LIGA DE DEFENSA DEL MEDIO AMBIENTE
PROBLEMAS SOCIO-AMBIENTALES DE LOS HIDROCARBUROS EN BOLIVIA BOLIVIA
ESTUDIO DE CASO
Marco octavio ribera arisMendi coordinador de investigación y Monitoreo
iTulo: T iTulo
Problemas Socio-ambientales Socio-ambientales de los Hidrocarburos en Bolivia AuTor:
Marco Octavio Ribera Arismendi Diseño porTADA:
Jorge Dennis Goytia Valdivia CréDiTos foTogrAfíA porTADA:
ASE-Chuquisaca DiAgrAmACión:
Jorge Dennis Goytia Valdivia eDiCión:
Eloisa Molina impresión:
DepósiTo legAl:
4 - 2 - 74 - 09 Las opiniones expresadas son de absoluta responsabilidad del autor y no comprometen necesariamente a LIDEMA. Cualquier persona que considere útil el fotocopiar la presente publicación para fines de difusión o capacitación, puede hacerlo sin restricción alguna. LIDEMA
Liga de Defensa del Medio Ambiente Av. Ecuador Nº 2131. Casilla 11237 Teléfonos (591-2) 2419393 – 2416044 Fax: (591-2) 2412322
[email protected] www.lidema.org.bo La Paz, Bolivia 2008
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Indice Presentación ............................................................................................... 5 estUDiO De casO........................................................................................... 7
Denición del problema ...................................................................................7 El Agotamiento del Petróleo en el Mundo ...................................................... 8 estaDO ............................................................................................................ 11 Resumen histórico de los hidrocarburos en Bolivia ..................................... 11 Hitos Históricos en el Sector de Hidrocarburos en Bolivia.......................... 12 El Panorama antes del 2005 ......................................................................... 23 La Nacionalización ......................................................................................... 26 La Refundación de YPFB .............................................................................. 29 Clasicación de las Actividades del Sector ................................................... 32 Complementación de la Reestructuración del Sector .................................. 34 La Extracción Petrolífera y Gasífera ............................................................ 37 Zonas de Operaciones Hidrocarburíferas y Gasíferas ................................. 39 El encuentro de las Mega-inversiones Petroleras y Mineras ...................... 46 Ductos y el Transporte ................................................................................... 47 El Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)........................................... 48 Conictos Regionales ..................................................................................... 50 Presión .......................................................................................................... 52 Estado de Conocimiento ................................................................................ 53 Composición de los Hidrocarburos y Potencial Tóxico ................................. 54 Impactos por Exploración y Explotación de Gas-Hidrocarburos ................. 60 Impactos y Riesgos del Transporte ............................................................... 62 El Derrame Río Acero – Monteagudo ........................................................... 64
El Derrame del Desaguadero: La Verdadera Cara de las Empresas Petroleras .......................................... 65 Impactos Socio Culturales ............................................................................. 72 Efectos sobre Ecosistemas y Vida Silvestre.................................................. 75 Principio Precautorio ..................................................................................... 78 Evaluación de Riesgos ...................................................................................79 Regiones y Zonas de Operaciones Hidrocarburíferas .................................. 82 Obsrvatoro Abnta lidemA
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Casos de Impactos Socio Ambientales .......................................................... 85 Tropelías Petroleras en el TIPNIS ................................................................92 Actividades Hidrocarburíferas en Áreas Protegidas.................................... 95 Bloques Hidrocarburíferos y Campos de Explotación en Operación en Áreas Protegidas ........................................... 98 Proyectos Anulados y Reactivados .............................................................. 101 Riesgos de la Exploración y Explotación Hidrocarburífera en Espacios Indígenas y Áreas Protegidas del Norte de la Paz ................ 101 resPUestas................................................................................................. 107 La Gestión Ambiental y el Sector Hidrocarburífero .................................. 107 Realidades Paralelas ................................................................................... 109 Ley del Medioambiente y Ley 1689 ............................................................. 111 Política Sectorial y Principios Generales .................................................... 112 Políticas en Áreas Protegidas ...................................................................... 118 Sitios Sagrados y Áreas de Valor Natural y Cultura ................................. 120 Comités de Monitoreo Socio-Ambiental...................................................... 121 Actividades Hidrocarburíferas y Pueblos Indígenas .................................. 121 Ambientalismo de Libre Mercado en el Bosque Chiquitano ..................... 124 Gestión Ambiental Empresarial en el Sector de Hidrocarburos, el reto de mejorar el desempeño ....................... 126 Tratando de Conciliar .................................................................................. 130 Ejemplos de Falencias Actuales de Gestión ............................................... 132 Avances y logros ........................................................................................... 135 Respuesta Desde la Sociedad ...................................................................... 136 Conclusiones.................................................................................................139 aneXOs .......................................................................................................... 144
Anexo 1: Problemas y Recomendaciones sobre los EEIA en bolivia (Coello, 2007) .144 Anexo 2: Aspectos no considerados en los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental, de los Proyectos Hidrocarburíferos ...................... 156 BIBLIOGRAFA.............................................................................................. 169 Documentos jurídicos ...................................................................................172 DirecciOnes electrónicas ................................................................ 173
LISTA DE SIGLAS ......................................................................................... 174
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Presentación Bolivia enfrenta numerosos problemas ambientales de diversa magnitud y gravedad, desde situaciones muy localizadas hasta problemas que pueden afectar inmensas regiones. Con el n n de optimizar optimizar las acciones de Seguimiento del Observatorio Observatorio Ambiental de la Liga de Defensa del Medio Ambiente, se adoptó un enfoque hacia temas, regiones y problemáticas problemáticas de alto riesgo. riesgo. Desde un inicio, inicio, se desarrolló la priorización de los temas y situaciones de mayor urgencia y magnitud, para de esta forma reducir el riesgo de una elevada dispersión y evitar atender numerosas problemáticas de forma indiscriminada y poco eciente. La priorización tiene un sentido práctico de dimensionar las capacidades y posibilidades de un seguimiento ecaz. La realización de un diagnóstico rápido del estado ambiental de Bolivia el año 2007, permitió contar con una identicación de las numerosas problemáticas que se enfrentan en las diferentes regiones del país, considerando diversos agentes de presión o impacto. En el proceso de priorización se utilizaron, como base de análisis, un conjunto de criterios de selección, los cuales permitieron dimensionar la magnitud y gravedad de las problemáticas socio ambientales. Entre las problemáticas más relevantes, se identicaron los impactos o amenazas derivados de megaproyectos, operaciones mineras e hidrocarburíferas, contaminación urbana a gran escala, expansión de fronteras agropecuarias y agricultura a escala industrial. De esta forma, se seleccionaron participativamente, ocho grandes temas en diversas regiones del país, los cuales constituyen una de las líneas de acción del Observatorio Ambiental de LIDEMA. La selección de temas prioritarios tiene relación con impactos ambientales en curso o con amenazas potenciales inminentes de gran magnitud, los cuales comprometen la estabilidad de extensas regiones y afectan a importante conglomerados poblacionales. Todas estas situaciones críticas, van acompañadas invariablemente de una notoria debilidad en la aplicación de medidas de prevención, control, scalización y mitigación socio ambiental. Los temas críticos priorizados, se constituyen así en Obsrvatoro Abnta Abnta lidemA
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Estudios de Caso a partir de los cuales ya se han iniciado acciones de seguimiento y vigilancia. En este proceso, uno de los primeros desafíos fue sistematizar la gran cantidad de información dispersa y en diversos formatos en los diferentes temas. Dicha sistematización desembocó en la selección de información clave y actualizada sobre las problemáticas y los sectores involucrados, la misma que fue ordenada siguiendo la metodología internacional de evaluación: Estado-Presión-Respuesta (o Gestión), la cual permite denir la situación actual del problema o proceso, los impactos y sus efectos (actuales o potenciales en el caso de amenazas) así como los agentes de presión y, nalmente las acciones realizadas desde el Estado y desde la sociedad civil para revertir, mejorar o controlar la situación. Los resultados de la sistematización de información constituyen así resúmenes muy sucintos de cada tema y se presentan en esta serie de publicaciones de estudios de caso. Uno de los temas de muy alta prioridad se reere al tema de la exploración y explotación de Hidrocarburos en Bolivia. Bolivia. El sector hidrocarburífero, hidrocarburífero, ha sido tradicionalmente considerado como el corazón de la matriz energética del país. Sin embargo, a lo largo de varias décadas ha impulsado someramente el desarrollo nacional, debido fundamentalmente a que la distribución de benecios favoreció mayoritariamente a empresas y consorcios transnacionales. Paralelamente se generaron enormes impactos socio-ambientales en las diversas regiones de producción y exploración, muchos de los cuales han quedado como pasivos. En la actualidad se han producido cambios estructurales en el sector de hidrocarburos, ciertamente favorables para el país, reduciendo la preeminencia que tenían hasta hace unos años las empresas transnacionales. Sin embargo, los avances en términos de prevención, control, mitigación y scalización ambiental, han sido muy magros, situación que genera un elevado nivel de riesgo de ocurrencia de impactos ambientales y sociales, en las regiones donde el Estado, a partir de YPFB y las formas asociativas de operación, busca la reactivación y nuevas oportunidades de producción hidrocarburífera. Esperamos que esta publicación aporte en la profundización del conocimiento de esta problemática y al fortalecimiento de la gestión ambiental en general. 6
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Estudio de caso Denición del problema Al igual que la minería, gas-hidrocarburos, es un sector económico y político extremadamente complejo. Ambos sectores son, al menos por el momento, los mayores generadores del ingreso nacional por exportaciones y los soportes principales de la economía nacional, situación que ha servido para aanzar su preeminencia, por no decir su arrogancia. A arrogancia. A diferencia de la minería, donde donde la explotación explotación implica un enorme sector de cooperativas, al sector informal y pequeñas empresas; las connotaciones sociales sociales directas directas del sector sector hidrocarburífero, hidrocarburífero, no son tan determinantes, puesto que la producción se ha concentrado a nivel de grandes empresas, en general subsidiarias de poderosas transnacionales como TOTAL, SHELL, REPSOL, AMOCO o MAXUS. Otro elemento sustancial es que una importante, aunque no mayoritaria, proporción de la producción hidrocarburífera, se destina al consumo interno, lo cual genera un compromiso que no es observado en la minería, cuya producción casi en su totalidad es para los mercados externos. De cualquier forma, al igual que en el tema minero, la historia entre empresas petroleras y los sucesivos gobiernos es muy sombría y llena de contravenciones a las normas y la propia Constitución Política del Estado. En el marco de análisis crítico del presente documento, es importante manifestar de forma antelada, que el sector hidrocarburífero es sin duda uno de los que ha generado mayores impactos negativos socio-culturales y socio-ambientales en el país. Esto ha prevalecido, aun considerando que los impactos deberían ser más controlables por parte del Estado, al tratarse de unas pocas grandes empresas y no una multitud de cooperativas y pequeñas empresas como en el caso minero.
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La reducción de los efectos negativos de las operaciones hidrocarburíferas en las diversas regiones depende necesariamente de un fortalecimiento real y efectivo de la gestión ambiental y la aplicación de las normas vigentes, de la toma de actitudes socio-ambientalmente responsables por parte del sector energético del Estado y de un compromiso ético de las empresas hacia el cumplimiento de las obligaciones ambientales, todas éstas situaciones, implican un perl muy elevado de exigencia y predisposición de cambio. Dentro de este difícil panorama de compromisos necesarios, subyace el de asumir el respeto hacia los objetivos de creación de las áreas protegidas, aspecto que actualmente está fuertemente entredicho.
El Agotamiento del Petróleo en el Mundo Fuente: RobeRts P., 2008. n ational GeoGRaPhic. Junio.Vol 22, nº 6. El futuro depara un cambio drástico para un mundo cuyos sistemas productivos operan con petróleo barato y copioso. Desde ya hace unas décadas, geólogos petroleros en diversas partes del mundo han pronosticado, que cuando se hay extraído la mitad del volumen del planeta, sacar más petróleo del subsuelo será cada vez más difícil y hasta imposible por los costos que puede implicar. La producción de curso que ha ido aumentando paulatinamente desde menos de un millón de barriles diarios (1900) hasta casi 85 millones de barriles diarios hoy en día, se detendrá o estabilizará e ira disminuyendo. Las opiniones más pesimistas apuntan que dicho punto de inexión ya ha sido alcanzado, las más optimistas piensan que faltan todavía algunas décadas. El optimismo en las décadas anteriores se basó en nuevos descubrimientos y en la posibilidad de usar fuentes no convencionales de petróleo como la explotación de arenas bituminosas o la transformación a partir de carbón. De cualquier forma, los precios en alza del petróleo, (antes de Octubre del 2008), se relacionan tanto con la creciente demanda del Asia como con la abrupta caída del dólar, lo cual inuye en las grandes compañías en invertir más en nuevas tecnologías y alcanzar yacimientos de más difícil acceso. Sin embargo hay algo llamativo, que a pesar de los altos precios, en constante
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ascenso, la producción del petróleo en el mundo se ha mantenido en torno a los 85 millones de barriles diarios, lo cual indicaría una aproximación a la estabilización. En opinión de P.Roberts, el cambio es tan sombrío que la misma industria petrolera ha perdido algo de su petulancia. Lastimosamente, existen pronósticos que indican un aumento en la demanda de éste energético en más de 116 millones de barriles diarios para el 2030, y muchos expertos opinan que el ritmo de producción no podrá acompañar este aumento de la demanda, incluso hay fuentes especializadas que opinan que la producción y acceso fácil a nuevos yacimientos estarán rezagados respecto de la demanda después del año 2015. A todo este panorama, se suma la imposibilidad de que las grandes compañías petroleras puedan acceder a países con reservas, ya sea por situaciones bélicas críticas como en Irak o por enfrentar leyes y procesos restrictivos, además de una antipatía social generalizada hacia las grandes corporaciones (Rusia, Venezuela, Bolivia). En la actualidad, se reconoce que de cualquier forma nos acercamos a un límite físico de aprovisionamiento. La mayor parte de los más grandes yacimientos se descubrieron hace muchas décadas y los que se han ido descubriendo desde los años 70 han sido pequeños. El legendario yacimiento Ghawar de Arabia Saudita descubierto en la década de los años 40, poseía 120.000 millones de barriles, mientras que el reciente descubrimiento del Yacimiento Tupi en el Mar Abierto del Brasil, que ha sido considerado por la prensa como un enorme campo petrolero submarino, apenas alcanza a 8000 millones de barriles. Nno se han vuelto a encontrar un yacimiento supergigante como el de Ghawar desde mediados del siglo XX. Los yacimientos pequeños son más difíciles de descubrir, los costos de exploración se incrementan y para que su explotación sea rentable deben sumar varios, también su desarrollo y explotación son más costosas. Debido a que los costos de producción son más altos en campos pequeños, en la actualidad, gran parte del petróleo utilizado en el mundo proviene de grandes yacimientos que se están aproximando a su agotamiento. En regiones como el Mar del Norte y parte de Alaska, la producción se está desplomando. Según estimaciones, a nivel mundial la producción de yacimientos disminuye hasta en un 8% al año, mientras que paralelamente las compañías para satisfacer la demanda y consumo mundial en aumento, deben realizar extracciones y procesamiento adicionales que disminuyen el tiempo de vida
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de los yacimientos. Compañías poderosas como SELL o PEMEX (empresa estatal mexicana), cada año encuentran menos petróleo del que venden. Grandes expertos en petróleo a nivel mundial, como Sadad Husseini, han manifestado su asombro, sobre cuánto ha tardado el mundo, en darse cuenta de la aproximación al límite del aprovisionamiento de petróleo fácil y barato, cuando el mayor desafío radica, en persuadir a las sociedades que consumen mucho petróleo a frenar y reducir su demanda. “Cualquier debate signicativo sobre cambios en los estilos de vida de alto consumo de energía, no está en consideración”, esta frase curiosamente no proviene de un ambientalista de Green Peace, sino de un experto petrolero mundial.
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Estado Resumen histórico de los hidrocarburos en Bolivia La historia de la exploración y explotación petrolera y gasífera en Bolivia es un proceso relativamente antiguo en el país, aunque de ninguna forma comparable al de la minería en términos de data histórica. De cualquier forma la creciente expectativa sobre el uso de combustibles fósiles y el arranque de la industria automovilística ya en la segunda mitad del siglo XIX, dio lugar a que proliferen las iniciativas para la búsqueda y explotación de yacimientos en varias partes del mundo. Los procesos de exploración y explotación por las limitaciones tecnológicas fueron inicialmente muy rudimentarios y difícilmente se lograban perforaciones medianamente profundas (Castrillo, 1986). El principal atractor para la exploración petrolera en Bolivia fue indudablemente la Región Sur Central en Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca, abarcando principalmente las regiones del Subandino Chaqueño y Llanura del Chaco a inicios del siglo veinte. En los siguientes años, hasta nes de la década de los años 20, se generó una intensa auencia y conformación de equipos de exploración que desembocó en un abierto proceso de liberalización económica con el gobierno de Gutierrez Guerra y el consecuente concesionamiento de grandes supercies de tierra para actividades petroleras. Destaca el fuerte acaparamiento de concesiones e intereses de la Empresa Estadounidense STANDARD OIL COMPANY, la cual fue sindicada como una de las promotoras de la cruenta Guerra del Chaco entre Bolivia y Paraguay. Tres hitos en la post Guerra del Chaco son de enorme relevancia: 1) La creación de YPFB-Yacimentos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en 1936, 2) La Nacionalización de Hidrocarburos con caducidad de concesión y 3) La expropiación de la STANDARD OIL COMPANY, en 1937. La empresa estatal de petróleo (YPFB), ingresa años después de su fundación, en una etapa de vertiginoso crecimiento con el Obsrvatoro Abnta lidemA
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descubrimiento de nuevos pozos, activos procesos de explotación y la construcción de infraestructuras como ductos y renerías. Existe muy poca información al respecto, pero se asume sobre todo en las décadas posteriores a la Guerra del Chaco, el incremento de la actividad de exploración y explotación petrolera habría ocasionado numerosos impactos ambientales, que pasaron poco menos que desapercibidos debido al incipiente de los conceptos y preceptos relacionados a la calidad ambiental y la teoría ecológica. Muchos de estos eventos han quedado registrados hasta ahora en forma de pasivos ambientales. Al apogeo de YPFB en las décadas de los años 50 y nes de los 60, siguió un proceso de estancamiento y de crisis a causa del agotamiento de numerosos yacimientos y de los factores internos administrativos, así como a situaciones internacionales. En los primeros años de la década de los 70 se produjo sin embargo un inusitado despliegue de contratos de exploración petrolera en diversas regiones del país. En los años 80, los efectos del último golpe de estado y la subsecuente crisis económica e inacionaria, determinaron un profundo proceso de estancamiento del accionar de YPFB. El posterior proceso de ajuste estructural y la apertura a las políticas neoliberales, abrieron progresivamente la ruta para las posteriores etapas de capitalización de YPFB y la rma de contratos de exploración y explotación con empresas transnacionales, francamente contraproducentes a los intereses de la nación, y que además signicaron una discrecionalidad que se tradujo en numerosos impactos ambientales y sociales.
Hitos Históricos en el Sector de Hidrocarburos en Bolivia D atos comPlementaDos a coello, 2007
y
c astRillo, 1986.
Resolución Suprema de la Presidencia de Melgarejo, que da el derecho de extracción y puricación de petróleo a súbditos prusianos en el área deTarija. Enero 1867:
Vía Decreto Supremo se reconocen a los hidrocarburos como propiedad del Estado. Enero de 1872:
Diversas exploraciones petrolera realizadas por geólogos alemanes en el Subandino sur del país. 1903:
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Se describen los aoramientos petroleros y bituminosos de Tuichi, Asariamas, Uchupiamonas, Kerosen, Ixiamas, además en varias zonas de provincias del Altiplano de La Paz. 1905:
El empresario Luis Lavadenz obtiene concesiones en las zonas Saipuru y Aguarague, se inician perforaciones en la zona de Cuevo, se afectan zonas naturales de elevada fragilidad. 1910:
Se constituye la empresa “Sindicato del Oriente Boliviano” con una concesión de 545.000 hectáreas en Pirapó, Tacurú y Parapetí. 1912:
1914: Se realizan exploraciones privadas en la región de Espejos. 1914: Se presentan los estudios de C. Hayman sobre yacimientos de petróleo
en Aguarague, Inchuasi e Iñao.
1914: Se llevan a cabo diversas exploraciones de perforación en Charagua,
Saipurú, Lagunillas, Camiri, Choreti, Ipitá, Tatarenda. 1915: Se inaugura la primera renería de kerosene
en Santa Cruz.
La Ley de “Liberalidad” del 24 de enero del gobierno de Gutierrez Guerra, autoriza la contratación de mepresas para la explotación de petróleo sin límite alguno y se concesionan 2 millones de hectáreas para exploración y explotación. 1920:
Se organiza la “STANDARD OIL COMPANY” con capitales tanto extranjeros como nacionales y obtiene el concesionamiento total de más de 2 millones de hectáreas en el sur del país. 1921:
1923: Primer pozo productor en Bermejo (2000 barriles diarios). 1926: Se construye un oleoducto clandestino desde el pozo Bermejo 1 hasta
la Argentina, se acusa a la STANDARD OIL COMPANY.
Las concesiones y propiedades de la STANDARD OIL COMPANY ascienden a 7millones de hectáreas. 1926:
Comienzan los conictos entre el gobierno y la STANDARD OIL COMPANY, ante requerimientos del gobierno sobre información para imposiciones scales. El contrato entre ésta empresa y el Estado, obligaba una regalía neta del 11%. 1927:
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Se agudiza el conicto entre Bolivia y Paraguay, se constatan inuencias de los intereses de las grandes compañías petroleras. 1928:
1932: Estalla la guerra del Chaco, se paralizan los procesos
especialmente en la región del Chaco.
de exploración
Se crea la empresa estatal “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos” YPFB, en el Gobierno de David Toro. 1936:
Se lleva a cabo la primera nacionalización de hidrocarburos con caducidad de concesión y expropiación de la STANDARD OIL COMPANY. 1937:
Bolivia suscribe con Estados Unidos un compromiso mediante el cual la STANDARD OIL COMPANY recibiría 1.700.000 dólares como indemnización a cambio de informes y documentos de la empresa. El Gobierno tuvo que convencer a diversos sectores de la importancia de pagar esa suma a cambio de la compra de minerales por parte de Estados Unidos. 1942:
1944: YPFB construye la renería de Bermejo. 1946: Se proyectan y construyen renerías en 1949: Se inician las operaciones
Cochabamba y Chuquisaca.
del oleoducto Camiri-Cochabamba.
1950: Se descubre en Sanandita el Campo Monos. 1952: Se intensica la cooperación técnica y logística, así como la exploración
en diversas regiones.
Se conrma el descubrimiento del depósito petrolero de Sararenda en el pozo Camiri 32. 1953:
La BOLIVIAN GULF explora los campos Caranda, Río Grande, Palmar, Santa Cruz, Bulo Bulo, Naranjillos, Tatarenda y Lagunillas. 1953:
Se aprueba el Código Petrolero (conocido también como Código Davemport) en el que se establecía un régimen de regalías del 18% para Bolivia. 1955:
Como resultado de los benecios que este código otorgaba a las empresas transnacionales, catorce compañías norteamericanas ingresaron al país de manera inmediata, entre las que se encontraba la Gulf Oil Company.
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1956-1958: Polémico contrato Madrejones en la frontera Bolivia-Argentina,
es dado a la empresa BOLIVIAN OIL COMPANY.
1956: Se construye el oleoducto Camiri-Santa Cruz. 1956: Se pone en marcha
el leoducto Cochabamba-Oruro-La Paz.
1958: Se establece el proyecto de exportación de petróleo al
Brasil.
1959: YPFB entra en crisis y se reducen al mínimo las tareas de exploración
y mejoras.
La empresa SHELL perfora infructuosamente pozos en la llanura beniana. -1960:
-1961: Operan 16 compañías privadas en
Bolivia.
La Empresa GULF perfora sin resultados en el cerro Boya del Subandino del Beni, dejando un fuerte deterioro y pasivos ecológicos. 1962:
1963: YPFB explora en Abapó y Bulo Bulo. 1964: YPFB descubre el campo Tatarenda, antes explorado sin éxito. 1964: Se estudian las
y Uchupiamonas.
estructuras de Madidi, Quiquibey, Charqui, Eslabón
1965: El oleoducto Santa Cruz-Sica Sica-Arica, inicia sus operaciones.
Se inicia la venta de gas licuado (LPG) elaborado en la renería de Cochabamba. 1966:
1966: Se descubren los campos San
Alberto y San Antonio en Tarija.
1966: Declinación natural de numerosos pozos que estuvieron en producción
desde los Años 30.
1967: Se realizan exploraciones profundas en Monteagudo y se
depósitos de gas. Se tienden ductos hacia la Estación Cerrillos. 1968: Se inaugura una nueva planta de gas en
encuentran
Camiri.
Durante el Gobierno de Alfredo Ovando Candia, se produjo la nacionalización de la Gulf Oil Company. Mediante un Decreto Ley que fue impulsado por Marcelo Quiroga Santa Cruz, quien fue ministro de Minas y 1969:
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Petróleo. El responsable del control y toma de los campos petrolíferos de la petrolera fue el general Juan José Torres. Se ratica el contrato de venta de gas a la Argentina y se canaliza apoyo nanciero del Banco Mundial y del Gobierno de España para la mejora de gasoductos y la construcción del gasoducto a la Argentina. 1970:
1970: Se perforan 33 pozos en las zonas
de Camiri, Santa Cruz, Sanandita y Bermejo. Se incorpora la producción de los campos Caranda, Colpa y Río Grande. Se percibe la declinación natural de Camiri, Toro, Camaitindi y Tigre. 1971: Se comercializa petróleo a Chile por un
período de tres meses.
Septiembre 1971: El Banco Mundial y el BID conceden un considerable préstamo al Estado boliviano para el gasoducto Santa Cruz-Yacuiba. Se vuelve a suscribir un contrato subsidiario con la GULF OIL COMPANY. YPFB inicia las exploraciones en la región del Chapare (Sinaota, Ibirgarsama, Chimoré) así como en el Altiplano. La exploración sísmica establece los yacimientos Víbora y Conchi en Santa Cruz. 1971:
1971: Se concluye la primera fase
del gasoducto Camiri-Yacuiba y se inicia la construcción del gasoducto Monteagudo-Sucre. 1972: Puesta en marcha las plantas de gas de Colpa y Río
la exportación de gas a la Argentina. 1972: Se dicta el Decreto Ley 1972: Se inicia la
Grande. Se inicia
10170, General de Hidrocarburos.
perforación exploratoria en el Altiplano (pozo Vilaque).
