Cabe señalar que en este país la asociación NORSOK, misma que afilia a los productos nacionales de hidrocarburos, elabora estándares para la seguridad de sus instalaciones y son un referente para diversas regulaciones desarrolladas en diversos países. El caso de México no es la excepción, toda vez que en las Disposiciones Administrativas propuestas se toman como referente los siguientes estándares: Para operaciones de perforación: NORSOK D-001, Instalaciones de perforación. Tercera Edición, Diciembre 2012. En preparación de emergencia: NORSOK Z-013, Análisis de Riesgos y Preparación a Emergencias. Tercera Edición, Octubre 2010. En instalaciones: NORSOK Z-013: Análisis de Riesgos y Preparación a Emergencias. Tercera Edición, Octubre 2010. En equipos y materiales: NORSOK M-001, Selección de materiales. Quinta Edición, Septiembre 2014. NORSOK M-501, Preparación de superficie y revestimiento protector Sexta Edición, Febrero 2012. NORSOK R-001, Equipo mecánico NORSOK R-001. Rev. 3, Nov. 1997. ANSI/API 12A, Especificación API para tanques de almacenamiento de hidrocarburos. ANSI/API 14B, Diseño, instalación, operación, pruebas y reparación de los Sistemas de Válvulas de Seguridad Subsuperficiales (SSSV). En personal: NORSOK S-006 HSE, Evaluación de contratistas. Rev. 2, Dic. 2003. En ductos: NORSOK M-503, Protección catódica. Rev. 3, Mayo 2007. En operaciones de producción: NORSOK I-106, Sistemas de medición fiscal para hidrocarburos líquidos y gas, Primera Edición, Noviembre 2014.NORSOK U-001, Sistemas de producción submarina. Cuarta Edición, Octubre 2015.NORSOK S-003 Cuidado del Medio Ambiente. Rev. 3, Dic. 2005. En sistemas de administración de seguridad: NORSOK P-002, Diseño de Sistema de Proceso. Primera Edición, Agosto 2014.NORSOK S-001 Seguridad Técnica. Cuarta Edición, Febrero 2008 y en diseño de pozo: NORSOK D-10, Integridad del pozo en la perforación y operaciones del pozo. Rev. 4, Junio 2013. BRASIL El marco regulatorio en materia de Exploración y Extracción de Brasil adopta un enfoque basado en el desempeño. El operador es el responsable de la selección de los códigos, estándares o las mejores prácticas en ingeniería que serán aplicadas en sus instalaciones, tanto en tierra como costa afuera. Para obtener permiso para el inicio de operaciones, los operadores deben presentar la solicitud respectiva a la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), instancia gubernamental reguladora nacional. La Resolución ANP No. 43 /2007 es la base del sistema del sistema de seguridad y protección al ambiente de Brasil, este instrumento describe los criterios generales para la presentación de documentación a la autoridad, las verificaciones, inspecciones e investigación de accidentes por parte del regulador y el análisis de desempeño del operador. A su vez, el Reglamento Técnico del Sistema de Gestión de Seguridad Operativa (SGSO) para Instalaciones de Perforación y Producción de Petróleo y Gas Natural, establece los requisitos y directrices, basadas en objetivos, para la implementación y operación de un sistema de gestión de la integridad estructural de la instalación. Este Reglamento se aplica a la totalidad del ciclo de vida de las instalaciones de producción costa afuera que se dedican a actividades relacionadas con el petróleo y el gas natural, al procesamiento de petróleo primario, al almacenamiento y transferencia de petróleo, y compresión y transferencia de gas natural. Además, el reglamento obliga a los operadores a diseñar, construir, instalar, operar, inspeccionar, probar y mantener el equipo y las instalaciones de conformidad con las mejores prácticas de la industria y las normas y reglamentos aplicables, con el fin de garantizar la integridad mecánica, la seguridad operativa y la condiciones adecuadas para el uso. El anexo I del reglamento contiene una lista de las normas, códigos y prácticas recomendadas, que incluyen ANP, ISO, ANSI, API, ASME, ASTM y NACE para apoyar a los operadores a cumplir con las disposiciones del Reglamento. El procedimiento de inspección conforme a la normatividad Brasileña, se centra en la correcta aplicación del sistema de gestión de seguridad basada en el desempeño del operador. La ANP inspecciona el cumplimiento con el Sistema de Gestión de Seguridad Operacional aprobado y ejecuta una auditoría semestral. Mientras que el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) autoriza las actividades y operaciones relativas al medio ambiente, que incluyen la aprobación y auditoría de los planes de respuesta ante derrames. CANADÁ La base del marco regulatorio de Canadá en actividades de Extracción y Exploración de Hidrocarburos recae en la Ley de Conservación de Petróleo y Gas, cuyo propósito es establecer los requerimientos mínimos a observar en materia de seguridad de las personas, la protección del medio ambiente bajo el principio del que contamina paga, así como de la conservación de los recursos. En cuanto a la organización del sector energético, diversas instituciones federales y provinciales coordinan y regulan la política energética en Canadá. A nivel nacional, el Consejo Nacional de Energía (National Energy Board, NEB) es el regulador federal independiente que tiene por objeto promover la confiabilidad y la seguridad, la protección del medio ambiente y la infraestructura de los mercados energéticos, en beneficio del interés público canadiense. Existen también autoridades regulatorias provinciales. La más grande e influyente es el Órgano de Conservación de los Recursos Energéticos de Alberta (Alberta Energy Resources Conservation Board ERCB), la cual lleva a cabo gran parte de las labores de supervisión del sector en esta provincia. En este país, el sistema de inspección y aprobación permite a los operadores analizar los riesgos y desarrollar su propio sistema de inspección y verificación, respecto del cual la autoridad lleva a cabo inspecciones anuales. Los inspectores dan prioridad a los lugares de inspección conforme la susceptibilidad de la ubicación y los riesgos inherentes al proyecto u operación. Las auditorias se realizan de considerarse necesarias y pueden derivar de quejas del público y el riesgo potencial relacionado con las operaciones de la instalación.