1972: Se inicia la exportación de gas natural a
la Argentina.
1973: Se descubre en Tarija el campo Caigua. 1973: Se suscriben contratos de operación con
diversas empresas: UNION OIL, MARATHON PETROLEUM, OCCIDENTAL, TOTAL BOLIVIE, para la exploración de Ixiamas, Provincia Ballivián-Beni, Robore-Chiquitos, 1973: Se rman contratos de operación exploratoria con:
TOTAL y UNION en la región del Madidi, prov. Iturralde; PHILIPS PETROLEUM en la región del Chapare-Ichilo; AMOCO en Roboré; BOLIVIAN SUN OIL en el
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Altiplano de La Paz y Oruro; LONE STAR GAS y ANSCHUTS en la región del Isiboro; TEXACO en San Borja y prov. Iturralde. 1974: Contratos de operación exploratoria con:
BOLIVIAN SUN OIL en el Altiplano de La Paz y Oruro, además en Manuripi y Alto Beni - Sud Yungas; HISPANICA DE PETROLEOS en Madre de Dios, Manuripi e Iturralde; BOLIVIAN SUPERIOR OIL en el Altiplano de La Paz; TESORO-ZAPATACANADIAN en Tarija y el Altiplano de Oruro, Gran Chaco, O´Connor. 1974: Se logra un gran crédito del BID para ampliación de las renerías de
Cochabamba y Santa Cruz. 1974: Se inaugura el
gasoducto Monteagudo-Sucre.
Se construye el ramal del oleoducto desde Campo Monos hasta el oleoducto Camiri-Yacuiba y dicho campo entra en producción. 1975:
Se inician las operaciones a cargo de TESORO y OCCIDENTAL en Tita, Porvenir, Vertiente y Escondido. 1976:
1976: YPFB realiza la prospección y perforación de 31 pozos
exploratorios.
AMOCO inicia operaciones de exploración en la provincia Cordillera. 1976:
1976: YPFB descubre los campos Espejos y Cambeiti.
YPFB suscribe contratos ampliatorios de operación con TESORO en el Gran Chaco (La Vertiente) y con OCCIDENTAL en el Chaco de Chuquisaca, Tarija y Santa Cruz. 1977:
1977: Se concluye la ampliación del oleoducto Santa Cruz-Sica Sica-Arica.
YPFB perfora 10 pozos exploratorios en Tiguipa, Vuelta Grandes, Itaguazurenda, Saipuru, Parapetí, El Espino, Tacobo. 1977:
Se inicia la perforación exploratoria del pozo Vuelta Grande, y se descubre el campo Porvenir. 1978:
TESORO descubre el campo Escondido y Suri-Taiguati (productores de gas y condensado). 1979-1980:
1982-1983: Por efecto de la
crisis económica y la reducción de la demanda, YPFB reduce el alcance de sus operaciones y niveles de producción. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Se inicia la construcción del Poliducto Cochabamba-Puerto Villarroel. 1984:
1985: Construcción del
oleoducto Yapacani-Caranda.
Se inaugura la planta de reinyección de gas natural en Vuelta Grande. 1985:
1985: Se conrma la presencia de petróleo y
X-44 en Tarija.
gas natural en el pozo Bermejo
Mediante el Decreto Supremo 21060, se descentraliza YPFB, creando tres empresas subsidiarias dotadas de personería jurídica propia y autonomía de gestión (Empresa Petrolera del Oriente, Empresa Petrolera del Sud y Empresa de Industrialización y Comercialización). 1985:
YPFB descubre tres nuevos pozos de gas en Cascabel, Sirari y Boquerón. 1985:
1986: La deuda externa de YPFB alcanza 158 millones de dólares.
YPFB anuncia que el país cuenta con 5 billones de pies cúbicos de reservas de gas natural 1986:
YPFB asegura el desarrollo de los campos Vuelta Grande, San Roque, Santa Cruz, Cascabel, H.Suarez, Yapacaní. 1986:
Promulgación de la Ley de Hidrocarburos Nº 1194, durante la presidencia de Jaime Paz Zamora, en la que se suscribía con las empresas extranjeras, también llamadas “contratistas”, contratos de operación o de asociación para la exploración y explotación petrolera. Las empresas tenían el derecho de disponer libremente el 50% de la producción y la comercialización y el transporte se realizaba respetando los acuerdos suscritos con YPFB, propietaria de los ductos. 1990:
1992: Bolivia condona a la Argentina 300 millones de dólares provenientes
de facturas pendientes de pago por la exportación de gas. A cambio, el vecino país cancelaba una deuda de 800 millones de dólares originada, principalmente, en el gobierno militar de Luís García Meza (de facto). 1996: Ley de Hidrocarburos Nª 1689 promulgada durante la presidencia de
Gonzalo Sanchez de Lozada, vigente hasta mayo del año 2005, con un régimen de regalías del 18% para Bolivia, al amparo de la Ley de Capitalización Nº 18
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1544 del año 1994, favoreciendo a las empresas transnacionales en contra de YPFB que queda prácticamente excluida de la cadena hidrocarburífera, determinando que la propiedad de la producción de líquidos y gas, en términos nales, le corresponde a las empresas transnacionales. 1996: Capitalización de YPFB con la creación de tres unidades:
1) Unidad de Exploración y Producción: Empresa Petrolera CHACO, adjudicada a PETROLEUM COMPANY y AMOCO BOLIVIAN (valor de capitalización de 306.667.001 $US); 2) Unidad de Exploración y Producción: Empresa Petrolera ANDINA, adjudicada a Empresa Petrolera Andina (valor de capitalización de 264.777.021 $US); 3) Unidad de Transporte: Transredes Transporte de Hidrocarburos, adjudicada a Enron Transportadora, Bolivia Shell y Overseas Holding Ltda. (valor de capitalización de 263.500.000 $US; Total: 834.944.022 $US). Dos meses de promulgada la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 se promulga la Ley 1731 para efectuar un cambio sustantivo en la primera. Este cambio consistió en redenir los campos “Existentes” de manera que sólo quedaran bajo esa denominación, y en esa calidad, las reservas probadas que están en producción; a su vez, las reservas probables en producción pasaron a considerarse como hidrocarburos “nuevos”. Esta decisión afectó principalmente a los mencionados campos San Alberto y San Antonio que, a partir de la Ley Nº 1731, fueron considerados como hidrocarburos “nuevos”. Este sustancial cambio de clasicación de campos, una decisión eminentemente política, tuvo implicaciones signicativas en el sistema tributario que afectó al país y favoreció a la Empresa brasileña PETROBRAS. 1996:
Se promulga el Decreto Supremo Nº 24806 que autoriza la comercialización o exportación de hidrocarburos a las empresas extranjeras. Se aprueba cuatro modelos de contrato de riesgo compartido y se establece en su tercera cláusula, que las empresas petroleras adquieren el derecho de propiedad de la producción que obtenga en boca de pozo, siendo el Estado propietario de las reservas sólo cuando se encuentran bajo tierra, disposición que va en contraposición del art. 139 de la Constitución Política del Estado. 1997:
2002: Con la implementación de la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 proliferan
los contratos de Riesgo Compartido entre YPFB y las empresas petroleras extranjeras para las fases de exploración y explotación hasta llegar, a diciembre de dicho año, a 79 contratos de Riesgo Compartido, con 35 bloques
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para exploración y explotación (4.049.426 Ha equivalentes a 40.294 Km2) y 44 campos de explotación (289.087 Ha equivalentes a 2.891 Km2). Se produce una convulsión social de gran magnitud, en octubre de dicho año, conocida como la “Guerra del Gas”, misma que provoca decenas de muertes y da lugar a reformas estructurales a nivel del sector y la huida del presidente Gonzalo Sanchez de Lozada a Estados Unidos. 2003:
El 17 de octubre, Carlos D. Mesa Gisbert asume la presidencia con la promesa de modicar la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 y convocar a un Referéndum Vinculante sobre el destino de las reservas de gas natural. 2003:
El primero de febrero el presidente Mesa anuncia la Derogación del Decreto Supremo Nº 24806 que entregaba la propiedad de los hidrocarburos a las transnacionales en boca de pozo. 2004:
el 18 de julio se lleva a cabo el Referéndum Vinculante que expresa la decisión del pueblo boliviano en materia de hidrocarburos. 2004:
En fecha 17 de mayo de 2005, se promulga la actual Ley de Hidrocarburos Nº 3058, que establece entre otros aspectos: 2005:
i) Nuevas disposiciones relacionadas con la propiedad de los Hidrocarburos coincidentes con la CPE; ii) La refundación de YPFB; iii) El nuevo régimen económico e impositivo, mucho más justo que el anterior; iv) Las políticas hidrocarburíferas y los principios rectores; iv) El cambio obligatorio de las concesiones para exploración y explotación en contratos de servicio, bajo tres modalidades: producción compartida, operación y asociación; vi) La exportación/industrialización del gas y promoción de su uso masivo; vii) Derechos a la consulta y participación de los pueblos campesinos, indígenas y originarios de manera previa, obligatoria y oportuna; viii) Establecimiento de restricciones, condicionamientos y exigencias en Áreas Protegidas, sitios sagrados y otras áreas de valor natural y cultural, incorporando la Evaluación Ambiental Estratégica como requisito previo a la autorización o concesión para el análisis de su viabilidad en el marco del Desarrollo Integral Nacional Sustentable;
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ix) Conformación de Comités de Monitoreo Socio – Ambiental y disposición de recursos para la scalización (0,5% de la inversión hidrocarburífera); x) Disposiciones para el establecimiento de áreas reservadas a favor de YPFB. En fecha 24 de noviembre, se promulga el Decreto Supremo 28467, en el Gobierno de Eduardo Rodríguez Veltze, a través del cual se reservan a favor de YPFB 11 áreas de interés hidrocarburífero, 4 de las cuales se encuentran al interior de Áreas Protegidas: 2005:
i) ii) iii) iv)
Bloque Madre de Dios en la Reserva Manuripi (500.000 Ha.); Bloque Madidi en el Parque Madidi (242.500 Ha.); Bloque Sécure en la Reserva Isidoro Sécure (723.495 Ha); Bloque Aguaragüe en Parque Aguaragüe (114.375 Ha).
Enero 2006: Se emite el Decreto Supremo 28701 (“Héroes del Chaco”), que nacionaliza los hidrocarburos, por el cual el Estado asume el control de los hidrocarburos y las 10 empresas petroleras que operaban en el país aceptan las condiciones de la nueva Ley. Se promulgan varios Decretos Supremos para implementar la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, entre los que se encuentran: 2007:
i) Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, D.S: 29018 del 31-01-07; ii) Reglamento de Consulta y Participación para Actividades Hidrocarburíferas D.S. 29033 del 16-02-07; iii) Reglamento de Monitoreo Socio Ambiental en Actividades Hidrocarburíferas dentro de TCO´s y Comunidades Campesinas, D.S. 29103 del 23-04-07; iv) Disposiciones y procedimientos para proceso de consulta pública y participación de pueblos indígenas originarios y comunidades campesinas frente a actividades de hidrocarburos, D.S. 29124 del 09-05-07; v) Reglamento de áreas reservadas a favor de YPFB, D.S. 29130 del 1305-07, adicionando 10 bloques a los 11 anteriormente reservados por el D.S: 28466, de los cuales se observa que están vinculados con Áreas Protegidas los siguientes: a) Bloque Madre de Dios en la Reserva Manuripi (500.000 Ha.);
b) Bloque Madidi en el Parque Madidi (242.500 Ha.); Obsrvatoro Abnta lidemA
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c) Bloque Sécure en la Reserva Isidoro Sécure (723.495 Ha); d) Dentro del Bloque Aguaragüe se discriminan “Norte” con 53500 Ha. (en Chuquisaca y Santa Cruz, fuera del Parque Aguaragüe), “Centro” con 49.125 Ha. (en Tarija, dentro el Parque Aguaragüe), “Sur A” con 29.375 Ha. (en Tarija, dentro del Parque Aguaragüe) y “Sur B” con 14.375 Ha. (en Tarija, dentro del Parque Aguaragüe) ; e) Bloque Sanandita en el Parque Aguaragüe con 11.875 Ha. (en Tarija, dentro del AP), haciendo un total de 5.757.202 Ha. reservadas para YPFB en el territorio nacional. 2007: En fecha 11 de julio,
a través de Decreto Supremo 29189, se autoriza la conformación de una sociedad económica mixta entre YPFB y PDVSA Bolivia S.A, para el desarrollo de actividades de exploración en búsqueda de yacimientos de hidrocarburos y explotación de los mismos, con una participación estatal mayoritaria constituida con un paquete accionario a favor de YPFB del 60%. 2007: En fecha 09 de agosto, se
promulga el Decreto Supremo 29226 sobre nuevas áreas reservadas para YPFB en anexo al Decreto Supremo 29130 del Mayo del 2007, en el nuevo decreto se reservan 33 áreas de interés hidrocarburífero de las cuales surge como nueva el Bloque Tuichi Norte bajo operador de REPSOL – YPF en el Parque Madidi con una supercie de 50.000 Ha. Adicionalmente, persisten los otros bloques en APs de acuerdo a Decreto Supremo 29130. 2008: Segunda
etapa de nacionalización con la expropiación indemnizada de CHACO, ANDINA, TRANSREDES y CLHB. En el mes de noviembre, se inician los trabajos de exploración en el Norte de La Paz, en la zona del Bloque Liquimuni. 2008:
Con la Ley 1689 de abril de 1996, se abrió el proceso de la capitalización de YPFB, el proceso es un acápite más en la triste historia de los hidrocarburos en Bolivia. De acuerdo a C. Haglund: “ A mediados de los años 90, el Banco Mundial tomó interés en la industria petrolera de Bolivia, decidieron que el país más pobre de Sudamérica y en grave 22
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estado de crisis económica, no podía aprovechar plenamente su energía potencial y llevar los recursos al mercado global. El Banco mundial presionó entonces a Bolivia para que adopte un camino que juzgaron más moderno y más lucrativo: la capitalización .” De esta forma, la industria petrolera boliviana con YPFB a la cabeza, que efectivamente había ingresado en una crisis por falta de un consistente apoyo estatal, fue entonces desmembrada y repartida a diferentes poderosas corporaciones transnacionales. En términos tributarios, se hizo una reclasicación de campos por la cual los pozos existentes pagan una regalía del 50 por ciento y los nuevos sólo el 18 por ciento.
Entre 1924 y 2003 se descubrieron un total de 88 campos; en total se han perforado 948 pozos en Santa Cruz, 270 en Tarija, 165 en Chuquisaca, 37 en Cochabamba y 30 en otros departamentos (Montes de Oca, 2004). Las empresas capitalizadas hasta el año 1997 habían perforado 382 pozos en 33 campos.
El Panorama antes del 2005 Hasta el año 2002, las reservas de gas natural en los campos existentes eran de 27,36 trillones de pies cúbicos americanos (TCF) probadas (14,8% más que en 2001), 24,93 probables (8,4% más que en 2001) y 24,87 posibles para un total de reservas de 77,16 TCF. En solo cinco años, después de la capitalización de YPFB, las reservas probadas y probables de gas natural aumentaron de 5,69 TCF a 52,29 TCF. El 86% (44,99 TCF) de estas reservas probadas y probables se concentra en los cinco megacampos del Subandino tarijeño (Margarita 13,42 TCF, San Alberto 11,05 TCF, Itaú 9,27 TCF, Madrejones 6,00 TCF, San Antonio 5,25 TCF). Con 39,3% del total, PETROBRAS tenía el mayor porcentaje de reservas de gas natural, seguido de MAXUS BOLIVIA INC con 26,0% y de TOTAL con 19,9%. Esta danza de cifras, probablemente dice muy poco, debido a la susceptibilidad generada en función a la denuncia de que las empresas inaron los montos de reservas para lograr un óptimo posicionamiento de sus paquetes accionarios en las bolsas internacionales. De acuerdo a Humberto Vacaor (La Razón-Siglo XXI) el año 2006, las reservas probadas de Bolivia habían caído a 18 TCF y podían caer a 10 TCF, mientras que las del Perú en Camisea eran de Obsrvatoro Abnta lidemA
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13 TCF y el Brasil ostentaba el record en Sudamérica con 49.7 TCF. A pesar de ello, YPFB en el 2008 se aferraba a la cifra del año 2005, de 48 TCF. El año 2003 se contaba con la siguiente información (La Prensa), los departamentos con mayor cantidad de reservas tanto de gas como de petróleo y condensado son Tarija (con el 87,5% del total de reservas de gas y 81,7% de petróleo y condensado) y Santa Cruz (9,3% gas y 10,1% petróleo y condensado). Luego están los departamentos Cochabamba con 2,0% de reservas de gas y 7,4% de petróleo y condensado y Chuquisaca con 1,3% y 0,8% de petróleo y condensado. Los campos con mayores reservas de líquidos y gas natural se encuentran en Tarija y son: Margarita, San Alberto, Sábalo, Itaú (Montes de Oca, 2004). El año 2001 PETROBRAS perforó el pozo Sábalo X1 descubriendo reservas comerciales de gas, en tanto que MAXUS el año 1999, descubrió un nuevo campo productor de gas en el pozo Margarita X1. En Tarija, los megacampos de gas natural estaban repartidas entre las empresas petroleras de la siguiente manera (IDR CIAC, 2002: Foro del Sur): l
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De los cinco megacampos gasíferos solamente dos, San Alberto y San Antonio (ambos operados por PETROBRAS) tenían mercado. Basados en contratos bilaterales entre Bolivia y Brasil, suministraban por el gasoducto Río Grande-Puerto Suarez, volúmenes diarios de entre 250 y 460 MM de metros cúbicos al Brasil. El campo Itaú, operado por TOTAL, no tenía ninguna asignación. El campo Margarita, a cargo de REPSOL YPF, a partir de 2002 tenía asignados volúmenes que varían desde 21,39 hasta 44,09 MM de pies cúbicos por día.
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Empresas Responsables Hasta el Año 2005 Chaco Sa. Andina Sa. Maxus Bolivia Inc. Pluspetrol Boliva Corp. Vintage Petroleum Bolivia British Gas Petrobras Sa. Pecom Energia Matpetrol Dongwon Total Ep Canadian Energy
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Campos Petroleros y Gasíferos Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas Productores Reservas
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Número
Departamentos
10 10 10
Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija
8 5 1 3 7 4
4 2 2
2
2
1
1
1
Santa Cruz Santa Cruz y Chuquisaca Tarija, Santa Cruz Tarija, Santa Cruz Tarija Tarija Santa Cruz Santa Cruz, Tarija Santa Cruz Tarija Santa Cruz
Tabla 1 - Empresas que participaban en operaciones de exploración y explotación hidrocarburífera hasta el año 2004 (Fuente: modicado de Montes de Oca, 2004)
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Hasta el año 2004, trabajaban en Bolivia un total de 22 empresas, en diversas partes de la cadena productiva: (Montes de Oca, 2004): 1. anDina sa 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
BG BOLIVIA CORPORATION CANADIAN ENERGY DONG WONG CORP. cHacO sa
MATPETROL SA MOBIL BOLIVIANA PAN AMERICAN ENERGY PECOM ENERGIA 10. PETROBRAS 11. PetrOleX 12. PlUsPetrOl 13. REPSOL YPF 14. tecPetrOl 15. tOtal 16. VINTAGE PETROLEUM 17. sHell 18. transreDes 19. transierra
20. AIRBP 21. CHLB 22. EMPRESA BOLIVIANA DE REFINACION
La Nacionalización La nacionalización de los hidrocarburos, que empezó a ser delineada en el referendum del año 2004, culminó con la emisión del Decreto Supremo 28701 (“Héroes del Chaco”), de nacionalización de los hidrocarburos el año 2006, situación que signicó en los siguientes meses un vendaval de argumentaciones y críticas a favor y en contra. Las posiciones más radicales armaban que no hubo tal nacionalización, de cualquier forma 26
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el Estado asumía el control de los hidrocarburos y las 10 empresas petroleras que operaban en el país aceptaron las condiciones de la nueva ley. En tanto que YPFB buscaba potenciarse para su refundación y hacer sociedad con las rmas, esto implicaba que las petroleras debían aceptar las condiciones del Estado al amparo de los nuevos contratos petroleros que preveían una duración de entre 23 y 30 años. Las empresas aceptaron entregar el 82% de los ingresos al país e invertir 2 mil millones de $US. En los anteriores contratos (antes del 2006) existía una tasa tributaria muy baja, que fue reemplazado por el “Goverment take” (participación del Estado en el negocio) vía IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos), regalías que irán al Tesoro General de la Nación (TGN) y a las regiones. Quedaba una participación para YPFB, después de pagar regalías e impuestos, además de recuperar costos y amortizaciones de los bienes que son depreciados Al respecto, el CEDLA (alerta laboral 04/07) realizaba una dura crítica al transfondo del proceso de nacionalización referido a los contratos petroleros, los cuales transferían de forma absoluta los riesgos de inversión (p.e. costos de personal, costos de materiales, diferencias de cambio, protección al medio ambiente y seguridad industrial, seguros, depreciación de activos jos, etc.) a YPFB, al reconocer la totalidad de los gastos de las empresas o “ costos recuperables ” y mantener el incentivo de la recuperación acelerada de las inversiones, aspecto que ya guraba en la anterior Ley de Hidrocarburos (1689). De esta forma, los contratos aseguran, para las empresas petroleras, la ventaja de permitir una rápida monetización de las reservas probadas existentes, para lo cual el gobierno se ven en cierto modo, forzado a asegurar mercados de exportación (caso Brasil y Argentina) y solo de esta forma se podía aanzar las inversiones de las empresas. En otras palabras, las empresas petroleras pagan el Impuesto al Valor Agregado (IVA), el Impuesto de Transacciones (IT) y le Impuesto de Utilidades al Exterior (IRUE), pero son devueltos como “costos recuperables”. En el fondo, según el CEDLA, los “costos recuperables” devuelven todo a las petroleras, quedando en entredicho el corazón de la nacionalización. Sin embargo, el IDH, regalías y el Impuesto a la Utilidad de las Empresas no ingresan en los costos recuperables. Obsrvatoro Abnta lidemA
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El resultado nal fueron 44 polémicos contratos rmados en abril del 2007 con 17 operadoras transnacionales. También se ha argumentado que el proceso no implicó una recuperación, sino de una compra que hacía YPFB de las empresas, por ejemplo llegando a conciliar con PETROBRAS un precio de $us 112 millones, pagaderos en dos cuotas y en especie (gas). El 11 de junio del 2007, con un primer pago, la empresa YPFB Renación se hace cargo de las plantas de Palmasola y Valle Hermoso. La intensidad de las inversiones de las empresas petroleras comenzó a reducirse ya en el año 2002, en respuesta a los conictos sociales derivados de la “Guerra del Gas”. En previsión a los cambios sociales, políticos y económicos iniciados el año 2006, las inversiones relacionadas a la exploración y producción de los campos decrecieron aún más. Con los procesos de nacionalización y la formulación de los nuevos términos y contratos y a pesar de los compromisos asumidos, el ritmo de las inversiones petroleras se estancaron al amparo del temor-precaución de las empresas ante las políticas reivindicatorias del gobierno del MAS. Las conclusiones de la auditoría técnico nanciera encargada por el Ministerio de Hidrocarburos en año 2007, concluyeron que hubo incumplimiento y falsedad ideológica en los compromisos de inversión y aspectos impositivos, por parte de varias empresas petroleras capitalizadas que fungían como socias de YPFB. En el caso del petróleo y sus derivados, se ha aducido que la política de no inversiones por parte de las empresas, obedeció también al precio congelado del barril de petróleo en el país (27 $US) desde el año 2002, en tanto en el mercado internacional llegó, a pesar de los altibajos, a superar los 100 $US. Esta situación se mantuvo hasta nes de Octubre del 2008, cuando en menos de dos meses el precio del barril bajó catastrócamente hasta 43 $US (mediados de Diciembre). En el caso de la producción de gas, donde las inversiones también se estancaron, los precios de exportación al Brasil y la Argentina están indexados directamente al precio internacional del petróleo (vía GSA o Gas Supply Agrement), a pesar de ello, las negociaciones para acordar precios de venta a los países importadores que son Brasil y Argentina, siempre han sido dicultosas y desventajosas para el país. Se ha criticado mucho
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el hecho de que la Argentina venda gas a Chile (en gran parte gas boliviano) al doble de precio por unidad BTU del comprado a Bolivia. Un elemento que ha sido relacionado con la falta de inversiones, es el descenso crítico en la producción de gas y petróleo o sus derivados, lo cual ha signicado un constante incumplimiento de las cuotas de importación de gas al Brasil y a la Argentina: 30 MMCD al Brasil y 27 MMCD a la Argentina, existiendo hasta en más de un 80% de décit, así como etapas de desabastecimiento al mercado interno. La ausencia de inversiones para incrementar la producción de crudo y la ausencia e insuciencia de procesos de transformación, nos hace dependientes de crecientes importaciones de carburantes (diesel, incluso gas licuado), lo cual ha ocasionado una carencia marcada.A esto se suma la política de subvención de los carburantes, lo cual signica que que sean muchos más baratos que en los países vecinos, estimulando el contrabando de carburantes a gran escala. También la carencia e incertidumbre en la provisión de carburantes, ha dado lugar a que el sector agroindustrial soyero-oleaginoso, aproveche la oportunidad para iniciar campañas en favor de los agrobiocombustibles, como una alternativa “sostenible”. En todo esto, tanto YPFB como la Superintendencia de Hidrocarburos, recibieron fuertes críticas por el mal manejo de la situación y la insuciencia institucional que presentaron.