Si

Si

Respecto de los daños que se pueden ocasionar al medio ambiente derivados de la realización de las actividades objeto de la presente regulación, cabe referir que los mismos varían en magnitud dependiendo del tipo de actividad específica. Los riesgos que pudieran materializarse derivados de las actividades de reconocimiento y exploración superficial son de menor magnitud, debido a que estas actividades son inherentemente menos riesgosas y consisten principalmente de prospecciones desde la superficie, sin realizar actividades de mayor impacto como la perforación. En un segundo lugar, en cuanto a magnitud, se encuentran los riesgos asociados a las actividades de exploración y extracción en áreas terrestres, porque dichas actividades ya implican la realización de tareas más peligrosas tales como la perforación de pozos y manejo de hidrocarburos. Finalmente, el mayor riesgo se encuentra en las actividades de exploración y extracción costa afuera, ya que eventos como blowouts en el mar pueden tener consecuencias catastróficas para el medio ambiente debido a la dificultad logística de atender y responder a este tipo de eventos en un entorno marino. Existen elementos comunes a las actividades objeto de la regulación propuesta, los cuales consisten en principios generales aplicables a la seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente, y que se relacionan directamente con el sistema de administración que deben implementar los agentes regulados, así como la identificación de peligros y el análisis de riesgo que deben realizar como parte del mismo. No obstante lo anterior, se establecen medidas particulares que atienden riesgos específicamente aplicables a cada una de las actividades que se propone regular, como es el caso de los PSO para actividades de reconocimiento y exploración superficial, o bien, el establecimiento de requisitos específicos a los preventores y válvulas de seguridad sub superficiales que se utilizan en las actividades relacionadas con la exploración y extracción costa afuera.

Si

Ver Anexo IV y V.

La propuesta de regulación no contempla esquemas que impactan de manera diferenciada a sectores, industria o agentes económicos, toda vez que el conjunto de empresas que deseen realizar actividades relativas al Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, deberán cumplir cabalmente con los requerimientos mínimos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, establecidos en las Disposiciones Administrativas de Carácter General propuestas. Aunado a lo anterior y con motivo de la capacidad instalada con la que los agentes deben contar, la industria no está compuesta por empresas pequeñas y medianas, ya que no poseen la capacidad de absorber los costos inherentes a su operación; conforme a esto, la industria se encuentra conformada por corporaciones cuya infraestructura permite la generación de economías de escala, que a su vez hacen redituable su implementación. Es por ello, que en el presente análisis no se requiere justificar la viabilidad de las Disposiciones Administrativas para las empresas pequeñas y medianas, siendo que la naturaleza misma de la industria y el mercado no las incluye como parte fundamental de su estructura.