La Reundación de YPFB El Decreto Supremo “Héroes del Chaco” del 2006, abre la intervención de YPFB en calidad de socia en las empresas de exploración y explotación CHACO y ANDINA y las de transporte, almacenaje y renación: TRANSREDES, CLBH y PETROBRÁS REFINACIÓN BOLIVIA, respectivamente. Este Decreto Supremo indica que las empresas que operan en el país están obligadas a entregar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) toda su producción, será la empresa estatal petrolera quien comercializará esos recursos en el país y tendrá a su cargo los convenios de exportación. El Decreto también obliga a las empresas petroleras a suscribir nuevos contratos, estableciendo un régimen de regalías del 82% en favor del Estado boliviano. Obsrvatoro Abnta lidemA
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De esta forma, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se refunda como empresa autárquica de derecho público, bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos, constituida por un Directorio, un Presidente Ejecutivo y dos Vicepresidencias (una de Administración y Fiscalización y la otra Operativa). YPFB se encarga de negociar y administrar los contratos petroleros; scalizar las actividades de exploración y explotación, scalizar la producción de hidrocarburos en calidad y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones; administrar el Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH); operar y/o participar en todas las actividades de la cadena productiva por o mediante conformación de sociedades; y negociar la conformación de sociedades de economía mixta, entre otros. Según el Art. 3 del Decreto Supremo 29130 de mayo del 2007 (Reglamento de áreas reservadas), las actividades de exploración y explotación en las áreas reservadas a favor de YPFB podrán realizarse de manera directa, aprobados por su Directorio sobre la base de la viabilidad técnica, económica y nanciera del proyecto, o en asociación, mediante la conformación de Sociedades de Economía Mixta – SAM, donde YPFB tenga como mínimo el 50% + 1 de participación accionaria, y el control de la gestión y administración de la empresa, previa aprobación del Directorio de YPFB; en este último caso se suscribirá un “Contrato de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas”, cuyos aspectos generales serán establecidos por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Este contrato, una vez suscrito, deberá remitirse para su aprobación al Poder Legislativo, en cumplimiento al Art. 59 de la Constitución Política del Estado. Un aspecto importante a considerar es que el citado contrato deberá establecer que el socio de YPFB deberá transferir tecnología a favor de la SAM, así como capacitar a su personal y al de YPFB. Para la exploración y explotación en áreas de contrato, el Poder Ejecutivo - mediante un Decreto Supremo - dividirá el territorio nacional en parcelas para la conformación de áreas de contrato. Las áreas libres (parceladas) serán adjudicadas mediante licitación pública internacional, excluyendo las áreas reservadas para YPFB, tanto en las zonas declaradas tradicionales como no tradicionales.
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El 2008 la empresa estatal petrolera YPFB, a raíz de la segunda etapa de la nacionalización, puso en marcha su nueva estructura organizativa dentro de la cual creó dos Super Gerencias Nacionales de Planicación y otra del Programa- de Trabajos y Presupuesto, las cuales tendrán tuición directa y el control de las petroleras, especialmente de las capitalizadas a partir del 1 de mayo, plazo jado por el gobierno para adquirir el 51% de las capitalizadas. La nueva estructura de YPFB el año 2008, comprendía: la Vicepresidencia de Operaciones; en Villamontes, la Vicepresidencia de Fiscalización y Contratos, mientras que la Gerencia de Ductos queda en Sucre; la de industrialización en Cochabamba; la de Exploración en Camiri y la de Comercialización en La Paz. De acuerdo a la Nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058, existe una Autoridad Competente y un Ente Regulador. La Autoridad Competente es el Ministerio de Hidrocarburos que elabora, promueve y supervisa (evalúa y controla) las políticas estatales en materia de hidrocarburos, norma y supervisa el cumplimiento de las disposiciones legales, determina el precio de los hidrocarburos, establece la política de precios y la política de exportación, entre otras atribuciones establecidas por Ley. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se refunda como empresa autárquica de Derecho Público, bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos constituida por un Directorio, un Presidente Ejecutivo y dos Vicepresidencias (una de administración y scalización y la otra operativa). YPFB se encarga de negociar y administrar los contratos petroleros, scalizar las actividades de exploración y explotación, scalizar la producción de hidrocarburos en calidad y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones, administrar el Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH), operar y/o participar en todas las actividades de la cadena productiva por sí o mediante conformación de sociedades, negocia la conformación de sociedades de economía mixta, entre otros. El Ente Regulador es la Superintendencia de Hidrocarburos que se encarga de regular las actividades de transporte, renación, comercialización de productos derivados y distribución de gas natural por redes, protege los derechos de los consumidores, otorga concesiones, Obsrvatoro Abnta lidemA
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licencias y autorizaciones, otorga permisos para la exportación de hidrocarburos, autoriza la importación de hidrocarburos, lleva un registro nacional de las personas individuales y colectivas que realicen actividades hidrocarburíferas, aprueba tarifas y ja precios, vela por el cumplimiento de los derechos y obligaciones de las entidades sujetas a su competencia, requiere información, datos, contratos y otros que considere necesario, aplica sanciones económicas y técnicas administrativas entre otras. La Cámara Boliviana de Hidrocarburos es una entidad corporativa privada que agrupa un total de 63 empresas asociadas (www.cbh.org.bo), comprende 12 empresas “upstream”, entre las que guran las liales de REPSOL, PLUSPETROL, MATPETROL, ANDINA, BG, PETROBRAS, TECPETROL; 11 empresas en el “downstream”, entre las que destacan PRODIMSA, REPSOL-YPF-GAS, TRANSIERRA, GTL, CLHB, CHEVRON, TRANSREDES; 40 empresas en el rubro de servicios y suministros y 24 empresas en el rubro de servicios auxiliares.
Clasicación de las Actividades del Sector Fuente: coello, 2007 Según la Ley Nº 3058, las actividades hidrocarburíferas se clasican en: Exploración
Se entiende por exploración el reconocimiento geológico de supercies, levantamientos aerofotogramétricos, topográcos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro trabajo tendente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área o zona geográca. Explotación
La explotación, se reere a la perforación de pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de recolección, construcción e instalación de plantas de almacenaje, de procesamiento y separación de líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada y toda otra actividad en el suelo y en subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de hidrocarburos. Renación e industrialización 32
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La renación se remite a los procesos que convierten el petróleo en productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, paranas, asfaltos, solventes, gas licuado de petróleo (GLP) y los subproductos y productos intermedios que generan dichos procesos. La industrialización comprende las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los procesos industriales y termoeléctricos que tienen por nalidad añadir valor agregado al gas natural: petroquímica, transformación de gas a líquidos (GTL), producción de fertilizantes, urea, amonio, metanol y otros. Transporte y almacenaje El transporte es la actividad que consite en el traslado de hidrocarburos, productos renados de petróleo y GLP de un lugar a otro por medio de ductos, utilizando instalaciones complementarias. Se excluye de esta denición la distribución de gas por redes y líneas de recolección. Almacenaje es la actividad que se realiza para acumular hidrocarburos, productos renados de petróleo y GLP en tanques estacionarios para su comercialización. Comercialización En esta actividad, se discrimina la comercialización de productos resultantes de la explotación (que implica la compra-venta de petróleo, gas natural, GLP de plantas y otros hidrocarburos, medidos en el punto de scalización) de la comercialización de productos renados de petróleo e industrializados (que implica la compra-venta de productos resultantes de los procesos de renación de petróleo e industrialización). Distribución de gas natural por redes En esta actividad se desarrolla el aproviosionamiento de gas natural, en calidad de servicio público, a los usuarios del área de concesión, además de construir las redes, administrar y operar el servicio. Adicionalmente, la Ley Nº 3058, en su artículo 33 discrimina de las actividades hidrocarburíferas los trabajos de reconocimiento supercial, consistentes en estudios topográcos, geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica y perforación de pozos para nes geofísicos, en áreas bajo contrato o en áreas libres, previo permiso del Ministerio de Hidrocarburos, sin conceder derecho alguno al ejecutante para suscribir contratos hidrocarburíferos.
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Complementación de la Reestructuración del Sector En enero del 2007, en el marco del contrato de compra venta suscrito entre YPFB y Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), nueve de las doce compañías petroleras que operaban en el territorio nacional, presentaron sus propuestas para participar en la Asignación de Volúmenes de Gas Natural para Exportación a la República Argentina. Las empresas que presentaron sus propuestas para invertir en el desarrollo de campos fueron: DONG WON, CANADIAN ENERGY, PLUS PETROL, VINTAJE, CHACO, PETROBRAS, TOTAL, REPSOL YPF y BG (BRITISH GAS). Debían cubrir la demanda argentina de 7,7 millones de metros cúbicos diarios de gas para el año 2007, de 16 millones para los dos siguientes (2008 y 2009) y de 27,7 millones para el periodo 2010-2026. Hasta marzo del 2007, los representantes de ocho empresas petroleras rubricaron los contratos (PETROBRAS BOLIVIA, PETROBRAS ENERGA, TOTAL, REPSOL YPF, BRITISH GAS (BG), CHACO, ANDINA, entre las más importantes). Como resultado de esto, TOTAL controlaba entonces los megacampos petroleros San Alberto y San Antonio, junto a PETROBRAS, ANDINA y REPSOL YPF. En agosto del 2007, se anunciaba que YPFB-PETROANDINA SAM, invertiría 600 millones de dólares en operaciones de exploración en el Norte de La Paz, en tanto que a nes del 2007 se hizo conocer la intención de que la empresa estatal YPFB y PETROBRAS conformaran una empresa mixta para explorar cuatro áreas reservadas de YPFB: Astillero, Carohuaicho, Cedro y Huacareta. La segunda etapa de nacionalización se dió en cumplimiento del Decreto Supremo 28701 del 1 de mayo de 2006, que establecía la nacionalización de los hidrocarburos y del Decreto Supremo 29486 del 26 de marzo, que jaba como plazo para recuperación del 50 por ciento más uno de las acciones hasta el 30 de abril. De esta forma, el Gobierno Boliviano recuperó la mayoría accionaria (50% más uno) de tres petroleras capitalizadas (CHACO S.A., TRANSREDES, ANDINA) y el cien por ciento de la privatizada Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB) que operaba con capitales peruanos y alemanes. 34
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Esto se efectivizó el 1 de mayo del 2008 a partir del el Decreto Supremo No. 29541. Se logró un acuerdo de compra y venta con la petrolera ANDINA del consorcio, por 6 millones de dólares para que el Estado boliviano tenga el 50 por ciento más uno de las acciones. Solamente los ejecutivos de la petrolera ANDINA del grupo hispano argentino REPSOL YPF, aceptaron transferir el 1,8 por ciento de sus acciones por más de seis millones de dólares para que el Estado Boliviano tenga el 50 por ciento más uno del paquete accionario, tras este acuerdo, YPFB y REPSOL YPF compartirán la administración y la explotación de 20 campos de gas, entre ellos los dos más grandes que son San Alberto y San Antonio. El Estado tenía el 48 por ciento de participación en ANDINA (la lial de REPSOL en Bolivia) y CHACO, en TRANSREDES 34 por ciento y en CLHB nada. Este proceso signicó una erogación de 43.137.417 dólares, monto proveniente de los recursos de YPFB y de un deicomiso del Tesoro General de la Nación. En el proceso de “nacionalización” en mayo del 2006, REPSOL declaró no aceptar el proceso en concordación con la insatisfacción del gobierno Español, la relación REPSOL-Gobierno no era buena. A inicios del 2006, el propio ministro Carlos Villegas, denunció a la empresa de haber cometido actos ilegales en Bolivia, alegando un presunto contrabando de petróleo (Energy Press, octubre, 2008). ANDINA operaba en 18 campos petroleros, además de dos megacampos San Alberto y San Antonio a través de la participación, de PETROBRAS, con el 35 por ciento, de TOTAL con 15 por ciento y de ANDINA con el 50 por ciento (donde es parte REPSOL y YPFB), mientras que CHACO operaba en 18 campos petroleros en las áreas de exploración y explotación, los mismos que generan gas natural y crudo condensado. La empresa CHACO se constituyó en marzo de 1994 y fue capitalizada en abril de 1997 por la sociedad AMOCO NETHERLANDS PETROLEUM COMPANY, que transrió sus acciones a AMOCO BOLIVIA OIL AND GAS AB y que a su vez vendió su participación a la británica BP. CHACO que era la principal productora del Gas Licuado de Petróleo (GLP) y abastece al mercado nacional. Por su parte, TRANSREDES era propietaria y operaba más de 3.000 kilómetros de gasoductos y cerca de 2.700 kilómetros de oleoductos. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Adicionalmente, prestaba servicios de operación y mantenimiento a GAS TRANSBOLIVIANO SA y a GASORIENTE BOLIVIANO LTDA. La compañía también administraba la Terminal Marítima de YPFB en Arica, Chile. A partir del 2 de junio de 2008, el Estado pasó a controlar el 97 por ciento de las acciones de TRANSREDES con la nacionalización del paquete accionario de TR Holdings en esta empresa, e inició un ciclo de conversaciones amigables con SHELL GAS con relación a sus inversiones. En septiembre del 2008, el Gobierno del MAS y la compañía SHELL GAS LATIN AMÉRICA BV (SGLA) suscribían el contrato transaccional con lo que el Estado consolidaba la nacionalización de TRANSREDES, después de un proceso de negociación amistosa. Según algunos analistas del sector, el gobierno llegó a un acuerdo con REPSOL, pero no con las demás empresas y por tanto se trata de una expropiación (no una nacionalización), que es una venta obligatoria en la que el gobierno dene el monto de indemnización. En este sentido, el gobierno, obligó a la venta de acciones de las empresas capitalizadas, CHACO y TRANSREDES y de la Compañía Logística de Hidrocarburos de Bolivia (CLHB), porque no se pudo llegar a un acuerdo para recuperar el control en las mismas. En cambio con la empresa hispano-argentina REPSOL se rmó un acuerdo en el que el Estado boliviano tiene garantizados el 50% más uno de las acciones en ANDINA, logrando el control en ésta a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). También se sostiene, en círculos de opinión, que el convenio rmado por el Gobierno con REPSOL no es de gran importancia, ya que los campos petroleros a los que se tendrán acceso ya fueron explotados y no tienen mucho valor, mientras que los campos más importantes son operados por PETROBRAS (mega campos San Antonio y Sábalo). De cualquier forma, y pese a los malos antecedentes de REPSOL no solo en lo ambiental, como se verá más adelante, sino también en lo administrativo, el 15 de octubre del 2008, YPFB y REPSOL YPF, rmaron un convenio de participación de acciones y previsión de inversiones al 2009, con lo cual se diluyen las incertidumbres sobre el retiro de REPSOL de Bolivia. (Energy Press, Oct.2008). 36
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En julio del 2007 se anunciaba la perforación exitosa del pozo HuacayaX1 en Chuquisaca, por la empresa REPSOL YPF, en el mismo lineamiento geológico que el campo Margarita, mientras que a nes del 2008 PETROBRAS avanzaba en la perforación del pozo gasífero Ingre x-1 (bloque Entre Ríos). Mientras tanto YPFB-PDVSA en octubre del 2008 anunciaron el inicio de acciones exploratorias en Campo Víbora (Santa Cruz) y el Norte de La Paz. Después de estos antecedentes, se puede llegara a la conclusión de que el panorama de las operaciones, ingresos y salidas de empresas petroleras desde nes de los años 80, ha sido especialmente confusa en virtud a las múltiples alianzas, creación de subsidarias y establecimiento de contratos de operación entre empresas.
La Extracción Petrolíera y Gasíera Fuentes: c ámaRa boliViana De hiDRocaRbuRos 03/10/08; m.e.aRenas (2008) El primer punto para dar paso a la producción de gas o petróleo, es tener un pozo productor, que previamente ha tenido una conrmación de reservas. La perforación en sí se realiza con taladros especiales llamadas torres de perforación. Después de concluída la perforación del pozo se procede al bajado y cementado de la cañería de revestimiento o entubado del pozo conocida con el nombre de Casing, este revestimiento permite la estabilización del mismo y la jación de la cañería dentro del pozo en el que uirá el hidrocarburo. Luego se inicia la etapa de terminación del pozo, para este efecto se corren registros eléctricos de fondo de pozo y otros procesos para determinar las profundidades donde se encuentran los niveles productores de interés. Después de identicar estos puntos; se realizan oricios en el Casing con explosivos especiales en las zonas necesarias, para permitir al hidrocarburo uir a la supercie. Se baja la tubería de producción hasta el fondo el pozo conocida con el nombre de Tubing, que es la cañería por donde uye la producción, posteriormente se instala el “árbol de producción” en boca de pozo, que son válvulas que regulan el ujo cuando es necesario y se realizan pruebas de producción con el ujo de gas / petróleo en forma ascendente. Si las pruebas son positivas se interconecta el pozo con una línea de producción al Colector de Campo, en donde concurren otros pozos del campo, y nalmente este se interconecta a la Planta o Batería de separación primaria.
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Las plantas que permiten separar el hidrocarburo del agua o del gas son de dos tipos principales: baterías que son plantas de separación simple entre el agua y el petróleo en tanques y las segundas que son plantas de procesamiento de gas que separan el condensado de petróleo del gas y el agua. Las plantas de procesamiento a su vez pueden ser plantas de gas con un módulo de criogénico o no. Este módulo es el que permite separar el gas húmedo extrayendo del mismo el GLP. Debido a que en muchas instancias los hidrocarburos no uyen a la supercie por cuenta propia existen métodos articiales de extracción a través de bombeo mecánico e hidráulico. La extracción se realiza con bombas mecánicas en el fondo del pozo y por bombeo Hidráulico (Hydraulic Pump) que consiste en la extracción por inyección de algún uído que arrastra el hidrocarburo deseado. El bombeo Electro Sumergible (Electro Submersible Pump) implica la extracción con bombas eléctricas en el fondo del pozo, mientras que el “Gas Lift” (G.L.), o sistema de inyección de gas, permite levantar el líquido del fondo a la supercie. El “Plunger Lift” (P.L.) es un sistema de pistón que transporta uído desde el fondo a la supercie varias veces por hora. La corriente que sale del pozo, en su recorrido desde la formación hasta la boca del pozo, sufre los efectos de la vaporización y la condensación debido al descenso de la temperatura y a las pérdidas de presión en la tubería. En general se puede armar que un pozo surgente, tiene en supercie una corriente de dos fases: gas y líquido y puede existir además agua en estado líquido. Por ello el paso inicial en el tratamiento de una corriente gasífera consiste en separar el gas del líquido en unidades convencionales de separación. La mezcla de petróleo/condensado, gas natural y agua de formación proveniente de varios pozos se unen en una llave de control de ujo conocido como “manifold” que unica la corriente de los pozos para entrar a las plantas. De esta manera al llegar a la planta o batería de separación se inicia la primera etapa, donde se separa el gas de los líquidos, este gas es enviado a la planta de procesamiento de gas, los líquidos auentes del separador de primera etapa, se pasan a través del separador de segunda etapa, donde se separa el petróleo y condensado del agua de formación, ambos elementos son enviados a la torre o columna de estabilización siguiendo normas internacionales (Normas API) para acondicionarlo antes de su almacenamiento y transporte a las renerías mediante bombeo por oleoducto.
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El agua de formación recuperada del sistema de separación es tratada químicamente para el control bacteriano, eliminación de oxígeno, adición de inhibidores de corrosión e incrustación, posteriormente es almacenada en tanques presurizados para evitar su contacto con el medio ambiente y posteriormente, mediante bombas, es inyectada nuevamente a través de los pozos inyectores hacia los reservorios de donde provino para completar el ciclo de recuperación. El gas remanente de esta separación contiene una fracción de hidrocarburos condensables (GLP y Gasolina Natural), además de tener un contenido de agua de formación con alto punto de rocío lo cual es inconveniente para su transporte y comercialización. Debido a la producción de condensaciones en las cañerías de transporte, éstas pueden llegar a bloquearce, especialmente cuando a esto se añade la formación de hidratos, por lo que es necesario someter al gas a tratamientos de extracción de los hidrocarburos pesados y de agua que garanticen una buena transmisión, además de proporcionar los benecios consiguientes con el aumento de la cantidad de líquido recuperado.
Zonas de Operaciones Hidrocarburíeras y Gasíeras Las zonas de actividades petroleras y gasíferas en Bolivia se han dividido en la zona tradicional hidrocarburífera, localizada hacia el sur del país (Subandino y Chaco) y la zona no tradicional en el resto de zonas productivas o en exploración en el país (mapa 1). Región
Subandino Sur
Número de Campos-Pozos
Nº campos
9
Nº de pozos en producción
86
Nº campos
11
Nº de pozos en producción
74
Llanura Sur (Chaco)
Campos más Representativos Camiri, Monteagudo, Sábalo, San Alberto, Tatarenda Escondido, Madrejones, Porvenir, Villamontes, Vuelta Grande
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Nº campos
11
Llanura Centro (Santa Cruz) Boomer Chapare
Nº de pozos en producción 152 Nº campos
11
Nº de pozos en producción
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Caranda, Naranjillos, Palmar, Río Grande, Víbora, Yapacani Bulo Bulo, Carrasco, Patujuzal, Surubí
Tabla 2 -Número de campos y pozos de producción petrolera y gasífera según regiones del país.
La zona con mayor número de campos de producción, es claramente la Llanura Centro de Santa Cruz, seguida del Subandino Sur. La tabla 3 muestra el elevado número de campos petroleros y gasíferos, la mayor parte de estos se encuentran en condición de reserva y producción. Campos Bermejo
Tipo de Región Estado Ubicación producción
Año descubr.
Empresa hasta el 2004 YPFBPluspetrol
SA-S
cP
TJ
P, G, C
1924-1986
Sanandita SA-S
a
TJ
P
1926
Camiri
SA-S
cP
scZ
P
1927-1953
Camaitindi
SA-S
a
CHQ
P
1931
Guairuy
SA-S
cP
scZ
P
Toro
SA-S
cP
TJ
P
1954
Los Monos
SA-S
a
TJ
P-G
1955
McCarthy
Buena Vista
SA-S
a
CHQ
P
1956
YPFB
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- YPFB – Andina --
1947-1990 YPFB – Andina YPFB Pluspetrol cHacO
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Barredero
SA-S
r
TJ
P
1963
YPFB Pluspetrol
Tatarenda
SA-S
cP
scZ
P
1964
YPFB Matpetrol
Tigre
SA-S
r
TJ
P
1966
YPFB Pluspetrol
Monteagudo
SA-S
cP
CHQ
P,G,C
1967
YPFBMAXUS
San Alberto
SA-S
cP
TJ
P,G,C
1967-2000 YPFB Petrobrás
Caigua
SA-S
r
TJ
P,G,C
1973-1980
Cambeiti
SA-S
a
scZ
P
1976
Huayco
SA-S
cP
TJ
G
1982
YPFB Pluspetrol
Churumas
SA-S
r
TJ
G
1994
YPFB
Palo Marcado
SA-S
r
TJ
C,G
1995
tesOrO
Ibibobo
SA-S
r
TJ
C,G
1996
tesOrO
Margarita SA-S
cP
TJ
G,C
1999
MAXUS
Sábalo
SA-S
cP
TJ
G,C
2002
Petrobrás
Itaú
SA-S
r
TJ
G,C
2002
tOtal
San Telmo
SA-S
r
TJ
G,C
1960
YPFB Pluspetrol
Madrejones
lls
cP
TJ
P,G,C
1959-2001
BOC Pluspetrol
YPFB MAXUS YPFB
cHacO
cHacO
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La Vertiente
lls
cP
TJ
P,G,C
1977
Ñupuco
lls
cP
TJ
G,C
1977-1985
Vuelta Grande
lls
cP
cH
G,C
1978
Porvenir
lls
cP
cH
G,C
1978
OXY Vintage
El Espino
lls
a
scZ
G,C
1979
YPFB
Escondido
lls
cP
TJ
G,C
1980
TESOROBG
Taiguati
lls
cP
TJ
G,C
1981
TESOROBG
Los Suris
lls
cP
TJ
G,C
1981
TESOROBG
San Roque
lls
cP
TJ
G,C,P
1981
Tacobo
lls
r
scZ
G,C
Villamontes
lls
cP
TJ
G,C
1987
YPFB Matpetrol
Chaco Sur
lls
cP
TJ
G
1999
Vintage
Tajibo
lls
r
TJ
G,C
2002
Pluspetrol
Itatiqui
lls
r
scZ
G,C
2001
MAXUS
Caranda
LL-SC
cP
scZ
P,G,C
1960-1999
BOGOC Petrobrás
Colpa
LL-SC
cP
scZ
P,G,C
1962
BOGOC Petrobrás
42
Obsrvatoro Abnta lidemA
TESOROBG YPFB Vintage YPFB
cHacO
YPFB
cHacO
YPFB 1982-2002 Pluspetrol
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Río GranLL-SC de
cP
scZ
G,C
1962
Palmar
LL-SC
cP
scZ
P,G,C
1964-1999
BOGOC DongWong
Santa Cruz
LL-SC
a
scZ
G,C
1964-1984
BOGOC YPFB
Naranjillos
LL-SC
cP
scZ
G,C
1964-2000
YPFB Vintage
La Peña
LL-SC
cP
scZ
P,G,C
Yapacani
LL-SC
cP
scZ
G,C,P
1968-1992
BOGOC Andina
Enconada LL-SC
r
scZ
G,C
1972
YPFB Andina
Palometas LL-SC
r
scZ
G
1973
YPFB
Santa Rosa -W
LL-SC
r
scZ
G
1973
YPFB
Santa Rosa
LL-SC
r
scZ
G
1971
YPFB
Palacios
LL-SC
r
scZ
G
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YPFB
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YPFB
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1978
YPFB Pluspetrol
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1982
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1985
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BOGOC Andina
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1985
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1985
YPFB Andina
Víbora
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1988-1989
YPFB Andina
Patutju
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1989
YPFB Andina
San IgnaLL-SC cio
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1990
YPFB Andina
Cobra
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1991
YPFB Andina
Junín
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1991
YPFB Andina
Puerto Palos
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1992
YPFB Andina
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1992
YPFB Andina
Los PenoLL-SC cos
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1999
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2001
Andina
Los Sauces
LL-SC
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2001
Andina
El Dorado LL-SC
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1999
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YPFB
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1964-1993
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1992
YPFB
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1992
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2002
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1996
MAXUS
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MAXUS
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1993
YPFB
Patujuzal
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YPFB
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YPFB
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1991
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TJ Tarija SCZ Santa Cruz CHQ Chuquisaca CBBA. Cochabamba PND Pando
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P petróleo G gas C condensado de petróleo
Tabla 3 - Tabla 3. Ubicación de los campos de operación hidrocarburíferas en el país, hasta el año 2004 (Fuente: modicado de Montes de Oca, 2004)
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Todas las áreas de interés hidrocarburífero excepto aquellas reservadas a YPFB serán adjudicadas mediante Licitación Pública Internacional. En las de YPFB la empresa nacional pude explorar y explotar hidrocarburos por sí sola o mediante alianzas estratégicas.
El encuentro de las Mega-inversiones Petroleras y Mineras Según información de periódico El Deber (27/09/08), el consorcio GAS TO LIQUID (GTL) International S.A – JINDAL, estableció un acuerdo con la estatal petrolera YPFB, para realizar estudios de exploración hidrocarburífera en cuatro nuevos bloques, en los departamentos de Santa Cruz, Tarija, Beni, Pando y La Paz. Según la gerencia de GTL International, las áreas con alto potencial de hidrocarburos corresponden a los bloques Río Beni (La Paz, Pando y Beni), Almendro (El Palmar del Oratorio, Cotoca y Pailas en Santa Cruz), Cupecito (cerca de Charagua en Santa Cruz) e Itacaray (al sur de Chuquisaca, en el límite con los megacampos gasíferos San Alberto, San Antonio y Margarita). GTL International opera en el Campo Palmar bajo un contrato de servicio para la petrolera Dong Wongs. Según los ejecutivos de GTL International y JINDAL, hasta nes de 2008 se iniciará la fase de perforación de dos pozos en el Campo Palmar (Santa Cruz), que conforme a los estudios preliminares, tiene siete estructuras con potencial de reserva gasífera. Esta situación que puede parecer una sorpresa, emerge sin duda ante la incertidumbre de la propia empresa estatal, de poder brindar el gas subvencionado a la empresa minera india para la producción de hierro en sus diversas fases industriales, según lo comprometido. De cualquier forma, la situación también podría ser interpretada como una jugada de oportunidad (o “pescar en río revuelto”). JINDAL una transnacional minera, se convierte en una empresa transnacional de exploración petrolera. Se puede conjeturar que al menos en Bolivia, en función a las prerrogativas de su contrato de explotación minera en el Mutún, pretende incursionar en la exploración y explotación gasífera, una situación particular por demás llamativa desde el punto de vista normativo y que ameritaría ser investigada.
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Según Vikrant Gujral, presidente de Jindal Steel, informó que recientemente esta empresa ganó una licitación en Perú para explorar los bloques 147 (Marañón), 153 (Huallaga) y 159 (Ucayali). La inversión hidrocarburífera de GTL – JINDAL en Bolivia superará los 800 millones de dólares en tanto que en Perú supera los 2000 millones. Respecto al proyecto de exploración en nuevas áreas de Bolivia, los ejecutivos de la JINDAL indicaron que el propósito es asegurar las reservas de gas que permitan garantizar el suministro energético cuando se inicie la explotación de Mutún. Mientras tanto YPFB informó que se rmó un convenio de estudio exploratorio de las nuevas áreas, pero aún no se formalizó un contrato de explotación.
Ductos y el Transporte La red de ductos de diversos tipos en Bolivia, tienen una extensión de seis mil kilómetros, los cuales atraviesan áreas pobladas, zonas agrícolas y ganaderas, bosques y ecosistemas frágiles además de cuerpos de agua, con un elevado riesgo debido a que su vida útil ha sido sobrepasado, dado que la mayoría fueron construidos hace más de 30 años (IWGIA/ CEJIS, 2003). OLEODUCTOS
GASODUCTOS
Camiri – Santa Cruz Santa Cruz – Sica Sica –Arica Camiri - Bouibe – Villamontes – Yacuiba Cerrillos – Camiri
Taquipirenda-Camiri-Monteagudo-Sucre Camiri-Tarabuco–Tapirani-Cochabamba
Tita – Santa Cruz Río Grande–Santa CruzCarrasco Margarita– Villa Montes Porvenir – Nancaroinza Caranda – Víbora – Carrasco
Tarabuco – Sucre – Potosí Río Grande–Cochabamba-Oruro–La Paz San Alberto-Yacuiba–Villamontes- Santa Cruz Río Grande–Santa Cruz-Carrasco Caranda - Santa Cruz Villamontes-Tarija-Camargo Yacuiba – Río Grande II Obsrvatoro Abnta lidemA
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Carrasco – Cochabamba POliDUctOs
Camiri – Sucre – Potosí Camiri – Villamontes Villamontes – Tarija Pto.Villarroel–Cochabamba– Oruro– La Paz Camiri - Palmasola – Viru Viru
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Carrasco – Cochabamba Río Grande – Puerto Suarez – Corumbá San Miguel – Cuiabá
Tabla 4 -Relación de oleoductos, poliductos y gasoductos en el país.
Como se mencionó anteriormente, hasta el año 2006, TRANSREDES era propietaria y operaba más de 3.000 kilómetros de gasoductos y cerca de 2.700 kilómetros de oleoductos, también prestaba servicios de operación y mantenimiento a GAS TRANSBOLIVIANO S.A. y a GASORIENTE BOLIVIANO LTDA. Parte del transporte a nivel nacional era realizado por la Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB). Ambas empresas fueron “nacionalizadas” a partir del año 2008, quedando el transporte bajo responsabilidad de YPFB. En el haber de TRANSREDES y las otras empresas de transporte, incluída la actual nacionalizada CHLB, quedan muchas cuentas ambientales pendientes debido a accidentes no previstos o mal mitigados. Al momento de las “nacionalizaciones” no estuvo prevista una auditoria ambiental que pudiera establecer responsabilidades. Sin embargo, la auditoria técnico-nanciera a las empresas petroleras, encargada por el propio Ministerio de Hidrocarburos el año 2007, fue concluyente en sentido de que TRANSREDES se dedicó al benecio y descuidó la protección de medio ambiente (textual La Prensa 01/05/08).
El Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) El editorial del CEDLA (Alerta Laboral, 04/07) hace la siguiente reexión: “respecto a la realidad del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), luego de la escabrosa negociación de la Ley de Hidrocarburos (3058) y la presión de prefecturas, municipios y universidades, la fórmula de 48
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distribución del IDH, limitó drásticamente la participación del nivel central en la recepción de ingresos derivados del sector hidrocarburos. Si bien se refuerzan los niveles descentralizados y autónomos, pero debilita la posibilidad de aplicar políticas económicas homogéneas en todo el país”.
Meses después esto se traduciría en una auténtica guerra entre los poderes del Estado cuando el gobierno central, “conscó” el IDH de las regiones con nes de establecer una redistribución más equitativa. Hasta Octubre del 2008, las regiones rechazaban de pleno cualquier intento de recorte del IDH. Esta posición fue duramente rebatida por el gobierno del MAS en función a que este incremento inusitado de ingresos scales, estaba siendo aprovechado por las oligarquías regionales para consolidar su hegemonía y no a apuntalar las expectativas de desarrollo regional propiamente concordante con los preceptos del proceso de nacionalización. El Ministerio de Hacienda, mediante un comunicado, señaló que la reposición de los recursos para el Bonosol, que fueron redistribuidos a través del Impuesto Directo a los Hidrocarburos, suma Bs. 877 millones, de los cuales Bs. 302,5 millones corresponden a las prefecturas departamentales, Bs. 239,4 millones a los municipios, Bs. 59,9 millones a las universidades y Bs. 275,5 millones al Tesoro General de la Nación (TGN). El malestar por el recorte del IDH, también impacta en las universidades y las alcaldías. Por ejemplo, los ingresos del IDH se reducen para los municipios en un 23% para el 2008. En ese sentido, la Federación de Asociaciones Municipales de Bolivia (FAM-Bolivia), solicitó una explicación al gobierno y advirtió con un paro de actvidades. El 2007 los 327 gobiernos locales del país recibieron Bs 1.615.705.457 por IDH y para el 2008 se les asigna Bs 1.238.091.534. En la gestión 2007, el total de ingresos para el Estado por IDH y regalías será de 1571.8 millones de dólares, de los cuales aproximadamente la mitad se distribuirá directamente a los departamentos. Desde el punto de vista del tema ambiental, como en el caso de las regalías mineras hacia las regiones, el IDH implica un muy escaso margen de apoyo para poder canalizar fondos destinados al fortalecimiento de la gestión ambiental en el nivel central y sectorial referido al tema gasObsrvatoro Abnta lidemA
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hidrocarburos, considerando además que es uno de los sectores que implica mayores costos socio ambientales. Hasta donde se conoce, ni un solo centavo del IDH, ha sido derivado hacia nes de protección ambiental o a la conservación de la biodiversidad.
Confictos Regionales La explotación de los hidrocarburos y las expectativas de la riqueza generada ha sido siempre un motivo para la ocurrencia de varios conictos regionales, entre las regiones y el gobierno central El Decreto Supremo 27124, emitido en el gobierno del ex presidente Carlos D. Mesa, generó polémica y conicto entre Santa Cruz y Chuquisaca, que hasta ahora no ha sido resuelto. La disposición establecía que ambos departamentos debían compartir las regalías proveniente del pozo Incahuasi X-1, con supuestas reservas inmensas de gas natural. Esta reserva fue encontrada por la petrolera TOTAL en un área aparentemente compartida por las provincias Cordillera de Santa Cruz y Luis Calvo de Chuquisaca, situación que generó una serie de susceptibilidades entre autoridades y dirigentes de las dos regiones. En esa oportunidad, Santa Cruz planteó una resistencia regional a compartir regalías con Chuquisaca, si acaso el pozo Incahuasi X-1 llegase a conrmar las reservas de gas en los siguientes seis meses. Los cruceños alegaron que existe una ley, aprobada por el ex presidente Germán Busch, por la cual se exige respeto a los recursos que tiene una determinada región y la exclusividad de aprovecharlos en su benecio. Ante la polémica, la empresa petrolera dejó que sea Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la que deba aclarar la ubicación del pozo Incahuasi X-1. La compañía francesa aseguró que toda la información disponible fue entregada a YPFB, en su rol de autoridad tutelar de estas actividades y en cumplimiento de disposiciones contractuales y reglamentarias. En 1994, el ex alcalde de Yacuiba, Adolfo Reynoso, ejecutó algunas obras en San Antonio y llegó a posesionar un subalcalde en la comunidad Weenhayek de Capirendita, lo que fue considerado como una provocación a Villamontes. A raíz de ambos hechos, los pobladores 50
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de Villamontes estuvieron a punto de enfrentarse con los de Yacuiba. El litigio surgió por un pozo petrolero situado en el sector este de la serranía de Aguaragüe, zona denominada Timboy, que se halla a unos 30 kilómetros de Villamontes. En esa oportunidad, el alcalde de Yacuiba aseguró que el límite natural entre ambos municipios, era el río Pilcomayo, mientras que los villamontinos sostenían que la división territorial era la quebrada Cortaderal, a la altura de Palmar Grande. En marzo del 2007 se suscitaba el conicto entre las provincias O’Connor y Gran Chaco, de Tarija, por la posesión del cantón Chimeo, donde se ubica el pozo Margarita, uno de los más importantes del país, administrado por la empresa TRANSREDES. Otra pugna entre Caraparí y Villamontes se hizo notoria luego que entró en producción el campo gasífero Sábalo (bloque San Antonio), asentado en la serranía Caipipendi. Debido al desarrollo de esta zona, la comunidad La Central, que antes no estaba en los planes de ambos municipios, se convirtió en la manzana de la discordia. La Alcaldía de Caraparí sostenía que el campo Sábalo está ubicado en el cantón Saladillo y considera como límite natural la serranía Aguaragüe y el río Pilcomayo. El alcalde de Villamontes por su parte aseguraba que los mapas antiguos demuestran que La Central y el bloque San Antonio pertenecen a Villamontes. A inicios del 2007 se generó un intenso conicto entre Camiri y el gobierno central a n de que se cumpla la instalación de una gerencia de YPFB en dicha localidad, de acuerdo a Ley. Otros conictos menores en esta zona, se suscitaron a lo largo del 2008.
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Presión La historia del sector hidrocarburos en materia ambiental ha dejado mucho que desear, desde las primeras incursiones petroleras, mostrando falencias y desaciertos por falta de conocimiento en la materia, ausencia de regulaciones especícas, escasa participación de los actores sociales y una política sectorial concentrada casi exclusivamente en aspectos económicos, sin la debida internación de las variables ambientales, sociales y culturales. Como prueba de lo indicado, persisten por décadas los impactos y efectos negativos de la actividad petrolera en la zona tradicional hidrocarburífera, como se detalla a continuación. Los impactos ambientales de contaminación, derivados de la explotación hidrocarburíferas, tienen diferentes características químicas que en la minería (mayormente metales pesados y aguas ácidas). La presencia de componente volátiles y aromáticos como los PAH o lo BTEX de elevada toxicidad y efecto genético, implican mayores riesgos para la salud humana, aunque su vertido está condicionado por accidentes como derrames o fugas, al contrario que en la minería donde el aporte de contaminantes es constante a lo largo del proceso de producción. Los efectos de deterioro ecosistémico en las fases de exploración hidrocarburíferas, suelen ser elevados debido a la gran supercie que ocupan dichas operaciones. La dispersión de las tareas de exploración durante décadas, al margen de normas ambientales (que no existían sino hasta 1992) y el efecto acumulativo de diversas etapas, ocasionaron considerables impactos ambientales, especialmente concentrados en la región del Subandino y Chaco Sur. De igual forma, los pasivos dejados en forma de contaminaciones a partir de por pozos exploratorios abiertos o mal sellados, o pozos agotados no clausurados, suman por cientos, a los cuales se deben añadir los impactos a los ecosistemas por apertura de brechas, caminos, planchadas y campamentos abandonados. Solamente en dos provincias el departamento de Tarija, se reportaron en prensa, la inventariación preliminar de un total de 150 pasivos provenientes de la 52
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actividad petrolera, los cuales vienen generando considerables impactos a los medios acuáticos y la salud poblacional de las zonas afectadas. Las actividades hidrocarburíferas sin el adecuado control, mediante ocinas ambientales del Estado y con la conocida falta de compromiso de las empresas, ocasionan procesos prolongados de perturbación general de los ecosistemas, que causan daños a la base de recursos (agua, bosques y fauna) y a los sistemas agropecuarios indígenas y campesinos. Los derrames o rebalses afectan el suelo, aguas subterráneas y cultivos, además producen daños a la salud humana y del ganado y afectan la fauna silvestre. La alta toxicidad de las sustancias liberadas ocasiona un efecto especialmente fuerte sobre la biodiversidad acuática. En las zonas de inuencia de las operaciones petroleras y gasíferas es frecuente el deterioro de los ecosistemas (vegetación, recursos hídricos y suelos) en diversos grados o intensidades. Con frecuencia alarmante se afectan ecosistemas de alta fragilidad ecológica, se ocasiona el ahuyentamiento de la fauna y se afecta la base de recursos de las poblaciones locales. Al mismo tiempo, la apertura de caminos facilita la caza y el corte de madera. Llama la atención que la extensa región hidrocarburífera del Subandino Sur de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, se superpone casi en su totalidad a espacios tradicionales indígenas del pueblo guaraní. El factor de riesgo socio ambiental derivado de las actividades hidrocarburíferas a partir del año 2005, reside en temas como la reactivación de la exploración y explotación de petróleo-gas, en función a la recuperación de las cadenas de producción (nacionalización), la refundación de YPFB, una empresa estatal con escasa solvencia en temas ambientales, las nuevas alianzas con empresas petroleras y los contratos o compromisos energéticos con países vecinos (países “emergentes”) que son algo así como “vampiros de energía” debido a sus parques industriales en crecimiento.
Estado de Conocimiento Existe importante información ambiental y social relacionada al sector hidrocarburífero, en su mayoría referente a los análisis críticos del Obsrvatoro Abnta lidemA
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sector (p.e. muchos artículos de FOBOMADE) y especialmente referidos al período anterior al 2005 y con mayor énfasis a la época de las capitalizaciones de los años 90. Destacan los aportes de M. Gavalda (1999, 2003) denunciando las irregulares y arbitrarias operaciones de REPSOL, el de Gruenberger (FOBOMADE – OLCA) en relación a conictos ambientales relacionados al sector petrolero, el trabajo de W.Mamani (2003) en torno a los conictos socio ambientales del Aguarague, el de Suárez et al. (2000) sobre la problemática socio ambiental del gasoducto a Corumbá. Recientemente destacan los trabajos de Haglund (2008) quien realiza análisis retrospectivos del derrame del Desaguadero y el nefasto accionar de la SHELL-ENRON-TRANSREDES y de Coello (2008) enfatizando sobre los impactos petroleros en áreas protegidas. Existe información social y ambiental en diversos estudios de impacto ambiental de las operaciones de las empresas, sin embargo su aporte es reducido en función a las inconsistencias y escasa profundidad del enfoque. La mayor parte de los estudios realizados , son especícos para determinadas regiones y no se cuenta con estudios publicados, socioambientales e integrales del sector. Un aporte sustancial del sector fue realizado por Montes de Oca en la Enciclopedia Geográca de Bolivia. Al igual que en la minería existe poca información y no se conocen acciones de investigación en aspectos relacionados a la salud ambiental en relación a los impactos hidrocarburíferas. Al respecto cabe mencionar que no existen laboratorios especializados en el país para el análisis de BTEX.
Composición de los Hidrocarburos y Potencial Tóxico Los hidrocarburos son sustancias hidrocarbonadas, pueden pertenecer a cualquiera de los siguientes grupos (Orozco, 2005): hidrocarburos saturados (alcanos, paranas), insaturados (olefínicos), cicloalcanos (nafténicos), y compuestos aromáticos (mono y polibencénicos). En general son aceites minerales. El contenido de sustancias hidrocarbonadas en el petróleo, varía entre un 50 a 90 %, además contienen azufre en forma 54
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de mercaptanos, tioles, tioéteres, tiofenos y también nitrógeno como piridinas, quinolinas e indoles. Los hidrocarburos son escasamente solubles en el agua y parcialmente biodegradables, condiciones que determinan en gran parte su potencial de contaminación, su eventual degradación requiere un elevado consumo de oxígeno (Orozco, 2005). Los más solubles son los compuestos aromáticos como PAH y BTEX, lo cual aumenta su peligrosidad, y los menos solubles los alcanos y en especial de cadena ramicada. Sus componentes en diversas mezclas y proporciones dependiendo de su origen y estado, tienen en general alta toxicidad para los seres vivos, siendo los aromáticos los más peligrosos. Afectan el agua organolépticamente (efecto sobre el sabor), haciéndola impotable incluso a concentraciones de 0.01 partes por millón (Orozco, 2005). La elevada aromaticidad de los BTX y PAH, les conere una elevada resistencia química; de forma libre y bajo radiación solar, su tiempo de vida es muy corta, en cambio bajo adsorción de partículas y sedimentos su degradación es lenta (semanas a meses). Los hidrocarburos más persistentes son los que tienen mayor capacidad de bioacumulación (log Kow), por ejemplo los benzopirenos y benzoantracenos se biocaumulan más fácilmente que los pirenos o fenantrenos. Concentración
1 gr/Kgr. 500 ppm.
Efectos en la Biodiversidad
Daños severos a la salud humana y de animales superiores vertebrados, letal para peces y otros organismos acuáticos. Afectación severa de oras acuáticas y ribereñas Afectación severa de aves acuáticas
100 ppm.
Intensa mortandad de peces y moluscos
50 ppm.
Mortandad de crustáceos y especies bentónicas
10 ppm.
Mortandad de larvas e individuos juveniles
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Inhibe el crecimiento del plancton Efectos subletales en muchos organismos Desarrollo anormal en peces, retrasa la incubación
100 ppb.
Disminuye la invertebrados
fecundidad
y
supervivencia
de
Afecta la eciencia alimentaria de invertebrados 10 ppb. 1 ppb. 0.1 ppb.
Alteraciones metabólicas en invertebrados Afecta el crecimiento del toplancton No hay efectos signicativos o evidentes
Tabla 5 -Efectos Tóxicos de Hidrocarburos sobre Organismos Vivos. Fuente: Orozco et al., 2005. (ppm= parte por millón; ppb= partes por billón)
Los síntomas más evidentes de toxicidad ante la exposición directa al petróleo o por agua contaminada, incluyen irritaciones de la piel, dolores de cabeza, molestias en el sentido de la visión e irritación de los ojos, además molestias e irritación en la nariz y garganta. La eventual ingesta (p.e. a través de agua contaminada) implica severos trastornos estomacales y hepáticos. El conjunto BTEX es el más crítico en términos de toxicidad y está formado por compuestos orgánicos volátiles (benceno, tolueno, etilbenceno y xileno). Los BTEX son fácilmente transmitidos desde el agua o alimentos al organismo, pudiendo ocasionar cáncer, efectos mutagénicos y malformaciones congénitas (riesgo teratogénico) al pasar de la madre al feto. El potencial tóxico de los BTEX es tan alto que pueden afectar cuando hay respiración prolongada de vapores en zonas contaminadas y al ser absorbidos por la piel al contacto directo con agua contaminada o cuando se usa ropa lavada con agua contaminada. No solo los BTX tienen elevados niveles de riesgo, también los hidrocarburos policíclicos aromáticos o PAH, presentan elevado potencial tóxico. En el Ecuador (Bravo, 2005), se han reportado la ocurrencia de lluvias contaminadas con hidrocarburos volátiles (PAH) en las cercanías de las estaciones de separación de hidrocarburos. Los efectos en la salud 56
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humana en las zonas de explotación hidrocarburífera son preocupantes, en un estudio realizado en la Amazonía ecuatoriana de 1520 personas encuestadas, 82,3% reportaron haber sufrido enfermedades relacionadas con la contaminación petrolera, que incluyen enfermedades respiratorias, de la piel, abortos, malformaciones congénitas y cáncer (Bravo, 2005). Sustancia
n-octano n-nonano n-decano n-undecano n-dodecano n-tridecano
Hidrocarburos totales (TPH) Peligrosidad Síntomas y Efectos
Fracción “aceitosa” no soluble en el agua. No son de alta peligrosidad, pero tienen alto poder contaminante y su vertido ocasiona fuerte deterioro en los ecosistemas acuáticos y las especies.
Mortandades de peces, otros organismos acuáticos y aves. Altera decisivamente las características organolépticas del agua haciéndola no potable.
Hidrocarburos policíclicos aromáticos (PAH) Sustancia Peligrosidad Síntomas y Efectos
Naftaleno (volátil) Acenafteno (cristalinoincoloro) Fenantreno Fluorantreno Pireno Antraceno (sólido incoloro) Criseno
Peligroso para el Trastornos respiratorios y ambiente en especial para gástricos severos, deterioro ecosistemas acuáticos, del tejido sanguíneo elevada toxicidad Elevado potencial Muy peligroso cancerígeno, mutagénico y teratogénico. Alto poder irritante de las Sustancia no inocua mucosas Sustancia no inocua Trastornos sistémicos severos Elevada toxicidad en el Irritación y trastornos agua sistémicos Irritación y trastornos Sustancia no inocua sistémicos Elevado potencial irritante, Muy elevada peligrosidad cancerígeno, mutagénico y teratogénico. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Elevada toxicidad, muy Potencial elevado cancerígeno peligroso y mutagénico Elevada toxicidad, muy Potencial elevado cancerígeno Benzo antraceno peligroso y mutagénico Fluoreno Toxicidad media Irritaciones de piel y mucosas Hidrocarburos volátiles (BTEX) Sustancia Peligrosidad Síntomas y Efectos Muy elevada Efectos carcinógenos, Benceno peligrosidad, muy tóxico mutagénicos y teratogénicos Alta a media toxicidad, peligroso bajo contacto a Fuerte afectación al sistema Tolueno grandes concentraciones nervioso central de forma frecuente Severa irritación de mucosas Ata a media toxicidad, y tracto respiratorio, peligroso bajo contacto a trastornos gástricos fuertes, Metilbenceno grandes concentraciones afectación del sistema de forma frecuente nervioso. Posiblemente cancerígeno. Media toxicidad, Trastornos respiratorios, peligroso bajo contacto a disfunciones renales, Xileno grandes concentraciones hepáticas, cardiacas y de forma frecuente nerviosas Media toxicidad, Mesitileno peligroso bajo contacto a Principalmente trastornos (tri-metilbenceno) grandes concentraciones nerviosos severos de forma frecuente Irritación de mucosas, Cumeno Muy inamable, alta trastornos respiratorios y (isopropilbenceno) toxicidad disfunciones sistémicas, en especial nerviosas. Benzo pireno
Tabla 6 -Grado de peligrosidad Sustancias componentes del petróleo y efectos de las sustancias delpetróleo.
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El condensado de petróleo se reere a cualquier mezcla de hidrocarburos relativamente ligeros que existen en los yacimientos en estado gaseoso y que permanecen líquidos a temperatura y presión normales. Tendrán alguna cantidad de propano y butano disueltos en el condensado. A diferencia del petróleo crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados. Hay tres fuentes principales de condensado: los hidrocarburos líquidos, que se separan cuando el gas es tratado; los hidrocarburos líquidos, provenientes del gas no asociado que son recuperados en la supercie y los hidrocarburos líquidos que provienen de los yacimientos de gas/ condensado. En su denición más simple, el gas natural es el petróleo en estado gaseoso, compuesto por hidrocarburos ligeros como el etano, propano, butano y pentano, de los cuales el metano (CH4) es el principal componente, hasta en un 90%; el gas natural se halla en bolsones de petróleo y condensados (Molina, 2006). Mucho se ha ponderado las bondades del gas natural en términos de la menor contaminación ambiental respecto del petróleo. Si el gas natural, es enfriado a partir de procesos industriales hasta alcanzar los -161ºc., se condensa y forma gas licuado. La industrialización del gas natural representa numerosas etapas que requieren elevadas inversiones de tecnología e infraestructuras. Por procesos de síntesis del metano, pueden derivarse desde formaldehídos hasta gasolina, a partir de la síntesis de Fischer Tropsh se obtiene diesel y jet fuel, otros procesos industriales pueden derivar a plásticos o fertilizantes (Quiroga, 2006). Los denominados licuables, son componentes hidrocarburíferos que acompañan al gas natural, como el gas licuado de petróleo o GLP o la gasolina natural, que incrementa su carácter inamable y su capacidad de contaminación.
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Impactos por Exploración y Explotación de Gas-Hidrocarburos Las actividades petroleras generan diferentes inconvenientes ambientales a lo largo de toda la cadena de producción: a) Exploración sísmica que además de afectar la estructura de ecosistemas en general frágiles presume una posibilidad de contaminación por bentonitas, ligninas y otros materiales. b) Exploración a partir de perforación de pozos que implica la generación de lodos de perforación y aguas de formación con alto poder contaminantes y el uso de varias sustancias. En los últimos diez años se han producido numerosos eventos de contaminación a cuerpos de agua por escapes en las fases de perforación o por rebalses de piscinas de lodos. c) Explotación del crudo que trabaja con piscinas de separación, transporte de ductos y plantas separadoras y almacenadoras. d) Transporte de hidrocarburos procesados o semi-procesados a través de sistemas de ductos. e) Plantas de separación, compresión y conversión. f) Industrialización petroquímica, fase aún no desarrollada en el país pero que está prevista en los planes de Estado. Las actividades perturbadoras de las fases de exploración provienen de la instalación de brechas, campamentos temporales, helipuertos, piscinas, planchadas, sendas, ductos, y la construcción de caminos las cuales pueden afectar zonas de muy elevada fragilidad ecológica como es el caso de las tierras subandinas. La contaminación proviene de sustancias de alto poder contaminante usadas en la fase de exploración, como ser sulfato de bario, bentonitas, ligninas, lignosulfatos, soda caústica e, incluso materiales radiactivos (p.e.radón) para perlaje de pozos. En los últimos 10 años se establecieron 84 campos hidrocarburíferos y gasíferos, en Bolivia, de los cuales aproximadamernte 43 están en producción, con un total de 382 pozos en explotación (Montes de Oca, 2004). En la perforación de un pozo exploratorio se pueden generar más de 80.000 litros de uídos contaminantes a los que se suman “recortes 60
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minerales” extraídos del pozo, los cuales en general son depositados en piscinas y fosas al aire libre, los que en teoría deberían tener un recubrimiento interno de geotextil, e incluso estar cubiertas para evitar que animales de la zona caigan o beban el agua contaminada. Esta agua debe recibir tratamiento para reducir al mínimo su toxicidad y así poder ser liberadas (M.Gavalda, 1999). Al ser extraído el crudo, tanto en la fase de perforación de pozos exploratorios como los de producción, sale mezclado con un tipo de agua fósil sedimentaria o agua de formación, además de lodos. Esta agua y sedimentos disueltos es producto de al menos 150 millones de años de almacenamiento y puede contener muchos elementos pesados y hasta radiactivos, además de tener un elevado nivel de salinidad (Bravo, 2005). Estas aguas que son liberadas a los cuerpos de agua ya sea deliberadamente, por accidentes o rebalses por lluvias, tiene un elevado poder contaminante. La producción de gas tiene similares riesgos que la explotación de crudo, incluídos accidentes por incendios descomunales como el ocurrido el año 1999 con el pozo Madrejones X-1001, bajo responsabilidad de la empresa PlUsPetrOl.