La implementación de las Disposiciones Administrativas propuestas es técnica y económicamente factible, toda vez que la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, cuenta con la Unidad de Gestión Integral, la Unidad de Supervisión, Inspección y Vigilancia Industrial y la Unidad de Planeación y Evaluación, mismas que se conforman por personal autorizado y capacitado para la vigilancia de la presente regulación, lo anterior de conformidad con lo que establecido en el Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. La vigilancia de las Disposiciones se centrará en: 1) Informes: la regulación propuesta conlleva la obligación de los Regulados de cumplir y presentar un informe de desempeño anual y un informe de incidentes y accidentes; 2) Participación de Terceros: el Anteproyecto establece la obligación de contar con una serie de dictámenes técnicos emitidos por un Tercero en distintas etapas del desarrollo de las actividades, así como certificaciones; 3) Supervisión: la regulación propuesta establece un sistema de supervisión a las instalaciones industriales; 4) Sanciones: la Agencia sancionará a los Regulados que incumplan con lo previsto en las Disposiciones con base en lo establecido en el Capítulo V del Título II de su Ley. Es importante precisar que los recursos públicos para implementar la regulación, se encuentran contemplados dentro del presupuesto otorgado a la Agencia por parte de la Cámara de Diputados al H. Congreso de la Unión, para atender las obligaciones que por Ley se le confieren.

Las Disposiciones Administrativas propuestas contemplan esquemas para garantizar su cumplimiento, mismos que se implementarán directamente por la Agencia o por Terceros Autorizados. Esto es, la Agencia materializa las facultades previstas en su Ley, a través de un esquema de supervisión y vigilancia, por el cual podrá en cualquier momento realizar y ordenar certificaciones, auditorías y verificaciones, así como llevar a cabo las visitas de inspección o incluso instruir la comparecencia de los representantes legales de los Regulados. Asimismo, cuenta con las facultades para emitir sanciones de conformidad con lo previsto en el Capítulo V de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. En este mismo contexto, la Agencia se encuentra facultada para autorizar a servidores públicos de la Agencia y acreditar a personas morales para que lleven a cabo las actividades de supervisión, inspección y verificación, evaluaciones e investigaciones técnicas, así como de certificación y auditorías. Como parte de los elementos que se deberán certificar a través de este sistema se encuentran los del diseño, la fabricación y la construcción de nuevas instalaciones y/o la realización de modificaciones o reparaciones significativas sobre las instalaciones existentes. Además, se prevé la presentación, durante el primer trimestre de cada año calendario, de un Dictamen Técnico del Cumplimiento elaborado por un Tercero autorizado referente a las actividades desarrolladas durante el año inmediato anterior.

Se espera el cumplimiento por parte de los regulados con las especificaciones de las Disposiciones Administrativas propuestas, para de esta forma atenuar o incluso, en el mejor de los escenarios, erradicar los riesgos descritos en la presente Manifestación de Impacto Regulatorio. Particularmente se espera reducir el número de muertes de mamíferos marinos y el daño a la fauna y flora diversa que coexiste en las áreas de reconocimiento y exploración superficial, exploración y extracción de hidrocarburos; atenuar del número y/o frecuencia de accidentes e incidentes presentados en las instalaciones industriales, así como el número de fallecimientos; disminuir la frecuencia de derrames o fugas de hidrocarburos y la cantidad y composición de dispersantes químicos y otras substancias introducidas a la superficie, lechos marinos y suelo terrestre; asimismo reducir las emisiones a la atmósfera derivadas del venteo y destrucción controlada del gas natural.

Si

El logro de los objetivos de la regulación podría evaluarse a través del análisis de las estadísticas generadas por diversas instancias gubernamentales, como es el caso de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, de la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente y de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, en donde se esperaría observar una disminución del impacto de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, en la información o indicadores asociados a los daños a la flora y fauna y en el volumen de crudo derramado, ya sea en áreas terrestres como costa afuera. Asimismo, se podría hacer uso de las estadísticas que se generen por parte de la propia Agencia relativas al número de incidentes y accidentes y su causa, así como las fatalidades registradas. Por último, pudiera analizarse la estadística generada por asociaciones internacionales, como la International Association of Oil and Gas Producer, a efecto de poner en perspectiva los logros alcanzados en el país.

Si

En el grupo de trabajo, se efectuó una revisión integral de los estándares a nivel internacional en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente, aplicables al Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos; seleccionándose las mejores prácticas, las cuales fueron incorporadas a las Disposiciones propuestas como el medio idóneo para su adopción en México. Como ejemplos de disposiciones que se tomaron en cuenta en la regulación, están las siguientes: la identificación de peligros y análisis de riesgos que deben implementar los Regulados, la obligación de contar con un observados de especies protegidas durante el Reconocimiento y Exploración Superficial costa afuera, las especificaciones y requisitos aplicables a los preventores; así como las especificaciones aplicables a la recolección, acondicionamiento y separación de Hidrocarburos.