Además de los riesgos ya mencionados, la exploración gasífera conlleva otros peligros mayores. Nuevos estudios realizados por cientícos geofísicos de Inglaterra, Australia e Indonesia (Earth Island Journal, 2008), sobre el ujo masivo de lodo del volcán Lusi en Indonesia, revelan que dicho desastre no tuvo relación con un terremoto como sugirió el gobierno de dicho país, sino con exploraciones gasíferas a gran escala realizadas en la zona por la empresa LAPINDO BRANTAS, la cual no realizó un adecuado control de la súbita liberación de una gran presión de gas por la boca de uno de los pozos, generando lo que han denominado un desastre “no natural”. La exploración sísmica en zonas identicadas como de vulnerabilidad sismológica (p.e. Mapiri en los Yungas de La Paz) podría conllevar un riesgo de inducir procesos de reactivación de fallas. Algunos químicos usados en la perforación son; silicato de aluminio, potasa cáustica, polacrilato de sodio, policloruro de sodio y detergentes. Entre las sustancias químicas que pueden ser liberadas con las aguas Obsrvatoro Abnta lidemA
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de formación y lodos de perforación: Elementos radioactivos como el iridio 190 y 191, uranio, torio, estroncio 90, radio 226; metales pesados como el cadmio, mercurio, plomo arsénico, talio, cinc, cromo o vanadio. Si la extracción petrolera abre depósitos de gas, que no son atractivos comercialmente, se procede a su combustión, esta acción ocasiona contaminación localizada y en general los consabidos aportes al calentamiento global. Estos incendios, producen efectos localizados de alta mortalidad de insectos que son atraídos por el fuego; considerando que muchas especies de insectos en regiones tropicales pueden ser formas especializadas muy raras, el efecto no es despreciable. En las etapas de separación y conversión, los riesgos de contaminación se relacionan con el tipo de manejo de los sistemas de disposición de residuos, tareas que pueden ser tercerizadas a empresas prestadoras de servicios, cuya eciencia de operación depende en gran manera, del nivel de supervisión que se le conera. Los riesgos en las operaciones hidrocarburíferas en términos de seguridad y salud ocupacional de los trabajadores (muchas veces de las propias localidades o zonas de explotación) son mucho más altos que para la población local circundante. Los peligros para la salud, asociados al sector de perforación, son los relacionados al contacto con lodos de perforación, escapes de gas natural o de crudo, presiones de pozo y emanaciones de otros gases como el sulfuro de hidrógeno. También se deben considerar las exposiciones a materiales radiactivos naturales.
Impactos y Riesgos del Transporte El transporte de gas o petróleo a través de los ductos, es una actividad de gran magnitud y con altos riesgos sociales y ambientales, aunque el tiempo de construcción puede ser corto, el impacto lineal sobre los ecosistemas es elevado a lo cual sucede el elevado riesgo de rupturas y derrames (IWGIA/CEJIS, 2003). En relación al transporte, la instalación de ductos genera daños localizados a los ecosistemas, incluso atravesando áreas protegidas. Una importante proporción de los ductos (oleoductos, poliductos y gasoductos) en el país tiene bastante antigüedad (mayor a 30 años inclusive), lo que 62
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signica que el tiempo de vida útil ha expirado o esta pronto a expirar, y conlleva elevados riesgos de accidentes por derrames. En los últimos diez años se han reportado alrededor de 40 casos de contaminación por derrames de ductos. Posiblemente el más crítico se reere al derrame en el río Desaguadero el año 2000. En ciertos casos los ductos atraviesan zonas y cuencas de elevada inestabilidad tectónica y topográca situación que ha derivado en varios accidentes (Carrasco-Cochabamba). Los derrames de oleoductos conllevan los siguientes efectos directos de contaminación de los ecosistemas por el petróleo liberado: Acumulación de sustancias de elevada toxicidad que ejercen afectación directa a plantas y animales; reducción del oxígeno disponible por acumulación de una película de contaminantes de espesor variable; eliminación al aire de vapores aromáticos de alta toxicidad; alteración de la calidad de sabor (organoléptica) del agua. En tanto que los gasoductos, el mayor riesgo se relaciona con explosiones y grandes incendios, puesto que la acumulación del gas natural altamente inamable en una zona de ruptura del ducto implica que una chispa o la simple electricidad estática puede ocasionar un desastre en un área regularmente grande debido a la fácil dispersión de gas en el aire. Si el gasoducto San Miguel-Cuiaba estuvo viciado de situaciones antiéticas, el gasoducto Santa Cruz-Corumbá impulsado principalmente por PETROBRAS, presentó serias contravenciones ambientales y sociales (Suárez et al.2000). El proceso se inició el año 1997 con apoyo del Banco Mundial, el BID y la CAF. El estudio de evaluación ambiental inicialmente fue observado como inconsistente por los propios nanciadores; los procesos de consulta e información a las poblaciones indígenas locales (Isoso, Ayoreode, Chiquitano) fueron insucientes e inoportunas; PETROBRAS inició la apertura de las sendas sin mediar las consultas comprometidas; no se canalizó el apoyo comprometido para establecer el sistema de monitoreo y supervisión ambiental indígena; se incumplió en el uso de bolsas de arena para soporte de las tuberías y se optó por usar durmientes de madera, lo cual estimuló las acciones de tala indiscriminada de madera en la zona.
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El Derrame Río Acero – Monteagudo El día sábado 18 de septiembre septiembre de 2004, se produjo un gran derrame de diesel en un tramo del poliducto poliducto que se extiende extiende desde Camiri hasta la ciudad de Sucre (ASE-Chuquisaca, 2004), afectando durante 32 horas la quebrada del Paso del Tigre (camino Sucre-Monteagudo), contaminación que llegó hasta el río Acero, alrededor de unos 70.000 litros según informe de la empresa empresa CLHB, pero se presume que el volumen fue mayor. La Empresa CLHB, administraba el ducto siniestrado, con más de 40 años de funcionamiento, adjudicada de YPFB; se determinó que este tipo de ductos tienen una vida útil no más de 20 años. Ante la denuncia del Consejo Municipal de Monteagudo, la Dirección de Recursos Naturales y Medio Ambiente de la Prefectura, procedió a realizar la denuncia denuncia correspondiente ante el Ministerio Ministerio Público con con el apoyo y rma del Prefecto. Se solicitó a la Empresa CLHB, responsable del poliducto la presentación de un informe. A través de la inspección realizada por los Técnicos de la Dirección de Recursos Naturales y Medio Ambiente de la Prefectura, junto a personeros del Organismo Sectorial Competente, se comprobó que la Empresa incurrió en varias transgresiones a la norma ambiental, por ejemplo: a) Procedió a tapar el derrame utilizando un tractor haciendo desaparecer el lecho de la quebrada (Atentado contra el ecosistema y el paisaje), b) Contrató a niños y adultos sin proveerles de la mínima protección de seguridad industrial, permitiendo que utilicen telas absorbentes para recoger el diesel del lecho de la quebrada, c) Hizo recoger animales muertos para hacerlos desaparecer, pese a ello después de tres días del siniestro aún se encontraba fauna muerta, d) Inuyó sobre algunas familias afectadas para que no brinden su testimonio sobre el hecho, ésto se comprobó cuando el Ministerio Público desplazó dos personeros al lugar, dichas personas no quisieron dar su testimonio en ese momento. 64
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Después de varios meses, las familias de las cinco comunidades afectadas río abajo, denunciaron que la mancha de Diesel era como de 10 cm de alto, de gran magnitud y que habían muerto burros, gallinas y otros animales. Las cinco comunidades afectadas río abajo corresponden al Parque Natural y Área Natural de Manejo Integrado, la Serranía del Iñao, que esta ubicado entre los municipios de Padilla y Monteagudo. El Organismo Sectorial Competente con sede en Santa Cruz, realizó algunas inspecciones, inspecciones, donde se recogió recogió muestras de suelos y agua afectada, sin embargo nunca hizo llegar ninguna información del resultado del análisis de esas muestras, a la Autoridad Ambiental Competente del Departamento. En resumen, nunca se realizó medida alguna de remediación ni restauración de la zona afectada, y tanto el Ministerio de Desarrollo Sostenible como el Organismo sectorial competente, se desentendieron del caso.
El derrame del Desaguadero: la verdadera verdadera cara de las empresas petroleras Fuente: el Río que se VolVió neGRo: enRon y nRon y shell esPaRcieRon DestRucción PoR las tieRRas altas De boliVia (c. h aGlunD,2008., en DesaFianDo la Globalización, shultz y cRane eDs. PluRal, 2008). Con el penoso proceso de capitalización capitalización iniciado a mediados de los 90, llega la ENRON una enorme corporativa corporativa transnacional con operaciones operaciones millonarias en Africa y Sudamérica. El año 1997 ENRON junto con la SHELL de Holanda, rmaron un acuerdo y formaron TRANSREDES una subsidiaria y se hicieron cargo de un 50 % de la participación de transporte del petróleo boliviano hacia el Pacíco, mientras Bolivia tenía supuestamente la propiedad de la otra mitad accionaria. ENRON varios años después (2001) fue descubierta en los Estados Unidos por uno de los más grandes fraudes de contabilidad realizados. El año 2004 se descubrió que ENRON y SHELL habían invertido menos de una cuarta parte de lo que estaba acordado. Entre el 28 y 29 de Enero del año 2000 ocurrió el desastre, precisamente en el lugar donde el ducto cruza el Río Desaguadero en Oruro, la planta de bombeo más más cercan estaba en Sica Sica. Los pobladores pobladores de las riberas riberas de este río descubrieron que sus aguas se encontraban oscuras, densas y
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tenían un fuerte y extraño olor, esto se mantendría por espacio de casi dos días. Se habían derramado al menos 29.000 barriles de petróleo crudo de gasolina (aproximadamente medio millón de baldes de 10 litros), especialmente tóxico para la salud humana y animal, a cuya exposición se pueden manifestar leucemia, tumores, enfermedades degenerativas o deciencias del sistema inmunológico. Los operadores de la planta en Chile se dieron cuenta del faltante, dos días después y lo comunican a TRANSREDES en Bolivia. Pero la máquina que medía la presión del petróleo moviéndose por el ducto en la Estación de Sica Sica no estaba estaba funcionando al momento del accidente lo que que signicó que la empresa demorara dos días en darse cuenta de lo ocurrido. Luego de la llamada de Chile, los operadores de TRANSREDES tardaron 12 horas en localizar el derrame y cerrar las válvulas en ambos lados del río. Era época de lluvias y los turbiones del Desaguadero esparcieron rápidamente el petróleo derramado durante dos días, días, a través través de la red de acequias y canales por playas, meandros lagunetas, campos de cultivo y pastizales, llegando incluso al Lago Poopo a 250 kilómetros de distancia. En total el derrame contaminó casi 4000 kilómetros cuadrados de tierras agropecuarias. La información existente demuestra que TRANSREDES fue advertida en tres oportunidades tanto por técnicos de la Superintendencia de Hidrocarburos como de la propia propia empresa, empresa, que la zona de cruce del ducto en el Río Desaguadero no era seguro por su geología y que podía ocasionar un accidente de derrame, incluso un técnico de la empresa llegó a reportar la caída de un soporte y que a raíz de ello una parte del ducto está parcialmente bajo el agua y con indicios de corrosión. Posteriores inspecciones de la Superintendencia de Hidrocarburos vericaron este hecho, después TRANSREDES admitió que había sido advertida en repetidas oportunidades oportunidades respecto al Cruce Desaguadero. Las empresas responsables, conocían que habían recibido un oleoducto en mal estado y obsoleto varios años antes y a pesar de ello lo siguieron utilizando. La Superintendencia de Hidrocarburos remitió dos notas de advertencia a la empresa exigiendo el urgente mantenimiento del ducto en el Cruce Desaguadero. La principal razón del retraso para una reparación oportuna, residió en la decisión de seguir bombeando el energético a costa de correr un elevado riesgo, no así a la argumentación de la empresa en sentido de que si se realizaba la reparación en época de lluvias “se corría 66
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riesgo de un accidente”, para ello hubiera bastado cerrar las válvulas a ambos lados y sacricar algún volumen de envío y así evitar el desastre ecológico. Un hecho particular destaca, en la Licencia Ambiental de la empresa, no guraba el hecho de que el ducto cruzaba el río Desaguadero, aún cuando era una situación de riesgo, aspecto que no fue observado por las autoridades ambientales. Es aquí donde empieza a quedar en evidencia además de la negligencia de las empresas, una execrable hipocresía. Una vez conocido el tema, ENRON, SHELL y TRANSREDES, desplegaron una maquinaria logística y mediática, no para resolver el problema ocasionado sino para minimizar los efectos y mostrar una falsa imagen como empresas responsables. Los técnicos que llegaron en helicópteros a la zona de desastre mintieron de inicio y dijeron a los pobladores: “el petróleo es fertilizante”. Esta armación, muy ligera, está basada en investigaciones que han llegado a concluir que el petróleo puede inducir la formación de nutrientes, pero en períodos de miles de años. El primer paso tomado por las empresas en coordinación con Washington, no fue atender las necesidades de agua o forrajes de la gente afectada ni proceder a la limpieza, fue lanzar una agresiva campaña de relaciones públicas, que pretendía demostrar el derrame como insignicante y bajo control, lo cual implicó mostrar mediáticamente los “esfuerzos de limpieza” y la provisión de ayuda de emergencia, todo esto un auténtico “show”, que fue llevado adelante por la Empresa Environmental Resource Management (ERM). Las empresas tomaron control de la información cientíca con el n de minimizar la evidencia del daño ambiental y presionaron a las comunidades para aceptar un plan de compensación denida por TRANSREDES. Lastimosamente en el paquete de compensación se involucró a CARE, para facilitar los procedimientos de pago a través de proyectos comunitarios, proceso que recibió elogios en los círculos burocráticos y mediáticos. Entre las falsedades difundidas guraban que “ 1.000 a 5.000 barriles de petróleo por un pequeño hoyo del tamaño de una moneda ” o “ felizmente las comunidades no han sido afectadas ”. Además la empresa prometía limpiar la zona para que quede “mejor que antes”. La Empresa TRANSREDES, presumía de haber facilitado una línea telefónica de información gratuita para las familias afectadas, en una
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zona donde la gente tiene que caminar varias horas para conseguir un teléfono. Como no podía ser de otra manera, algunos años después, el BID, en su revista BID América, mencionó, respecto a la ENRON y la SHELL: “Cómo un derrame de petróleo ayudó a una compañía energética boliviana (supuestamente TRANSREDES) a convertirse en un ejemplo de ciudadanía corporativa”, adicionando a esta armación la sarta de mentiras mediáticas que las empresas habían difundido años antes. La fuerza de trabajo de la limpieza fueron las comunidades afectadas, divulgándose en su campaña de difusión que supuestamente estaban “muy bien atendidas” por médicos y otro personal y dotados de equipos sucientes de protección como gafas, guantes, cobertores de pie y uniformes de limpieza (que sólo fueron prestados para que saliesen en las fotografías) siendo que en la realidad, el equipo entregado consistía en palas, rastrillos y bolsas de plástico. Las jornadas de limpieza ocuparon a unos 3000 comunarios de la región afectada, los cuales sufrieron ya después de unos días de trabajo problemas dérmicos severos, de visión y respiratorios, la empresa armaba simplemente que los trastornos serían transitorios o que “ simplemente correspondían a las típicas dolencias de las zonas altas ”. Como se puede ver, se hacia gala de una renada predisposición a mentir y ocultar la verdad. Sólo después de una semana pasado el derrame, TRANSREDES declaró de forma ocial que las aguas de la región afectada, no eran seguras para el consumo humano, cuando un gran número de habitantes y su ganado ya habían consumido el agua contaminada en ausencia de otras fuentes alternativas. A esto se suma una contradicción y parte de la perversidad de la ciencia en complicidad con las grandes empresas, el laboratorio que analizó las muestras de aguas y suelos de la zona afectada ( Arthur D Little Labs de Boston), aseguro que no se trataba de un desastre ambiental y que el petróleo derramado se había evaporado. Posteriores análisis de agua y suelos realizados por una empresa canadiense contratada por la Prefectura de Oruro, demostraron altos niveles de contaminación por hidrocarburos. Varios medios de prensa, se fueron dando cuenta del abismo existente entre las exitistas declaraciones de los ejecutivos y técnicos de la empresa y lo que se estaba produciendo en realidad. La Prefectura de Oruro declaró la región como zona de desastre. TRANSREDES y las empresas matrices, tenían la obligación de presentar el Plan de Emergencia requerido por Ley, ante este o cualquier desastre que 68
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ocurriera. A pesar de las exigencias del gobierno y diversas instituciones públicas y privadas, dicho Plan de Emergencia e incluso el informe sobre el accidente, nunca fueron presentados, de manera que las acciones de limpieza realizadas estaban basadas en la simple improvisación El 19 de febrero el ducto estaba reparado y bombeando petróleo nuevamente, los soportes que nunca habían sido atendidos antes del desastre, estaban ahora re-establecidos. Cuando la limpieza concluyó cinco meses después, casi 900.000 bolsas de plástico con lodos contaminados, fueron enterradas cerca de la estación de bombeo de Sica Sica, en un terreno muy próximo a la escuela de la población. Supuestamente la tierra estaba “limpia”, según la empresa, sin embargo se evidenció el efecto “emparedado” en los suelos, en el cual por debajo de la supercie aparentemente limpia, existía una capa contaminada de color negro. A esto se sumó el efecto de diversos trastornos en la salud, precariamente atendidos por las postas instaladas y un personal médico no especializado en afectaciones por contaminación de petróleo. Algo que raya en la ignominia es que los informes médicos sobre el suceso, solamente mencionan el petróleo para negar cualquier relación entre el contaminante derramado y la deteriorada salud de los pobladores de la región. Por su parte los veterinarios informaron que las muertes y trastornos del ganado se debieron a que consumieron “hierbas venenosas”. El 7 de junio, TRANSREDES declaró públicamente, contradiciendo los informes de algunos profesionales de la propia empresa, que luego de revisar miles de animales de la zona, ninguno mostraba síntomas por efecto de la contaminación. A ello se sumó la irrisoria cantidad de forraje que ofreció la empresa, ante lo cual la gente tuvo que permitir el forrajeo en los pastizales contaminados (lo que ocasionó enfermedades o su muerte), o llevarlos a zonas muy alejadas. El tema de la compensación, que aparentemente era ventajoso para la gente, resultó un absoluto asco, para empezar la compensación era a nombre de la comunidad y no de familias o personas, lo cual originó malestar y recelos entre las diversas familias; por otra parte de forma ambigua, cada persona aliada a una comunidad debía cuanticar y monetizar el valor exacto de las pérdidas, proceso dicultoso para personas que no están acostumbradas a dichos entreveros comerciales.
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En un acuerdo sui generis, ni las tierras contaminadas que eran propiedad colectiva comunitaria, ni el tema del agua, ingresaban en la compensación. En resumen fue un innoble chantaje, como ejemplo se puede citar la posición de la empresa de otorgar un veterinario siempre y cuando rmen primero el acuerdo. TRANSREDES contrató evaluadores que “apoyaban” en el tema de denir las demandas y recurrió a cooptar a un equipo CLO (Community Laison Ofcers) de jóvenes sociólogos y antropólogos bolivianos, que formó para reducir la resistencia de la gente y lograr la rma de los acuerdos de compensación. Muchas familias cansadas de tanta tramitación, aceptaron rmar los vergonzosos acuerdos. Algunas comunidades como Chuquiña y Japo no aceptaron el acuerdo y presentaron una demanda ante la justicia, además de generar resistencia activa y violenta ante la posición cínica de la empresa. Entre las incongruencias del proceso, gura que CARE la ociosa agencia que aceptó viabilizar el tema de la compensación, distribuyó en forma de proyectos, 1.2 millones de dólares a unas 4.000 familias; el monto recibido por su trabajo (más de 800.000 dólares) signicó 68 centavos por cada dólar distribuido. En suma el monto nal de compensación directa que se dio a las comunidades, llegó a ser menos del 2.5% de los 48.2 millones de dólares que la compañía aseguró haber gastado luego del derrame. El entonces gobierno de Banzer tuvo como respuesta el silencio, aunque el derrame guraba en la Ley del Medioambiente como crimen serio medioambiental, recién ocho meses después actuó la Superintendencia de Hidrocarburos imponiendo una comparativa irrisoria multa algo superior a 100.000 dólares. Dos años después del derrame y ante mucha presión social y de diversas instituciones, el entonces Ministerio de Desarrollo Sostenible, ordenó una auditoria ambiental, la cual inicialmente fue un fraude, pues la empresa contratada utilizó los datos obtenidos por los laboratorios contratados por las empresas que armaban que no había contaminación de riesgo, aunque posteriormente en algunos anexos del extenso estudio se pudo develar la verdad que quiso ser camuada por TRANSREDES y sus empresas matrices. Años después muchos animales y hasta personas nacieron con deformidades o muertos, diversas dolencias aún afectan a la gente de la región, la riqueza de aves acuáticas y otros animales silvestres ya no es como antes y la productividad de la región ha disminuido.
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En Diciembre del 2006, seis después del desastre del Desaguadero
y con la conanza de que el grueso de la opinión pública nunca se llegó a
enterar de la verdadera cara de TRANSREDES, se podía leer en la prensa (Razón 31/12/06): “TRANSREDES está comprometida con desarrollo sostenible y considera que el éxito de la compañía está ligado al éxito de Bolivia. Los resultados de una encuesta sobre Reputación Institucional, muestran que la empresa fortalece sus “indicadores de liderazgo cada año”. Dicho estudio-encuesta, medía la relación entre TRANSREDES con líderes institucionales, medios de comunicación y organizaciones de la sociedad civil. Según el entonces Vicepresidente de Relaciones Externas de dicha empresa
el estudio fortalece el relacionamiento social a través del permanente contacto de la empresa con transparencia. En resumen una antología a la impostura y la mentira. A pesar de esto, en agosto del 2008 el Gobierno de Bolivia dio un “paso importante” al nacionalizar de forma “amistosa” las acciones de TRANSREDES, (en realidad compró las acciones de la compañía anglo-holandesa referidas a TRANSREDES, vía negociación). Desafortunadamente, en la transacción realizada no guraron las cuentas ambientales pendientes que aún tienen dichas compañías con el país y la
región.
A siete años del incidente, un reporte de CEPA (Centro de Ecología y Pueblos andinos) hace un balance de la remediación de los impactos ambientales causados por la ruptura del ducto e indica lo siguiente (Coello, 2008): En lo ambiental: A la fecha persisten restos de petróleo en el suelo y sedimentos, inclusive en algunas plantas como la totora. Así se ha podido observar un “efecto sandwich” en los suelos en la comunidad de Thuluta (sector de Chuquiña , Provincia Saucari). Esto ha disminuido el crecimiento de los pastos nativos, especialmente de los “chijis”. Asimismo comunarios de Kochi Piacala (municipio de El Choro) , manifestaron que en sus terrenos aún se encuentran restos de petróleo, que perjudican el desarrollo de sus pastos, lo mismo maniestan comunarios de Huancaroma quienes han visto disminuídos sus alfares después del derrame de petróleo.
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En lo económico: Si bien es cierto que TRANSREDES llegó a compensar con aproximadamente 6,5 millones de dólares a los comunarios, la empresa reporta que gastó en todo el proceso alrededor de 60 millones de dólares; lo que quiere decir que apenas el 10% de lo gastado llegó a los afectados.
TRANSREDES nunca llegó a compensar por las enfermedades causadas a los animales, peor aún por la pérdida de la calidad de agua y suelo. La auditoría consideró solamente los impactos a corto plazo; no fueron cuanticadas las consecuencias de la contaminación a largo plazo, evidenciadas en las denuncias que hasta ahora realizan los comunarios. En lo social: Referente a lo social, es importante señalar que el derrame inuyó en la desarticulación de la estructura organizativa comunitaria, surgiendo como alternativa Comités de Medio Ambiente. Lo más preocupante, sin embargo, es que surgieron conictos entre comunidades, familias e incluso conictos al interior de las unidades familiares (entre hermanos, padres e hijos).
Finalmente, TRANSREDES no tuvo una acción efectiva en el tema de la salud. Así, por ejemplo, la Auditoria Ambiental estableció que la empresa debería efectuar un monitoreo de salud (exposición) a toda la población que estuvo expuesta al derrame. Esta actividad nunca se realizó. Se había sugerido que las personas expuestas debieran gozar de un seguro de salud de por lo menos 20 años, pagado por la empresa TRANSREDES, lo que tampoco se efectivizó.
Impactos Socio Culturales Como en el tema de las afectaciones ambientales, un sumario de los atropellos a los pueblos indígenas y campesinos en el país y países vecinos, por las empresas petroleras, alcanzaría para un libro sino más, basta revisar IWGIA, 2007-2008. Sólo cabe resumir en este caso, algunas circunstancias más notorias de impacto y resistencia social. En términos generales, los impactos sociales del sector petrolero-gasífero derivados de las empresas, son muy similares al ocasionado en la minería empresarial, ambos sectores siguen la misma lógica, lo cual se advierte 72
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claramente comparando el accionar de la minera San Cristóbal-APEX y de REPSOL. Algunos elementos sobre los impactos sociales y socio-económicos ya han podido ser analizados en relación al derrame de petróleo en el Río Desaguadero, el gasoducto a Cuiabá o las acciones de REPSOL en el Bloque Sécure, y en los cuales queda por demás maniesto el accionar perverso de las empresas petroleras involucradas. Los efectos de perturbación social se han dado en todas partes del mundo, es revelador que en Arabia Saudita, las comunidades beduinas perdieran de la noche a la mañana, sus espacios tradicionales de transhumancia por el avasallamiento de las empresas petroleras (Bravo, 2005) . Países Latinoamericanos, además de Bolivia, en los cuales se han producido fuertes efectos sociales por las operaciones hidrocarburíferas son Perú, Ecuador, Venezuela, Colombia, México. Entre los impactos socio-culturales más críticos ocasionados por las operaciones de exploración y explotación petrolera, están: l
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Deterioro directo de la base de recursos como agua y suelos, por efectos de contaminaciones activas y de pasivos ambientales Deterioro de la base de recursos proteicos por contaminación (peces) o por ahuyentamiento-caza (fauna terrestre). Deterioro directo de zonas productivas (cultivos, potreros, zonas de descanso) para habilitar brechas, campamentos, planchadas, caminos. helipuertos, etc. Deterioro de la base de recursos de fauna y ora por intromisión de gente foránea que ingresa a los espacios indígenas y campesinos aprovechando brechas y caminos petroleros. Deterioro de la salud humana por impacto de la contaminación de cuerpos de agua. Alteración o destrucción de sitios sagrados o de importancia mítico-religiosa. Riesgo de siniestros y desastres por derrames de petróleo o fugas de gas.
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Negociaciones por separado o individuales, que llegan a generar susceptibilidades y división de las comunidades. Compensaciones irrisorias y subestimadas, de escasa signicancia para las reales necesidades locales. Compromisos en base a promesas y ofrecimientos (proyectos, maquinarias, insumos) que muchas veces son incumplidos. Cooptación de líderes y representantes de organizaciones a partir de prebendas y favores. Incremento del consumo de alcohol en las localidades cercanas, proliferación de centros de expendio de bebidas y estimulación a la prostitución. Encarecimiento de productos básicos en las localidades cercanas a las áreas de operaciones hidrocarburíferas.
En la zona tradicional, de acuerdo a testimonios recogido por Mamani (2003) después de varios años de vigencia de la normativa ambiental y la presencia de de las empresas petroleras, los pobladores no siente mejora alguna en su calidad de vida. Las actividades petroleras han intensicado la explotación forestal y la caza furtiva por parte de otros pobladores regionales, que ingresan a las diversas zonas aprovechando los caminos y brechas abiertas por las empresas. Según los actores locales de las zonas impactadas en el sur de Bolivia (Mamani, 2003), las empresas petroleras son depredadoras del medio ambiente y perturbadoras de la vida cotidiana a la que están acostumbrados los pobladores originarios. Estos pobladores perciben que las empresas invaden su medio, alteran la naturaleza y ponen en riesgo su subsistencia, señalan además que no es posible considerar un buen vecino a quien afecta los recursos de los cuales depende la economía y la vida misma de la población: “ Las empresas con el derecho de concesión en las manos, pretenden que las comunidades rmen compromisos de
buena vecindad, tratan de convencer a las comunidades para conseguir permisos de paso en potreros, sembradíos y áreas de pastoreo. Muchas veces lo consiguen fácilmente a cambio de entregar un lote de libros, cuadernos, unas cuantas calaminas o un botiquín médico ” (Mamani, 2003).
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En muchas ocasiones los funcionarios de las empresas (sociólogos, abogados, expertos negociadores) logran dividir a las comunidades al tratar el problema de forma individual o grupal, haciendo rmar compromisos que terminan siendo perjudiciales para los intereses de la comunidad en su conjunto (Mamani, 2003). Por otra parte a las comunidades les resulta muy difícil establecer en términos monetarios un daño ocasionado por las empresas en sus territorios, lo cual conduce e una subvaloración o subestimación frecuente. Desde la óptica local, y a pesar de que las compensaciones en bienes pueden ser importantes (postas, agua potable, etc.) los comunarios mencionan que nada les compensa por los daños ocasionados al medio ambiente y los recursos vitales como el agua y los bosques (Mamani, 2003). La declaración de los líderes de la organización indígena en razón del avasallamiento de PLUSPETROL el año 1999, resume la afectación social desde la propia percepción local (M.Gavalda, 2003): “No queremos que las empresas petroleras realicen planes en nuestro territorio sin la participación de nuestra organización; que dividan nuestras comunidades con pequeños regalitos, que nos mientan, nos engañen, nos atropellen, nos espanten los animales del monte, nos tumben los árboles y nos contaminen”.
Eectos sobre Ecosistemas y Vida Silvestre Las regiones de bosque tropical lluvioso (por ejemplo el Subandino Norte de La Paz o el Chapare) son más vulnerables y sensibles al efecto de contaminación de las operaciones hidrocarburíferas que las zonas secas como el Chaco, en función a su intrincada red de ríos y arroyos permanentes o estacionales. Esto implica una elevada probabilidad de dispersión de los contaminantes ya sea desde las líneas sísmicas, campamentos o planchadas de pozos. En los bosques secos los efectos de contaminación son más localizados, salvo en el período de lluvias, sin embargo presentan una elevada vulnerabilidad a grandes incendios cuando hay accidentes de gasoductos. Las zonas lluviosas en bosques de montaña como el Subandino Norte de Bolivia, presentan una elevada fragilidad a los efectos de remociones Obsrvatoro Abnta lidemA
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en masa y erosión, inducidas por las exploraciones sísmicas. El nivel de riesgo ambiental se incrementa exponencialmente a medida que las operaciones sísmicas o de pozos exploratorios (o de explotación) se aproximan más a cuerpos de agua como lagunas, meandros, ríos o arroyos. Los impactos sobre los ecosistemas de la actividad exploratoria o de explotación hidrocarburífera, pueden afectar de forma muy drástica a la potencialidad de provisión de servicios ambientales y ecosistémicos. En una forma muy resumida, los Servicios Ambientales se denen como bienes de la naturaleza con valor de uso indirecto o directo como en el caso de provisión de agua. Se reeren también a las condiciones ecológicas ofertadas o brindadas a partir de los procesos ecológicos esenciales, que se traducen en diversos benecios directos para comunidades locales o regionales. Estos servicios ambientales son incorporados por algunos autores como parte del capital natural. Entre los más relevantes se citan los siguientes: l
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Captación de agua y regulación hídrica dirigida a la provisión de agua limpia para el consumo humano, nes de riego o generación de energías hidroeléctrica. Las masas boscosas bien conservadas regulan, principalmente en cabeceras de cuenca, los caudales uviales y los niveles de erosión, lo que signica el control de desastres e inundaciones aguas abajo. Mitigación del efecto invernadero y cambio climático a partir de la absorción o secuestro de carbono (dióxido de carbono). Regulación climática a nivel regional, especialmente a partir de la continuidad de aportes de humedad a la atmósfera, por extensas masas boscosas. Regulación natural de plagas en zonas de producción, a partir del aporte de controladores naturales provenientes de zonas naturales circundantes Oferta de paisajes y entornos naturales de alta calidad ambiental y belleza escénica aptos para el desarrollo del ecoturismo.
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Los contaminantes petroleros en las aguas ocasionan efectos biológicos drásticos en la composición de las comunidades bióticas de peces, por ejemplo aumentan las poblaciones de las especies que son más resistentes a los contaminantes y se reducen o incluso desaparecen aquellas especies menos resistentes. En zonas donde se intensican las actividades petroleras de exploración, el impacto por ruido de las detonaciones sísmicas, tránsito de helicópteros y motorizados, además de grandes grupos de gente, se torna altamente signicativo para la fauna. El efecto de ahuyentamiento es crítico para muchas especies de mamíferos y aves, no quedando lugar para la suposición facilista de la rma consultora ARTHUR D´LITTLE con motivo del fraudulento Estudio de Evaluación de Impacto Ambbiental (EEIA), del Bloque Sécure, que armaba que no se dan impactos sobre la fauna “porque ésta de desplaza, encontrando un habitat en otra parte”. Lo que aparentemente desconocía entonces dicha consultora es, que las poblaciones de fauna se distribuyen ocupando espacios vitales y territoriales muy denidos, cuando ocurre un ahuyentamiento de un individuo territorial (jaguares, pecaríes, pavas, etc.), pierde dicho espacio pudiendo llegar a ocupar espacios ecológicos marginales, afectándose no sólo su supervivencia por alimentos sino su éxito reproductivo, lo cual afecta a la dinámica de la población de la especie. Al mismo tiempo, los individuos desplazados generan un efecto de competencia con otros individuos. Estos aspectos no son considerados en ningún EEIA que ha sido elaborado en Bolivia para las petroleras. Otro de los riesgos de que se ocasionen impactos socio ambientales radica en la tercerización de operaciones, cuando la empresa concesionaria realiza contrataciones a diversas empresas de servicios, como ser, compañías de perforación, de registros eléctricos, de lodos, de registro de lodos, de cementación, de manipuleo de cañerías, etc. (Arenas, 2008), cuya premisa es la de abaratar y reducir los costos de operación, pudiendo incluso darse sub contrataciones. En estos casos se dicultan las tareas de control y supervisión al cumplimiento estricto del EEIA.
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Principio Precautorio En la dinámica de impactos socio-ambientales es de gran importancia la consideración del principio precautorio, derivado del derecho internacional ambiental y considerado entre los principios de la Conferencia de las Naciones Unidas para el Desarrollo (CNUMAD) de Río 92: ….con el n de proteger el medio ambiente, los Estados deberán aplicar ampliamente el criterio de precaución conforme a sus capacidades. Cuando haya peligro de daño grave o irreversible, la falta de certeza cientíca absoluta no deberá utilizarse como razón para postergar la adopción de medidas ecaces en función de los costos para
impedir la degradación del medio ambiente (principio 15). Un principio que desafortunadamente ha sido absolutamente inaplicado por los Estados del mundo o por las empresas.
Este principio acuñado por el ecologista Ernest Mayer, hace referencia a que las decisiones sobre problemas ambientales y a favor del medio ambiente, deben tomarse aún cuando no existan investigaciones o pruebas concluyentes sobre la magnitud o gravedad del problema en cuestión. En otras palabras, dicho principio sostiene que la ausencia de pruebas cientícas denitivas, no debe utilizarse como razón para posponer medidas que protejan el medio ambiente o la salud humana, allí donde hay amenazas de daños graves e irreversibles para uno u otra. Diversos sectores cientícos y activistas consideran que es la manera más efectiva de combinar ciencia y ética, como un correctivo necesario para hacer frente al estilo de crecimiento desarrollista conado y poco responsable que ha dominado la economía global durante los últimos cincuenta años. De hecho, no son solo los promotores económicos los que se muestran hostiles hacia el principio precautorio, muchos cientícos han puesto en duda su validez cientíca, profundamente recelosos de la manera en que parece amenazar la autoridad de la ciencia inductiva y reduccionista basada en la relación causa-efecto.
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Evaluación de Riesgos Si bien pueden existir diversos enfoques sobre la gestión de riesgos entre las empresas y las organizaciones conservacionistas, es oportuno aclarar que en Bolivia así como en otros países que cuentan con legislación ambiental, el tema esta incorporado al proceso formal de Evaluación de Impactos Ambientales, tal como lo establece el Reglamento de Prevención y Control Ambiental (RPCA) que en e) del Art. 23 indica que para Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental se requieren entre otros elementos un Análisis de Riesgo y Plan de Contingencias, siempre y cuando el proyecto, obra o actividad, involucre la explotación, extracción, manejo, almacenamiento, transporte, tratamiento y/o disposición nal de sustancias peligrosas, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento para Actividades con Sustancias Peligrosas o que involucre alto riesgo sobre núcleos poblacionales. Podría entenderse que, según el RPCA, el componente “análisis de riesgo” está estrechamente y únicamente relacionado a actividades con sustancias peligrosas o actividades que una Actividad, Obra o Proyecto (AOP) involucren alto riesgo sobre núcleos poblacionales. Es evidente el reducido alcance que el reglamento conere al análisis de riesgo dado que no toma en cuenta el riesgo sobre entornos naturales que pueden presentar elevados niveles de sensibilidad a las intervenciones petroleras, tal es el caso de las Áreas Protegidas y/o TCOs. Es altamente recomendable que el análisis de riesgo también sea practicado en dichos entornos. Un análisis realizado por Ribera (2007) dene el Riesgo como la posibilidad de que se produzca un daño o catástrofe en el medio ambiente natural o social por causa de un fenómeno natural o inducidos por una acción humana. El concepto de riesgo implica un elemento potencial de pérdida, destrucción, degradación. El concepto de riesgo tiene directa relación con los conceptos de peligro, amenaza, vulnerabilidad. A partir de la gestión de riesgos, el Riesgo Ambiental se dene como la condición de amenaza o vulnerabilidad sobre algún componente medio ambiental (agua, aire, paisaje), ecosistemas, hábitats de especies, procesos ecológicos, debido a potenciales impactos o perturbaciones. Tiene una amplicación hacia los ámbitos sociales y económicos. Obsrvatoro Abnta lidemA
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La peligrosidad o grado de amenaza de un riesgo resulta del producto de dos factores: a) Probabilidad.- La forma más simple de medir la probabilidad es en el sistema binario: Esta puede ser muy baja, próxima a cero o muy alta, próxima a 1 (probabilidad 1 signica que el suceso se va a producir con seguridad). La elevada probabilidad de ocurrencia tiene que ver con un grado máximo de inminencia de un determinado impacto. Otras formas de medir la probabilidad de riesgo se deriva de procesos iterativos y de simulación, aunque todavía no ha sido comprobada una óptima consistencia. En relación a la probabilidad se puede analizar el grado de inminencia de un impacto. b) Magnitud. La magnitud del daño (efecto) derivado de un fenómeno o acción, vale decir de un impacto, puede variar desde inmensa (daño devastativo) hasta no signicativo o despreciable. La teoría sobre gestión de riesgos, considerando los enfoques Fisicalista y de Vulnerabilidad (Torrico et al. 2008), dene tres grandes tipos de riesgos: Riesgos naturales: Asociados a fenómenos naturales, como ser las provenientes de fallas geológicas y movimientos sísmicos erupciones volcánicas, huracanes o ciclones, etc. Riesgos naturales inducidos: Radica en el incremento de las probabilidades de amenaza por la acción humana, por ejemplo los derivados de las actividades de exploración petrolera en cabeceras de cuenca en zonas lluviosas con pendientes inclinadas, que pueden incrementar el riesgo de avalanchas y riadas aguas debajo de la cuenca. Riesgos antropogénicos: Provocados por el hombre, por ejemplo la contaminación a partir de fugas o derrames petroleros en pozos exploratorios. El concepto de amenaza es análogo al de riesgo. Una amenaza se entiende como una situación de riesgo o peligro potencial (para la calidad ambiental, un ecosistema o un recurso), que precede a una perturbación dañosa o impacto efectivo. Una amenaza es una situación 80
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de alto riesgo, que eventualmente se materializa en un impacto actual (puede desembocar en un desastre), especialmente si no se aplican medidas de prevención. La amenaza puede ser alertada, prevenida o revertida, mientras que un impacto debe ser controlado y mitigado. Una amenaza tiene esencialmente un carácter predictivo y proyectivo de las características del probable impacto, de esta forma es importante la previsión del grado o nivel de inminencia en cuanto la ocurrencia del impacto previsto. Sigue un tratamiento de análisis muy similar al de los impactos, bajo la condicionante de potencialidad de riesgo de ocurrencia que puede ir desde poco probable (incierto) hasta una inminencia inmediata. Se debe concentrar esfuerzos en estimar la probabilidad de ocurrencia y el grado de inminencia o proximidad de la amenaza en cuestión. En Bolivia, tal como se evidencia en el capítulo II, tanta la fase preventiva como de control de la evaluación de impacto ambiental, está regulada por el Reglamento de Prevención y Control Ambiental. Un análisis técnico efectuado en el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (Coello, J. 2005) discrimina el “riesgo ambiental” del “impacto ambiental” en función de la probabilidad de ocurrencia, entendido que el riesgo es aquel impacto potencial que tiene una probabilidad de ocurrencia menor al 100%, mientras que impacto es el que efectivamente está previsto que ocurra durante la intervención de una AOP (probabilidad de ocurrencia del 100%). Esta concepción vinculante entre riesgo-amenaza e impacto promueve a que el riesgo sea considerado como un impacto con menor probabilidad de ocurrencia, sin que ello signique su desestimación en la evaluación de impactos (incluyendo a los riesgos como impactos con probabilidad de ocurrencia menor al 100%) dentro del proceso de EEIA, dado que no existe necesariamente una relación directa con su signicancia (ej. Un riesgo de fractura de un oleoducto nuevo y en funcionamiento, de baja probabilidad de ocurrencia, si se hace efectivo puede provocar un impacto altamente signicativo). En tal sentido se recomienda que el análisis de riesgos no sea considerado tangencialmente en el proceso de EIA sino que se integre a todo el proceso de análisis técnico, obviamente concentrando el esfuerzo en los casos en que el impacto potencial o riesgo pueda producir daños ambientales signicativos. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Regiones y Zonas de Operaciones Hidrocarburíeras Las regiones del país que enfrentan mayores problemas socioambientales debido a la secuencia de operaciones hidrocarburíferas (acumuladas a lo largo de más de siete décadas) son las del Subandino Sur, la franja de bosques húmedos secos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz (Bosque tucumano-boliviano y Bosque seco del Chaco Serrano, y sus transiciones) en la cual se superpusieron numerosas etapas de exploración perforatoria, generando numerosos pasivos ambientales. En esta región, la serranía de Aguarague, que corresponde en su parte más sensible a un área protegida, ha sido la zona más intensamente impactada por las exploraciones de numerosas empresas desde los años 30. También la llanura chaqueña de los tres departamentos antes mencionados, soportó intensos impactos de las acciones exploratorias. Mas recientemente los impactos se trasladaron hacia la zona no tradicional, especialmente a la llanura circundante a Santa Cruz de la Sierra, al Chapare (Carrasco, Bulo Bulo, Isiboro Sécure) y la región de la llanura Chaco-beniana (campo Patujusal). Las zonas de operaciones petroleras y gasíferas se superpusieron con numerosas áreas protegidas, generando situaciones de abierta contradicción con las normas ambientales de creación de estas unidades y la propia Ley del Medio Ambiente. Las exploraciones petroleras en décadas anteriores se produjeron en diversas regiones del país como la llanura amazónica de Pando, el altiplano de La Paz y Oruro, la provincia Iturralde en el Norte de La Paz, las serranías subandinas benianas como La Boya o la zona Chiquitana en Robore y Tucavaca. Más recientemente la exploración petrolera de REPSOL, generó impactos comprobados en la zona de serranías de Eva Eva y el Isiboro Sécure (que es TCO y área protegida).
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ZONA TRADICIONAL
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Llanura Chaqueña Sur
Campos Representativos Bermejo, Camiri, Monteagudo, San Alberto, Toro, Cambeiti, Sábalo, Huacaya Madrejones, La Vertiente, Vuelta Grande, Porvenir, Suris, San Roque, Villamontes
Ecoregiones
Bosque de yungas tucumano boliviano-piso inferior subandinoy Bosque del Chaco serrano y transiciones. Complejo de Bosques secos del Chaco basal, matorrales, palmares y sabanas.
Para exploración Bosque de yungas tucumano Iñao (PNANMI boliviano -piso inferior subandinoIñao) ZONAS NO TRADICIONALES EN PRODUCCIÓN Y RESERVA Región
Llanura Chaco-Santa Cruz
Campos Representativos Caranda, Río Grande, Colpa, Palmar, Yapacaní, H.Suarez, Víbora
Ecoregiones
Bosque de transición Chaco – Amazonía-Chaco, Bosque húmedo de llanura
Llanura Chaco Patujusal Bosque húmedo de llanura beniana Subandino Bulo Bulo, Carrasco, Bosque pluvial pedemontano y Centro Paloma, Surubí, transiciones a Bosque pluvial de (o Boomerang Kanata llanura Chapare) ZONAS NO TRADICIONALES PREVISTAS PARA EXPLORACIÓN Región PN Amboró (Sta.Cruz)
Zonas Previstas
Bloque Espejos
Ecoregiones Bosque muy húmedo subandino norte
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Liquimuni – Chepite – Bosque húmedo aluvial Bloque Liquimuni Pilón Lajas subandino norte amazónico (La Paz-Beni) PNANMI Madidi Bosque húmedo aluvial Bloque Río Hondo (Norte de La subandino norte amazónico Paz) Pando Bosque húmedo de la llanura - Madre de Bloque Madre de Dios amazónica Dios ÁREAS EXPLORADAS EN ZONAS NO TRADICIONALES La Boya Bosque pluvial subandino norte (Subandino Serranía La Boya. amazónico Beni) Isiboro TIPNIS-Snia. Eva Bosque pluvial subandino norte SecureEva-Chapare (PN. amazónico, Bosque pluvial de Eva Eva – Carrasco) llanura Chapare Bosque pluvial subandino norte IturraldeProv. Iturralde y amazónico, Bosque pluvial de Madidi actual PN Madidi llanura Manuripi Actual Reserva Bosque húmedo de la llanura Pando Manuripi amazónica Prov. Ingacio, Manco Altiplano de Puna húmeda y Puna seca La Paz-Oruro Capac, Omasuyos, Carangas Región Chiquitania,Santiago, Complejo de Bosque subhúmedoChiquitanaTucavaca, Santo seco Chiquitano, matorrales y Robore Corazón sabanas Tabla 7 - Distribución de campos de hidrocarburos, considerando el tipo de zona y las ecoregiones comprometidas
Respecto al Norte de La Paz, entre los años 1975 y 1997, diversas empresas realizaron (ver cuadro cronológico) perforaciones exploratorias en las zonas de Tuichi, Liquimuini, Tacuaral, Yariapo, con resultados negativos. También en 1976 YPFB perforó el pozo Tuichi X-1 a una profundidad de 4.627 metros, sin resultados. 84
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Casos de Impactos Socio Ambientales Si se pretendiese realizar un análisis pormenorizado y completo de los casos de impactos y contravenciones ambientales y/o sociales ocasionados por las empresas petroleras en Bolivia (y solo en los últimos 20 años), se necesitaría al menos un par de gruesos tomos, tal es la magnitud de la arbitrariedad con que incursionaron las empresas petroleras, incluída la estatal. Solo se presenta algunos casos documentados en el país, siendo una pequeña muestra, aunque signicativa, de lo que costó el ansiado desarrollo petrolero. Desde inicios del siglo XX hasta la Década de los años 70: En la Zona Tradicional Hidrocarburífera (Chaco Serrano y sus transiciones al Bosque Tucumano-Boliviano, Chaco Sur):
1) Intensa exploración sísmica en el sur del país que deja entre otros impactos ambientales un entramado de caminos de más de 500 km de extensión por 5 a 10 metros de ancho. En la Región del Chaco Boliviano, a manera de trilla, visible al presente incluso en imágenes satelitales, aspecto que denota la baja resiliencia de los ecosistemas chaqueños, problema que ha provocado erosión de suelos, activación de arenales y habilitación de rutas de acceso para nuevos asentamientos humanos, tala forestal, cacería, entre otros. 2) Exploración y explotación hidrocarburífera en el Subandino Sur (zona tradicional), con el desarrollo de varios campos petroleros que actualmente han sido dejados son la toma de medidas adecuadas de abandono, varios pasivos ambientales entre los que se cuentan áreas de pozos antiguos y ductos que con el tiempo han sufrido deterioro y fracturas provocando derrames de hidrocarburos que afectaron la calidad del agua, el suelo, a los animales domésticos, silvestres y a las poblaciones humanas que habitan en varios sectores de la región (Ej. Pozos Sanandita X-1, Sanandita 31, Tucan-9, varios oleoductos de CLHB y TRANSREDES en actual funcionamiento, entre otros). 3) Problemas de erosión cultural y pobreza en las poblaciones indígenas y campesinas asentadas en las inmediaciones de los campos petroleros, en la región del Subandino Sur, pese al supuesto auge petrolero, Obsrvatoro Abnta lidemA
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agravados por la contaminación ambiental y la pérdida de fuentes de agua, escasas en la región. 1997: Vertidos de lodos de perforación en el río Putintiri y
de márgenes del río Isinuta (bloque Sécure): REPSOL
deforestación
Rebalses en fosas de lodos, pozo Surubí y contaminación de arroyos en Campo Paloma: MAXUS. 1997:
1998: Contaminación de cultivos en colonia El Palmar, vertidos de crudo
en ríos, Campo Katari, rebalse de fosas de lodos de perforación, Campo Carrasco: CHACO SA. 1999: El 2 de octubre de dicho año el Pozo Madrejones X-1001
de la Empresa PLUSPETROL, ubicado en el Chaco Tarijeño, a pocos kilómetros de la frontera Argentina, se descontroló produciendo una importante fuga de gas, el incendió obligó al desplazamiento de 8 familias campesinas que debieron abandonar sus tierras afectadas por la contingencia. Durante 3 meses y medio, PLUSPETROL fue incapaz de apagar el incendio del pozo. Las llamas, que alcanzaban los 30 metros de altura y 40 de diámetro incendiaron los bosques de la cercanía. Durante este tiempo, la zona fue acordonada por efectivos militares negándose el acceso a los pobladores y a la prensa. Tanto el Foro Yacuibeño de Medio Ambiente como la Asamblea de Derechos Humanos de Yacuiba, denunciaron la contaminación atmosférica y carencias económicas millonarias por la pérdida de regalías. Los pobladores exigían la indemnización por la sequía provocada por el incendio en toda la región y el uso de agua existente en atajado para apagar el incendio. Posteriormente, se realizó una auditoría ambiental de evaluación de daños , con el n de remediar y compensar los mismos. Contaminación en el Bloque Aguarague (Comunidades Ipa y Tarairi) por derrame de lodos de perforación en el pozo exploratorio Camatindi X-1000, e incumplimiento del EEIA, por la empresa CHACO (AMOCO). 1999:
1999: Contaminación por derrame de petróleo (tubería del pozo X-8) en
la quebrada Los Monos-Bloque Los Monos, contaminación del río Los
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Monos y río Pilcomayo. Pasivo Ambiental, bajo responsabilidad de la empresa CHACO SA. 1999: Se verican pasivos ambientales contaminantes de aguas, en torno al Campo Caigua trabajado por varias empresas, entre ellas YPFB. 2001: Se verica la existencia de fuerte contaminación en forma de fugas
frecuentes de gas y petróleo a partir de pozos explorados anteriormente por YPFB y otras empresas (abandonados como pasivos ambientales) en la provincia Gran Chaco de Tarija. 2002 al 2007: La Empresa PETROBRAS implementa el Proyecto “Líneas de Transferencia Poliducto/Oleoducto Campo Sábalo ” en el PN-ANMI
Aguaragüe, luego de tramitar la licencia ambiental correspondiente (año 2002). A n de resolver problemas técnicos y evitar impactos ambientales en el Parque Nacional se construyó un túnel de alto costo por debajo la cota 900 para el paso de los ductos, el cual atravesó parcialmente la Serranía del Aguaragüe en más de 2000 metros, siguiendo posteriormente los ductos por la Quebrada Los Monos (enterrados en su lecho) hasta la salida del área protegida. Como es de esperar, el proyecto generó importante cantidad de escombros, éstos se dispusieron en buzones para el connamiento del material extraído del túnel. Durante la etapa de operación, en fecha 2 de abril del 2006, una fuerte riada generó socavamiento y daños en los ductos enterrados, con aoramientos y fracturas en varios sectores, provocando derrame de hidrocarburos durante varias horas, hacia las aguas de la quebrada Los Monos y por intermedio de ésta al río Pilcomayo. Los daños ambientales no pudieron ser cuanticados por el efecto del relave y dilución de los hidrocarburos durante la riada. En la actualidad, la operación de los ductos ha sido reiniciada y se realizan obras de protección con mayores márgenes de seguridad al interior de la quebrada, las obras de reparación habrían superado los 20 millones de dólares. 2003: La Empresa TOTAL inició trámite de licencia ambiental para el “ Proyecto de Sísmica 3D Bloque XX-Tarija Oeste-Bloque Bereti ”, donde Obsrvatoro Abnta lidemA
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el área del proyecto comprometía alrededor del 40% de la supercie total del Parque Nacional Aguaragüe y un 10% de la supercie total de Área Natural de Manejo Integrado. La sísmica propuesta era altamente densa con separaciones entre líneas (fuente y receptoras) , de menos de 500 metros entre sí (dentro del área protegida), situación que estaría asociada a la generación de impactos ambientales signicativos sobre la fauna y ora silvestre y a riesgos de desestabiliazación en laderas de alta pendiente. El proyecto no obtuvo la licencia ambiental correspondiente. 2003 al 2004: La Empresa CHACO implementó el proyecto “ Perforación
Exploratoria Timboy X-1” en el PN-ANMI Aguaragüe, luego de tramitar la licencia ambiental correspondiente. El proyecto generó problemas ambientales por la desestabilización de taludes durante la apertura del camino provocando daños en la Quebrada Timboy y afectando la fuente de agua para la comunidad del mismo nombre, además del incumplimiento de la licencia ambiental por el desvío no autorizado del camino que generó problemas similares . Actualmente dicho proyecto está sujeto a proceso de Auditoría Ambiental, aunque se observa un retraso signicativo para su realización debido a problemas administrativos. 2001 – 2007:
La Empresa REPSOL obtiene licencia para el proyecto “Desarrollo Campo Margarita” el año 2001, procediendo a la construcción de una planta de tratamiento de gas, dos pozos petroleros y el tendido de ductos (gasoducto/oleoducto) por varias serranías incluyendo las Serranía de Caipipendi y Aguaragüe. En ésta última, no logra concluir el tendido de ductos. Hasta la construcción del tramo faltante, REPSOL viene utilizado los ductos de PETROBRAS para el transporte de hidrocarburos del Campo Margarita (medida temporal). La empresa REPSOL YPF provoca daños ambientales con trabajos de extracción en Campo Margarita. La empresa REPSOL YPF y MAXUS provocan un grave deterioro ambiental, por quema de gas, inltración de compuestos químicos, degradación de las piscinas de lodos, afectación a cultivos y aguas en la Región del Chaco. El gasoducto del Campo Margarita desarrollado por las empresas MAXUS y REPSOL YPF, afectará la Serranía del Aguarague declarada Parque 2004:
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Nacional. Organismos medioambientales denuncian intención de explorar petróleo en bosque primario del Valle de Sajta por parte de la empresa REPSOL YPF. 2005: La Prefectura del Departamento de Tarija denuncia contaminación por derrame de petróleo en la Quebrada Cororoi en el área protegida ,
Reserva del Aguarague, a causa de las operaciones de MAXUS, REPSOL YPF y PETROBRAS. El Servicio Nacional de Áreas Protegidas declara que por operaciones petroleras (REPSOL YPF, CHACO, PETROBRAS), existen áreas protegidas y territorios indígenas que están afectados y exige a empresas petroleras respetar territorios protegidos del país, según la normativa medioambiental y sectorial
Comunidades indígenas guaraníes denuncian que petrolera REPSOL YPF, no dio cumplimiento al convenio contraído el 2003 con la comunidad, en resarcimiento al daño socioambiental. Las Comunidades Guaraníes, denunciaron que las actividades de la petrolera REPSOL YPF-MAXUS en Campo Margarita (Tarija) provocan impactos socioambientales que no son remediados adecuadamente. 2005:
2006:
Comunidades indígenas guaraníes toman la Estación Parapetí del gasoducto Yacuiba-Río Grande (GASYRG), exigen a la empresa TRANSIERRA el pago de $us. 4.5 MM, en compensación por el daño socioambiental provocado por la construcción del gasoducto en su territorio. Medio millar de indígenas guaraníes iniciaron, una movilización hasta el campo petrolero Margarita para protestar contra la petrolera REPSOL YPF, exigen una compensación de 44 millones de dólares por daños al medio ambiente y la invasión de territorio. 2006:
Ambientalistas y comunidades indígenas denuncian que en los últimos diez años, las empresas MAXUS, PLUSPETROL y el CONSORCIO TRANSIERRA S.A. han desarrollado actividades de exploración, explotación y la construcción de obras civiles para el transporte de hidrocarburos dentro de las Tierras Comunitarias de 2008:
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Origen del Pueblo Guaraní, obviando el cumplimiento a cabalidad de las obligaciones ambientales y en materia de consulta social. También en la Zona No Tradicional Hidrocarburífera, se vericaron numerosos imopactos que afectaron a las comunidades locales: Década de los años 60 a principios de los 90: Exploración sísmica de varias empresas petroleras en la zona no tradicional hidrocarburífera, en cientos de kilómetros de extensión, en zonas de alta sensibilidad, sin contar con los recaudos ambientales respectivos (salvo los estándares de control de calidad internos) y sin la concertación de los actores sociales, los impactos ambientales de dichos emprendimientos no fueron determinados y se desconocen cuáles pueden haber sido sus efectos. 1975 – 1995: Perforación de varios Pozos Exploratorios en el Departamento de La Paz: Trabajos que han reportado resultados negativos en cuanto a la presencia de hidrocarburos (“pozos secos”) habiendo generado varios impactos ambientales, la mayoría no cuanticados hasta el presente. 1995 a 1996: Perforación del Pozo Exploratorio Yariapó X-1: La empresa TOTAL realizó una perforación exploratoria de alto costo en el entonces Bloque Madidi, al interior del Área Natural de Manejo Integrado del Área Protegida Madidi, con técnicas de intervención innovadoras que evitaban la construcción de caminos de acceso ya que el transporte de materiales se efectuó enteramente vía área con helicópteros. En el pozo no se encontró hidrocarburos procediéndose a su restauración con algunos problemas por el uso de especies invasoras como cudzu que tienden a alterar la composición orística de la zona.
Explotación de pozos por ANDINA y CHACO contamina aguas en el Trópico de Cochabamba. Indígenas declaran su preocupación por los impactos socio-ambientales de exploración petrolera realizada por la empresa REPSOL YPF. 1997-1998:
1998: La empresa AMOCO se adjudica un total de 13
campos petroleros en el Chapare (Chimore I y Chimore II), al igual que Campo Carrasco, todos en la zona de inuencia inmediata del Parque Nacional Carrasco y ocupada por familias de colonos de las tierras altas. Mientras, en 90
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el año 1998, los campesinos de la zona de Villa Tunari, impiden que REPSOL construya un canal de desague directo desde sus fosas de lodos de perforación, los cuales no habían sido tratados, a un arroyo cercano. REPSOL realiza un relevamiento aeromagnético vía sobrevuelo a baja altura, sobre el Parque Nacional Madidi y Reserva Pilón Lajas (Bloque Río Hondo) sin la respectiva licencia ambiental o un permiso de ingreso a un área protegida. Ante la disconformidad y reclamo de la Dirección de Áreas Protegidas, la empresa se compromete a realizar un Estudio de Impacto Ambiental de la Avifauna (cosa que nunca se hizo nalmente). El comentario de M. Gavalda (2003) resume la situación: “Este es un ejemplo más de la prepotencia transnacional colonialista. Todo un Ministerio de un país, después de permitir la entrada ilegal de una empresa en sus áreas protegidas más importantes, solo consiguió la promesa de un estudio sobre la afectación de los pajaritos por los helicópteros de la empresa”. 1998:
2000:
La Empresa ANDINA concesionaria del Bloque Amboró - Espejos gestionó la licencia ambiental para un proyecto de sísmica 2D, al interior del Parque Nacional Amboró, no logrando su autorización por la instancia competente debido al fuerte rechazo de las comunidades y municipios, principalmente de aquellas relacionadas a los emprendimientos ecoturísticos en la zona y a las observaciones técnicas del SERNAP, ya que se proponía el desarrollo del proyecto en zona de protección estricta dentro de dicho parque. 2000: Derrame petrolero en el río Desaguadero (Oleoducto Santa Cruz-
Sica Sica-Arica, administrado por TRANSREDES-REPSOL), 29.000 barriles de crudo y elevada contaminación en los ecosistemas uvial y aluviales circundantes. 2002 - 2003: La Empresa PETROBRAS tramitó las licencias ambientales
de los Proyectos de Sísmica 2D Río Hondo Sur y Sísmica 2D Río Hondo Norte, en el Bloque Río Hondo que se sobrepone con la Reserva de la Biosfera y Territorio Indígena Pilón Lajas. Dado que el proyecto de río Hondo Norte se encuentra sobre la zona de protección estricta del AP, el SERNAP, recomendó no otorgar la licencia ambiental correspondiente, solicitud que fue atendida favorablemente por la Autoridad Ambiental Competente. Obsrvatoro Abnta lidemA
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El proyecto de Sísmica 2D-Río Hondo Sur recibió licencia ambiental, al estar fuera del área protegida, pero no se implementó por decisión de la empresa que tramitó la liberación de pago de patentes por el Bloque, bajo la gura de contrato denominada “fuerza mayor” alegando imposibilidad de realizar actividades en el Bloque por razones que no son de su competencia. Autoridades buscan consenso con pobladores para permitir a REPSOL YPF y PETROBRÁS operar en áreas protegidas del norte paceño. YPFB pide cambiar normativa, para permitir a las empresas PETROBRAS y REPSOL-YPF explorar yacimientos de hidrocarburos en el Norte de La Paz, en zonas protegidas por leyes medioambientales. 2007:
Tropelías Petroleras en el TIPNIS Fuente: m.G aValDa, 1999. l as m anchas Del PetRóleo boliViano. La siguiente nota es una relación sucinta del proceso de exploración sísmica en un área protegida y TCO del Beni, en la cual primó la discrecionalidad y abuso de la empresa petrolera REPSOL, en abierta complicidad con los gobiernos de entonces, un claro ejemplo del menosprecio de la normativa ambiental. Para mayores detalles se puede consultar el texto fuente: M.Gavalda, 1999. Las Manchas del Petróleo Boliviano. Si bien la prospección y exploración petrolera en la zona del Isiboro Secure ya había empezado en los años 60 (GULF OIL), no es sino hasta 1994 cuando YPFB establece un contrato de operación de exploración y explotación del bloque Sécure localizado en el Parque Nacional y TCO Isiboro Sécure (TIPNIS), con el consorcio REPSOL-BHP-ELF-MAXUS. En realidad el bloque Sécure abarcaba al norte los espacios tradicionales (TCO´s) Chimane y Multiénico (lo que les permitió explorar la serranía de Eva Eva con similares impactos que en el TIPNIS) y al sur las zonas de colonización del Chapare incluído el entorno de Villa Tunari y el Parque Nacional Carrasco. El proceso tuvo serias falencias de inicio, la tristemente célebre rma ARTHUR D´LITTLE fue la que realiza el estudio de impacto ambiental (EEIA) de la exploración sísmica, de forma retrasada y a partir de referencias bibliográcas, además sin trabajo de campo ni consulta social, a pesar de
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ello el Ministerio de Desarrollo Sostenible aprueba el mediocre estudio. Lo más curioso del caso es que mientras ARTHUR D´LITTLE realizaba el EEIA en los Estados Unidos, las actividades de exploración ya estaban en curso, lo que signica que la empresa no contaba con Licencia Ambiental aprobada y opera una gran parte del tiempo en la ilegalidad. Otras evaluaciones complementarias realizadas por GEOPLUS fueron realizadas en base a un trabajo de campo de dos días para más de 700.000 hectáreas. Una clara demostración del nivel de seriedad con el que son asumidos los instrumentos ambientales por las petroleras. El año 1995 existe una resistencia abierta en contra de las operaciones de REPSOL por parte de los pobladores indígenas de la zona. A pesar de esto se ven obligados a rmar un acuerdo en el cual YPFB y el gobierno asumen una serie de compromisos relacionados con la incorporación de procesos de consulta social en las normas vigentes. El año 1996 empiezan las operaciones sísmicas en el Bloque Sécure, que signicará al nal un total de 20 líneas (960 Km.). El conicto se suscitó en función a la reticencia de la empresa de asumir los preacuerdos asumidos con la parte indígena, la dilación implicó una cooptación directa de la organización matriz CIDOB con algunas dádivas de dinero y equipos, además organizaron seminarios intrascendentes de “convencimiento” a la parte indígena sobre las bondades del desarrollo petrolero. Los años 1997 y 1998 se realizan constataciones y denuncias sobre el incumplimiento de la empresa a las obligaciones de respeto ambiental denidas en la norma e incluso a las propias recomendaciones del falaz EEIA. El año 1998, REPSOL abandona el TIPNIS, sin cumplir los compromisos rmados con las organizaciones indígenas y sin realizar las tareas de mitigación y remediación comprometidas. La Viceministra de Medio Ambiente Neisa Roca declara no conocer los convenios y se compromete a realizar inspecciones en la zona. Como premio, REPSOL consigue la licencia ambiental para la exploración sísmica del Bloque Pilcomayo. La relación de impactos vericados en el TIPNIS después de las operaciones de REPSOL: l
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Río Moleto: Explosión en brecha sísmica detonada a 20 metros del río, que ocasiona erosión de la terraza aluvial. Línea sísmica atraviesa cultivos y los deteriora, sin compensación.
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Cancha de fútbol de una población es utilizada como helipuerto sin autorización de la comunidad. Ichoa: Línea sísmica atraviesa un camino comunitario y una zona con repoblamiento de mara la cual se deteriora, se otorga una compensación de 100 bolivianos. Puerto Angostura: La brecha sísmica afecta una ladera de alta fragilidad y ocasiona derrumbes. Puerto Esperanza: Línea sísmica atraviesa una plantación de cacao de la comunidad, sin compensación. Río Moleto-Ichoa-Paraiso: Las brechas sísmicas que no fueron tapadas ni revegetadas, sirven de ingreso de colonos que entran a cazar y sacar madera. En diversas zonas: Numerosos árboles con diámetro superior a 20 cm. (hasta de un metro de diámetro), contradiciendo las disposiciones del EEIA; desbosques a menos de 20 metros de los cursos de ríos y arroyos; zonas de explosiones muy próximas a cursos de agua (hasta 5 metros o menos) y contaminaciones con bentonita y otras sustancias; desperdicios de los trabajadores (latas, plásticos) desperdigados en torno a los campamentos temporales; varias laderas con procesos erosivos inducidos por las líneas sísmicas; manipuleo precario de los combustibles y contaminación con residuos y envases. Comunidad Isiboro: Apertura de una línea sísmica adicional fuera del plan de operaciones. En la Zona del Chapare (sur del bloque) REPSOL perforó un pozo exploratorio en la zona San Mateo y Paractí (Pozo Villa Tunari), muy cerca del límite del Parque Carrasco, la empresa no construyó las fosas o piscinas de lodos en el área de la planchada y evacuó los residuos –lodos y aguas de formación- a los arroyos de la zona.
El año 1998, con motivo de una reunión con los indígenas, la empresa REPSOL declaró que: “en el Estudio de Impacto Ambiental se presentaban todas las medidas extraordinarias de prevención, restauración y contingencia que serían cumplidas al pie de la letra ”. Ni uno solo de los aspectos que menciona el EEIA, fueron cumplidos. En ninguna de las fases contaron con un técnico o supervisor ambiental. Posteriormente, tampoco se realizó una auditoría ambiental, dado el contubernio entre las empresas y los gobiernos de entonces.
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Las acciones de la compensación realizada por REPSOL y la empresa subcontratada (WESTERN ATLAS), pueden calicarse de infames, uno por que en muchos casos no hubo compensación alguna por los daños ocasionados a pesar de las promesas realizadas y en otros signicó esencialmente una burla, concretándose a la entrega de pelotas de fútbol, cuadernos escolares, vestimenta deportiva y repelente para mosquito. Según Max Gavalda: “ Se llevó a cabo una política de engaño y soborno a las comunidades afectadas y sus dirigentes, mediante promesas incumplidas, convenios escritos despreciados y una política de donaciones insignicantes
y ridículas que no satisfacen las necesidades de las poblaciones locales .”.
Los “seminarios” de información desarrollados por REPSOL fueron una burla, se mostraba a los indígenas un video montado de las operaciones de la empresa en la región sur del país, el cual no decía nada ni respondía a las dudas y preocupaciones de la población indígena. Lastimosamente en la actualidad y bajo un esquema supuestamente de cambio, REPSOL sigue operando en Bolivia de la mano de YPFB haciendo una apología de la impunidad y la angurria; todo parece indicar que ninguno de sus antecedentes de tropelías socio-ambientales ha sido tomado en cuenta. Nota.-
Actividades Hidrocarburíeras en Áreas Protegidas El hecho de que los Estados autoricen actividades petroleras o gasíferas dentro de áreas protegidas o en sus zonas de inuencia inmediata, atenta contra los objetivos para los cuales han sido creadas, al mismo tiempo que se violentan los acuerdos y compromisos internacionales asumidos en materia de conservación de la biodiversidad y de derechos indígenas, puesto que en la mayoría de las áreas protegidas de Latinoamérica existen ocupaciones étnicas ancestrales, incluso en aislamiento voluntario (Bravo, 2005). Bolivia no es el único país de América Latina con operaciones e impactos petroleros en sus áreas protegidas, la siguiente relación nos da una idea de la magnitud del problema (E.Bravo, 2005):
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Perú: Zona Reservada Tambo Pata Candamo, Area Natural Protegida Cordillera de Villcabamba, Reserva Comunal Machiguenga. Ecuador: PN. Yasumí, Reserva de Fauna Cuyabeno, Reserva Biológica Limoncocha, Bosque de Protección Pañacocha, Reserva Ecológica Cayamba Coca. Nicaragua: Reserva Miskito Panamá: PN. Dariem, PN. La Amistad México: Reserva de Biosfera Pantanos de Centla; Laguna del Carmen, PN. El Vizcaíno Guatemala: Reserva de Biosfera Maya, PN. Laguna del Tigre Colombia: Reserva Forestal Laguna Lipa.
En el Parque Nacional “Laguna del Tigre” en la Reserva de Biosfera Maya, en la región del Petén de Guatemala, se han perforado 32 pozos petroleros y construído 120 kilómetros de oleoductos, en tanto que una renería se sitúa en la zona de inuencia inmediata (Bravo, 2005). En el Ecuador, unos de los países más impactados por las actividades petroleras, se ha calculado que se han abierto unas 54.000 hectáreas de bosque primario en los procesos de exploración, mientras que por cada kilómetro de caminos petrolero abierto se han afectado al menos tres arroyos o pantanos. En la Reserva Cuyabeno, los trabajadores petroleros cazaron un águila Harpya, especie amenazada de extinción y considerada sagrada por los indígenas Huaorani (Bravo, 2005). Similares procesos de voracidad se vienen produciendo de forma muy intensa en toda la región subandina del Perú, donde la superposición de concesiones petroleras y áreas de explotación vienen afectando un gran número de áreas protegidas y espacios indígenas tradicionales (Alza e Ipenza, 2007). La superposición de lotes o concesiones petroleras con áreas naturales protegidas constituye un incumplimiento de las obligaciones estatales en materia ambiental (Alza e Ipenza, 2007). El Perú ingresó activamente en la dinámica hidrocarburífera a inicios del 2007 cuando promocionó internacionalmente contratos de licencia y despertando el interés de más de 30 empresas transnacionales. El proceso fue liderizado por la empresa estatal PERUPETRO SA., 96
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homóloga de YPFB en Bolivia. Esto causó profunda incertidumbre entre las organizaciones ambientalistas y movimientos sociales, debido a que años antes ya se había ocasionado superposición de lotes petroleras con áreas protegidas y territorios indígenas (Alza e Ipenza, 2007). En Bolivia, el área protegida más impactada por las actividades hidrocarburíferas, en especial exploratorias, es sin duda el PNANMI Aguarague, la serranía donde se instala esta área, fue intensamente explorada por la ESTÁNDAR OIL, entre 1926 y 1936 en los campos Sanandita, Camatindi, Caigua y Los Monos (Mamani, 2003), en una época donde poco o nada importaban los impactos ambientales. El año 2003, las zonas de la Serranía de Aguarague y sus entornos estaban concesionadas a PETROBRAS (San Alberto, San Antonio) y en el centro y norte a la empresa CHACO S.A. Las actividades de exploración son las que mayores impactos han ocasionado: Reserva de Flora y Fauna Tariquia, PN-ANMI Kaa Iya del Gran Chaco (cruzado además por el gasoducto a Corumbá), PN. Carrasco; TIPNIS o Isiboro Sécure. En riesgo de futuras exploraciones: PNANMI Iñao, PN Amboró, PNANMI Madidi, RB Pilón Lajas, Reserva de Vida Silvestre Manuripi. Muchas de estas áreas protegidas coinciden armónicamente con espacios tradicionales indígenas, lo que suma a los impactos ecológicos, los efectos negativos socio ambientales. Para facilitar el proceso de autorización de operaciones dentro de áreas protegidas, el año 2007 la autoridad sectorial de hidrocarburos lanzó la nefasta propuesta de exibilizar la normativa ambiental, incluida la Ley 1333. Un argumento recurrente de las petroleras y del sector hidrocarburífero del Estado, ha sido dirigido a minimizar la importancia del impacto de las operaciones cuando se encuentra en las zonas de inuencia de las áreas protegidas.
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Bloques Hidrocarburíeros y Campos de Explotación en Operación en Áreas Protegidas Un reporte del año 2006 de YPFB sobre el potencial hidrocarburífero en la Zona no tradicional indica: La evidente sobreposición de las áreas de interés hidrocarburífero con áreas protegidas de carácter nacional – como ser: PN-ANMI Madidi, RBTI Pilón Lajas, PN-TCO Isiboro Sécure, RNVS Manuripi, PN Carrasco, PN-ANMI Amboró y PN-ANMI Aguaragüe (éste último en la zona tradicional hidrocarburífera)- se constituye en la principal amenaza del sector para la conservación del patrimonio natural y cultural que contienen las áreas protegidas, ya sea por impactos directos, indirectos o futuro inducido, debido a la existencia de ecosistemas prístinos, frágiles y/o vulnerables (muchos ubicados en zonas de protección estricta), elevada biodiversidad y endemismos, presencia de territorios comunitarios de origen, comunidades indígenas, originarias y campesinas, cuyas culturas y dinámica social y económica puede verse alteradas negativamente si no se toman los recaudos oportunos correspondientes, principalmente en la zona no tradicional hidrocarburífera. Ante esta situación, se cuenta con la Ley del Medio Ambiente 1333 y su reglamentación, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y la Ley 1257 que ratica el convenio 169 de la OIT, como instrumentos legales que enmarcan la política y accionar del sector. No obstante, es menester del Estado Boliviano y de la sociedad en su conjunto velar por el cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, a través de una activa y efectiva participación durante todo el proceso de gestión ambiental del sector hidrocarburos, que parte desde la formulación y aplicación de las Políticas, Planes y Programas sectoriales hasta la formulación e implementación de los proyectos hidrocarburíferos. La clasicación de Zonas Tradicionales y no Tradicionales se sobrepone en algunos casos a algunas áreas protegidas como el PN y ANMI Aguaragüe, RNFF Tariquía, PN y ANMI Amboró y PN Carrasco en las cuales ya vienen desarrollándose actividades hidrocarburíferas que deben regularse por los respectivos contratos petroleros. Como la determinación de zonas tradicionales, no tradicionales y áreas de 98
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interés hidrocarburífero se puede realizar de manera permanente, muchas de estas nuevas áreas pueden coincidir con áreas protegidas por lo que el trabajo conjunto entre el Ministerio del Sector, el MDRAMA y el SERNAP debe apuntar a éste ámbito estratégico de acuerdo a lo analizado en el artículo 32 de la Ley y para lo que se precisa un marco normativo en el que se denan claramente las competencias y alcances particulares de ambos regímenes. Mediante Decreto Supremo No. 28467 de 24 de noviembre de 2005 se han aprobado a favor de YPFB once bloques o áreas de interés hidrocarburífero, sobreponiéndose a áreas protegidas los siguientes: l
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Bloque Madre de Dios (RNVSA Manuripi). En Zona no Tradicional. Bloque Madidi (PN y ANMI Madidi). En Zona no Tradicional. Bloque Sécure A (TIPNIS). En Zona no Tradicional. Bloque Sécure B (PN Carrasco). En Zona no Tradicional Bloque Cedro (PN y ANMI Amboró). En Zona Tradicional Bloque Aguarague (PN y ANMI Aguarague). En Zona Tradicional.
La parte considerativa del Decreto Supremo expone que al existir coincidencias geográcas de éstos bloques con áreas protegidas, comunidades campesinas e indígenas se deberá dar cumplimento a lo expuesto en los Títulos VII y VIII de la Ley 3058 de acuerdo a lo previsto en el Art. 32 de la misma norma. Al respecto se considera que se ha vulnerado el Art. 32 de la Ley ya que sus disposiciones son expresas al trabajo de coordinación que debe existir entre el Ministerio de Hidrocarburos, el MDRAyMA y el SERNAP, pero con caracter previo a la nominación de áreas de interés hidrocarburífero que ya fueron declaradas en el Decreto Supremo en cuestión, sin conocimiento del SERNAP para un trabajo previo. De acuerdo al Art. 37, parágrafos IV y V de la Ley de Hidrocarburos los descubrimientos que hayan sido declarados comerciales con anterioridad a la vigencia de la nueva ley y que no hayan sido desarrollados deberán sujetarse a ésta norma en el marco de los respectivos contratos. De la misma forma, en caso de descubrimientos comerciales producidos en Obsrvatoro Abnta lidemA
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el marco de la anterior Ley de Hidrocarburos, en los que no se haya cumplido la disposición de perforación de al menos un pozo por parcela seleccionada, serán obligatoriamente devueltas al Estado. En función a todo lo expuesto y con el objeto de analizar técnica y legalmente la situación de los bloques de Exploración y los campos de explotación es importante acceder a los Nuevos Contratos Petroleros suscritos en virtud del proceso de nacionalización de los hidrocarburos. De acuerdo a lo previsto en el Art. 67 de la Ley 3058, todo contrato debe incorporar especicaciones relativas a la protección y conservación del medio ambiente. Deberá también analizarse lo referido a los Títulos VII y VIII de la Ley en cuanto a los Derechos de los Pueblos Campesinos, Indígenas y Originarios. Los bloques o áreas de exploración más relevantes son el Tuichi Norte y Tuichi Sur que se sobreponen al PN y ANMI Madidi y a la RB TCO Pilón Lajas, en el Madidi se sobreponen a la zona de Parque y ANMI y en la Reserva a gran parte de la Tierra Comunitaria de Orígen. El bloque Río Hondo se sobrepone al PN y ANMI Madidi, a la RB-TCO Pilón Lajas y al PNTCO Isiboro Sécure. Los bloques San Antonio 1, 2 y 3 y Tarija Oeste-4-7, Bereti Este y Oeste, Aguaragüe y San Alberto se sobreponen tanto a la zona de Parque como ANMI del Aguaragüe y cubren prácticamente la totalidad del área protegida. Los bloques Tarija Oeste-1 y Cambari a la RNFF Tariquía. El Bloque Chimoré-1 se sobrepone a la zona de Parque del Carrasco y el Bloque Espejos Norte se sobrepone a la zona de Parque y ANMI del Amboró. Los Campos de explotación son aquellos que a la fecha se encuentran en operación y con actividades extractivas de hidrocarburos. Los Campos de Caigua y los Monos se encuentran afectando la zona de Parque y el Campo Sábado la zona de ANMI del Aguaruague. El Campo Churumas se sobrepone a la RNFF Tariquía. Los Campos Carrasco, Bulo Bulo y Kanata se sobreponen parcialmente al Parque Carrasco.
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Proyectos Anulados y Reactivados La Empresa PETROBRAS tramitó en 2002 las licencias ambientales de los Proyectos de Sísmica 2D Río Hondo Sur y Sísmica 2D Río Hondo Norte, en el Bloque Río Hondo que se sobrepone con la Reserva de la Biosfera y Territorio Indígena Pilón Lajas. Dado que el proyecto de Río Hondo Norte se encuentra sobre la zona de protección estricta del área protegida, el SERNAP recomendó no otorgar la licencia ambiental correspondiente, solicitud que fue atendida favorablemente por la Autoridad Ambiental Competente. El proceso ha sido reactivado, esta vez con PETROANDINA al amparo de la demanda de determinados sectores cívicos y sociales del departamento de La Paz.
Riesgos de la exploración y explotación hidrocarburíera en espacios indígenas y áreas protegidas del norte de La Paz Antecedentes La posible existencia de petróleo en el Norte de La Paz a partir de ciertos indicadores, más concretamente en el corazón del Parque Nacional Madidi, ha puesto en evidencia la vulnerabilidad de esta área protegida, patrimonio natural de Bolivia y zona de altísimo valor en cuanto a biodiversidad. Este hecho preocupa a la Liga de Defensa del Medio Ambiente LIDEMA, por los funestos efectos de una incursión empresarial a la zona, en una primera fase de exploración y posterior explotación. Por su parte el gobierno, a través del Viceministerio de Recursos Naturales y Medio Ambiente, ha manifestado que se debe respetar esta zona, y que se deberán analizar cuales son los benecios que las perforaciones le reportarían al país, para lo cual se tomarían, ante todo, los recaudos previstos en la Ley del Medio Ambiente. Ante esta declaración, un medio de prensa nacional ha calicado a esta Ley como “una piedra” y “una traba” que impide de forma directa que las petroleras ingresen al área y realicen trabajos de exploración para la detección de potenciales yacimientos de petróleo, impidiendo cualquier actividad económica en el área protegida. El gobierno ha raticado que se respetará la norma, y que si en su caso fuera necesario modicarla, se lo haría previa consulta al país y no de
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manera unilateral. “El Madidi es de todos. No podemos pensar de manera regional, considero que si las rmas petroleras presentan un plan serio éste debe contemplar el impacto ambiental”, sostuvo el Viceministro Juan Pablo Ramos. Por su parte, la Superintendencia de Hidrocarburos indicó que para que las petroleras trabajen en la zona es imprescindible que la Ley de Medio Ambiente se modique, sin este permiso no se podrá realizar ningún trabajo. Entre tanto, el Ministerio de Hidrocarburos dijo que esperan los informes de PETROANDINA para proponer el cambio de la norma. Una eventual exibilización de la norma ambiental (Ley 1333) para facilitar el ingreso de las petroleras será un penoso precedente que implicaría una seria vulneración a la ya debilitada gestión ambiental que dicultosamente se ha podido desarrollar el país en los últimos años.
Riesgos y Amenazas Las afectaciones a la calidad ambiental provenientes de la actividad petrolera y gasífera, derivan principalmente de las acciones de exploración y explotación, sin una ecaz regulación y scalización de todas las fases del proceso, además del mediocre nivel de compromiso de cumplimiento por parte de las empresas. Algo a ser enfatizado es la notable debilidad crónica que ha tenido la gestión ambiental en los países pobres como Bolivia, Ecuador o Perú, en los cuales los temas ambientales han sido sistemáticamente relegados a un segundo o tercer plano en función a las visiones desarrollistas plenamente concordantes con las lógicas neoliberales impuestas. Las actividades perturbadoras provienen de la instalación de helipuertos, piscinas, planchadas, sendas, ductos, y la construcción de caminos, actividades que ocasionan impactos magnicados cuando se realizan en zonas de muy elevada fragilidad ecológica. Casos concretos se han dado en el TIPNIS por acción del REPSOL, o en la serranía del Agüaragüe por CHACO Y PETROBRAS, donde sería importante realizar auditorias ambientales serias que muestren la magnitud e intensidad de los impactos ocasionados (Coello, 2007). A lo anterior se suman los efectos de la contaminación que proviene especialmente de las sustancias de alto poder contaminante usadas en la fase de exploración como sulfatos, bentonitas, ligninas, lignosulfatos, soda cáustica e, incluso materiales radiactivos como el bario. También proviene de las fases de perforación exploratoria que libera lodos de perforación ricos en
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metales pesados y radiactivos (Mereeld, J. 2000). Por su parte, el petróleo propiamente posee una enorme diversidad de sustancias contaminantes como benceno, tolueno, xileno, etiltolueno, naftaleno, uoreno, criseno, pireno, antraceno, etc., (Orozco et al.2005; Moreno, 2003), todas altamente tóxicas y varias cancerígenas, las cuales pueden ser liberadas al medio por situaciones de accidente o negligencia. Han sido frecuentes los eventos de contaminación a cuerpos de agua por escapes en las fases de perforación o por rebalses de piscinas de lodos. Ya en la fase de explotación y transporte han sido liberados al medio a partir de derrames de ductos en diversos puntos del país. En el caso de la explotación hidrocarburífera y gasífera, se prospectaron en los últimos 10 años, 84 campos, de los cuales 43 están en producción, con un total de 382 pozos en explotación (Montes de Oca, 2004). Esto implica recordar que la explotación petrolera en el país data desde 1916 (Castrillo, 1986; Mamani et al. 2003) y que a lo largo de varias etapas históricas se realizaron numerosas acciones de exploración y explotación que generaron numerosos pasivos ambientales casi en su totalidad sin medidas de mitigación o remediación de ninguna clase. Solamente en el departamento de Tarija se han inventariado preliminarmente un total de 150 pasivos provenientes de la actividad petrolera, los cuales vienen generando considerables impactos a los medios acuáticos y la salud poblacional de las zonas afectadas. En cuanto a las proyecciones, al igual que en el caso de la minería, se espera en los próximos años una intensa actividad de exploración inclusive fuera de las zonas tradicionales connadas al Subandino Sur, vale decir en las zonas subandinas del Norte como Madidi, Pilón, Isiboro Secure, Amboró, etc., y al amparo de una funesta e irresponsable exibilización de la Ley del Medio Ambiente, la cual paradójicamente pretende ser debilitada, cuando lo que se necesitaría es su fortalecimiento paralelamente a las capacidades de las instituciones responsables. La zona subandina en la que se pretenden realizar las tareas de exploración petrolera, es una zona de altísima fragilidad y sensibilidad ecológica, sujeta a frecuentes deslizamientos de carácter natural, dadas las condiciones topográcas, geológicas y de elevada pluviosidad. La región recibe entre 3.000 y más de 5.000 mm. anuales de precipitación pluvial y concentra las cabeceras de cuenca de numerosos ríos y arroyos auentes del Tuichi-Beni. La zona es una auténtica distribuidora de nacientes de ríos, lo cual sumado
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a la topografía accidentada, la hace altamente susceptible a derrumbes y deslizamientos que se producen profusamente incluso de forma natural. Las consecuencias de las actividades de exploración petrolera, especialmente si cubren numerosos puntos en amplios espacios, podrían producir consecuencias ecológicas funestas, reduciendo la capacidad y potencialidad de prestación de los servicios ambientales de protección de cuencas y control de caudales. Esto ocasionaría incrementos acumulativos en las cargas sedimentarias de auentes y torrenteras, provocando aluviones y riadas que podrían afectar las tierras comunitarias indígenas a lo largo del valle principal del Río Tuichi. Adicionalmente, la construcción de sendas y caminos para la exploración petrolera implica el riesgo de que se desencadenen a corto y mediano plazo procesos de colonización desordenada, tala ilegal de madera y caza furtiva, ocasionando un progresivo avasallamiento de los espacios indígenas y una incalculable pérdida de recursos biológicos estratégicos, además de las repercusiones sobre la creciente actividad turística en la región. La región Subandina donde ingresarían las petroleras es la de mayor riqueza biológica del país y una de las de mayor relevancia a nivel continental y mundial. Tan solo esta región aportaría más de un cincuenta por ciento de la riqueza de especies de plantas y animales de toda el área protegida. Paralelamente el extraordinario patrimonio cultural vivo de la nación incluye a varios grupos étnicos como Quechuas, Lecos, Tacanas, Josesanos, Esse Eja, Chimane, e incluso grupos indígenas en aislamiento voluntario. Es necesario recordar ademas, que en la actualidad, el Parque Nacional y Área de Manejo Integrado Madidi es considerado entre las 12 áreas protegidas de mayor relevancia mundial, información difundida globalmente en revistas especializadas. El Parque Nacional y Área Natural de Manejo Integrado Madidi, declarado el año 1995, a partir de Decreto Supremo 24123, se constituye en uno de los atractivos más importantes del ecoturismo mundial en Sudamérica. Algunos de los servicios de ecoturismo de mayor relevancia son realizadas precisamente por comunidades indígenas, como Chalalán en la región del Tuichi, (San José de Chupiamonas), Mapajo en Pilón Lajas (Chimane – Mosetene) y San Miguel del Bala (multiétnico). Es importante mencionar, que la última Declaración de las Naciones Unidas sobre los Derechos de los Pueblos Indígenas, reconoce el derecho de estos pueblos a denir el uso y destino de sus territorios y a exigir los resarcimientos por los efectos de prácticas ambientales negativas.
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Presión Sobre el Madidi En el pasado, la exploración petrolífera de las empresas SHELL, TOTAL y REPSOL ocasionó, importantes impactos ecosistémicos y de contaminación ambiental en diversas zonas de serranías subandinas de alta fragilidad. Hace un tiempo se produjo una fuerte presión para la otorgación del Bloque Río Hondo en el Madidi a la empresa PETROBRAS, previéndose el perjuicio a las poblaciones indígenas de la zona. Precisamente, en el año 2004, el gobierno de Sánchez de Lozada adjudicó, a las empresas CHACO Y PETROBRAS un contrato de explotación de los bloques Río Hondo en Madidi y Chimanes en Pilón Lajas. A lo largo del año 2006 y primeros meses del 2007 especialmente, se produjo una fuerte presión al gobierno, por parte de organizaciones cívicas del Norte de La Paz, algunas organizaciones campesinas contrarias al Parque Madidi y de la bancada congresal del departamento, en demanda de la exploración y explotación petrolífera en esa zona, bajo el argumento de la existencia de hidrocarburos, a partir de emanaciones de hidrocarburos en ciertas regiones del subandino. A esto se sumaría la imperiosa necesidad de fortalecer la imagen y proyección de una YPFB débil después de su refundación. La presión del Norte de La Paz, producto de una particular mezcla de politización y demagogia logró sus efectos y el gobierno dio luz verde al proceso. En mayo del 2007 se aprobó el Decreto Supremo 29130 a través del cual, reserva y adjudica áreas de interés hidrocarburífero en Zonas Tradicionales y No Tradicionales a favor de YPFB y establece los mecanismos de asociación a ser aplicados para el desarrollo de actividades de exploración y explotación. Entre las áreas reservadas y adjudicadas guran más de 240.000 hectáreas de la región subandina del Madidi, superponiéndose al Parque y a las TCO´s Lecos de Apolo y Tacanas de San José de Chupiamonas. En agosto del 2008, se rma un convenio con Venezuela para iniciar los procesos de exploración del Norte de la Paz, dando lugara a la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB–Petroandina) Sociedad Anónima Mixta (SAM) y Petroleros de Venezuela S.A. (PDVSA). Ese acuerdo incluye la exploración y explotación de los hidrocarburos del Norte Paceño, con una inversión inicial de 600 millones de dólares. En declaraciones ociales el Vicepresidente de la República, Alvaro Linera, destacó los avances logrados por el sector de los hidrocarburos, que aseveró, alcanzarán ganancias de 2 mil millones de dólares, pese a que aún faltan petroleras por presentar su plan de inversión. “Hay buenos avances, la mayoría de las empresas
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están alineadas, faltan una o dos empresas que lo hagan conamos que lo harán hasta el 20 de agosto”, dijo, luego de reunirse con el Ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, en una visita calicada de “mera rutina”. Representantes del Comité Cívico de La Paz, expresaron su júbilo por la rma del convenio entre los gobiernos de Bolivia y la República Boliviariana de Venezuela. De cualquier manera, hay incertidumbre sobre la existencia real de reservas de importancia económica que en realidad pudiesen justicar las iniciativas de exploración, se conoce que las manifestaciones de aoraciones superciales de petróleo en las zonas subandinas, asociadas en general a formaciones bituminosas (sedimentos anes a asbestos), pueden ser indicativos de depósitos residuales o de reducidos volúmenes sin relevancia económica para la expecativa de las empresas.
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Respuestas La Gestión Ambiental y el Sector Hidrocarburíero Al igual que en la minería, la notable ausencia de protagonismo del sector ambiental en el Estado tiene como contrapunto la preeminencia y sobredimensionada jerarquía de este sector extractivista-productivo. En términos genéricos, la raíz de la problemática radica en que el sector ambiental en el Estado siempre mantuvo un bajo perl en comparación con otros ministerios y sectores encargados de temas productivos y económicos. Esto ha signicado la total subordinación de los temas ambientales a las visiones de crecimiento económico. En un contexto aún más general, esta polarización hacia las visiones de desarrollo ha constituído desde siempre la marca registrada del capitalismo a nivel mundial. Parte de estas lógicas economicistas es la inexistencia de un proceso continuo y sistemático de tratamiento del tema ambiental en las Cuentas Nacionales, incorporando de forma efectiva indicadores de depreciación del patrimonio natural, esto con el n de conocer el costo ambiental que implica las acciones de desarrollo. De esta forma, la explotación de los recursos naturales y su agotamiento, tienen el efecto de aumentar el indicador de crecimientos Producto Interno Bruto (PIB) y de allí, que mientras más se exploten tales recursos y mayor sea su tasa de agotamiento, mayor será el éxito macroeconómico y el supuesto bienestar asociado a los indicadores de crecimiento. La debilidad y marginamiento de la gestión ambiental se traduce en que las acciones y mecanismos de control y scalización sean decientes e insucientes. Existe una penosa insuciencia en el campo de los operadores de la norma, lo que implica una seria deciencia de logísticas, presupuestos, personal técnico y legal especializado. La escasa aplicación de las normas y la inacción de las autoridades y ocinas responsables
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han ocasionado que proliferen los problemas ambientales en diversas regiones y escalas. Es generalizada la falta de un adecuado seguimiento a los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA), a los Programas de Prevención y Mitigación (PPM) o los Planes de Aplicación y Seguimiento Ambiental (PASA) o al propio Maniesto Ambiental. Esto repercute en múltiples omisiones y contravenciones de la norma y a compromisos asumidos por empresas y proyectos. No existen adecuados sistemas de monitoreo ambiental en las reparticiones del Estado, tampoco sistemas de alerta temprana ante emergencias ambientales, no hay sistemas de información y los que se fueron formando fueron desbaratados o paralizados. Ya se ha mencionado en otro estudio de caso que los EEIA, en pocos casos han sido tomados en cuenta en su real dimensión, como instrumentos de previsión de los impactos ambientales y efectivo orientador en la minimización de estos. Posiblemente es en el sector hidrocarburífero donde estos instrumentos de gestión ambiental, muestran de forma más patente la gura de un mero formalismo, una notable inconsistencia y supercialidad, y que permite simplemente aprobar el proyecto, con un bajo o nulo nivel de cumplimiento en lo posterior. También es llamativa la absoluta inaplicabilidad del principio precautorio. La gestión ambiental respecto del sector hidrocarburífero estuvo desde siempre y hasta hora, llena de falencias, debilidades y profundas inconsistencias, cuya raíz estuvo tanto en la preeminencia o prerrogativa del sector, como en el marginamiento del tema ambiental, que hizo y hace el Estado una práctica regular. La falta de voluntad política para hacer cumplir las normas e instrumentos ambientales fue a la par de una abierta complicidad de los gobiernos con el sector energético. El cumplimiento de las normas ambientales y sus instrumentos fueron percibidos como obstáculos, no solo por las empresas sino por sucesivos ministros de hidrocarburos que hicieron gala de una prepotencia y desprecio irritantes hacia los temas ambientales.
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Realidades Paralelas A modo de comparación es interesante analizar el problema administrativo de la gestión ambiental en el Perú, el cual es absolutamente homólogo y afín al de Bolivia, observándose las mismas debilidades y las mismas inconsistencias. La reacción burocrática ante la disgregación en el tratamiento de problemas, tan típica en las administraciones públicas, consiste en reforzar la centralización, llevando hacia arriba la toma de decisiones o imponiendo estándares de actuación a las unidades periféricas (Echevarria, 2001). En materia ambiental con frecuencia los problemas no son comprendidos de manera integral sino mas bien fragmentada, lo cual implica una lógica de fragmentación institucional, que da lugar a estancos especializados pero inconexos (Alza e Ipenza, 2007). Inclusive algunas organizaciones especializadas ven en los procesos de coordinación una amenaza a sus cuotas de poder regional o sectorial. De acuerdo a Alza e Ipenza (2007) las “bureau-patologías” se exacerban en la administración estatal de la siguiente forma: l
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La especialización tiende a fragmentar la actividad creando nichos o estancos organizacionales. Las relaciones antes que ser entendidas en términos de coordinación y proactividad son interpretadas en forma de competencia, exclusión y conicto o confrontación. Los estancos “desconcentrados” o “descentralizados”, hacen más difícil los procesos colectivos y una cultura común colaborativa. Las decisiones se imputan a la jerarquía organizativa y al interesado se le percibe como un sujeto abstracto titular de derechos y obligaciones. La responsabilidad de muchos termina siendo la responsabilidad de nadie. Los sub-organismos ambientales sectoriales (autoridades competentes) generan una gura ambigua en la cual cada instancia es juez y parte en la temática.
Las tendencias neoliberales a nivel mundial, impulsadas ávidamente por las grandes transnacionales, promueven autoridades ambientales Obsrvatoro Abnta lidemA
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independientes y solitarias, marginadas de la coordinación intersectorial, haciendo a los países más atractivos para las inversiones y así reducir los costos de transacción de sus operaciones (Alza e Ipenza, 2007). De esta manera el dogma del “Estado Mínimo” nos ha conducido a la debilidad de la autoridad estatal (fundamento del neoliberalismo) y la pérdida de conanza por parte del ciudadano. Una paradoja: por un lado se denuncia al Estado ausente y por otro se promueve la minimización del control gubernamental. Alza e Ipenza (2007) mencionan para su país, el Perú, algo que se acomoda para Bolivia como “anillo al dedo”: “ En un país como el nuestro, con gran diversidad y riqueza natural, requiere una institucionalidad fuerte, que supere los problemas de coordinación y colaboración”. Estos autores, identican en el Perú, una gestión ambiental inconexa y exenta de coordinación y colaboración, entre la empresa estatal petrolera PERUPETRO y el INRENA (Instituto de Recursos Naturales, del cual depende la gestión de la biodiversidad). Similar condición sucede en Bolivia, entre YPFB-Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el Viceministerio de Biodiversidad o el SERNAP. Estamos hablando de una misma realidad. Esta gestión pública inconexa, puede ser observada en toda la institucionalidad y la gestión ambiental, por cierto caótica, dispersa y carente de peso político. Los autores se quejan de que el tema ambiental no está visibilizado en el modelo de desarrollo del Perú. Aunque no sirva de consuelo, Bolivia es un calco dedigno a papel carbónico. No deja de asombrar el extraordinario paralelismo entre Bolivia y nuestro vecino país, Alza e Ipenza, (2007) concluyen: “Resulta contradictorio que mientras la comunidad internacional valora los recursos ambientales de los que gozamos, el gobierno peruano se empeña en ver su protección como un reclamo de grupos radicales o complots anti-mineros, etc. ”. La ironía de la semejanza radica en el parecer de los sectores estatales desarrollistas en nuestro país (hidrocarburos, minería, obras públicas) respecto de las posiciones que se ha visto obligado a asumir el Viceministerio de Biodiversidad, al cual tachan de radical y fundamentalista.
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Ley del Medioambiente y Ley 1689 La Ley del Medio Ambiente Nº 1333, en materia de recursos energéticos, establece que los mismos son factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, debiendo realizarse ecientemente su aprovechamiento, bajo las normas de protección y conservación del medio ambiente. La citada norma indica también que las actividades hidrocarburíferas deberán contemplar medidas ambientales de prevención y control de contaminación, deforestación, erosión y sedimentación así como de protección de ora y fauna silvestre, paisaje natural y áreas protegidas. De la misma manera, deberán implementarse planes de contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos contaminantes. Pese a los enunciados explícitos de la Ley Nº 1333, la actividad hidrocarburífera en el país no ha estado exenta de problemas ambientales de consideración durante la última década, tal es el caso por ejemplo del prolongado incendio de gas natural en el pozo Madrejones en Tarija, o el derrame de ingentes cantidades de petróleo en el río Desaguadero, o los daños provocados al Bosque Chiquitano en Santa Cruz por la construcción del gasoducto a Cuiaba, entre otros. Estos problemas ambientales pusieron en descubierto la existencia de numerosas falencias en la gestión ambiental del sector hidrocarburos, en el marco de la entonces Ley de Hidrocarburos 1689 y su reglamentación, vigentes hasta mayo del año 2005. Al amparo de la Ley 1689 -incrementando el escenario de conictividad-, se otorgaron concesiones hidrocarburíferas en Áreas Protegidas y TCOs., sin que se consideren procesos de consulta o coordinación con las instancias del Estado y de la sociedad civil, desconociendo las disposiciones normativas especícas en la materia, tal es el caso de la Ley Nº 1257 que ratica el convenio Nº 189 de la OIT y reglamentos conexos, y el propio Régimen Especial de Áreas Protegidas, establecido por Decreto Supremo 24781 (RGAP) y los decretos y leyes de creación de las Áreas Protegidas . Esto ha puesto en riesgo los objetivos de creación de estas unidades scales, por la intención de implementar los proyectos petroleros en Obsrvatoro Abnta lidemA
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zonas de alta sensibilidad ambiental como ocurre al interior de zonas de protección estricta, sin considerar además las consecuencias reales por impactos directos, indirectos, y futuro inducido tomando en cuenta el desarrollo de la cadena productiva, incluyendo los efectos sobre las poblaciones originarias, indígenas y campesinas en sus patrones de conducta, organización social, economía, acervo cultural entre otros. Bajo el contexto normativo de entonces, la gestión ambiental en el sector hidrocarburos se vió seriamente debilitada al momento de implementar los proyectos petroleros, principalmente debido a una normativa precaria en materia ambiental, con muchos vacíos técnicos y procedimentales para una adecuada scalización, evaluación, seguimiento y monitoreo, entre otros, así como por un alcance verdaderamente limitado en materia de participación social durante todo el proceso.
Política Sectorial y Principios Generales Según la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 vigente, se establecen en los siguientes lineamientos políticos que el Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la política sectorial del país en todos sus ámbitos. En este sentido, el aprovechamiento de hidrocarburos deberá: l
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Promover el desarrollo integral, sustentable y equitativo del país, esto implica: a) En lo integral, se buscará el bienestar de la sociedad en su conjunto; b) En lo sustentable, el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas; c) En lo equitativo, se buscará el mayor benecio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector. Garantizar el aprovisionamiento de hidrocarburos al mercado interno.
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Incentivar la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad. Desarrollar su industrialización en el territorio nacional. Promover la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus objetivos de política interna y externa.
La mencionada Nueva Ley de Hidrocarburos (Nº 3058) menciona: “Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principios del Desarrollo Sostenible”, dándose cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Artículo 171 de la Constitución Política del Estado, la Ley del Medio Ambiente y la Ley Nº 1257, de 11 de julio de 1991, que ratica el Convenio Nº 169 de la OIT y Reglamentos Conexos. El nuevo marco regulatorio emergente de la Ley 3058 deja sin efecto las concesiones para Exploración y Explotación de Hidrocarburos incorporando la gura legal de los Contratos de Producción Compartida, Operación o Asociación, para ejecutar actividades de Exploración y Explotación. Esto determina que el régimen de concesiones a los que estuvieron sujetos los operadores (empresas) que deberían convertirse al nuevo marco legal a través de la suscripción de Contratos Petroleros según sus actividades propias. Con la Nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058, de fecha 17 de mayo de 2005, gestada en un escenario político social muy distinto a la anterior Ley 1659, se tenía la esperanza de que el establecimiento de nuevas disposiciones, buscaban, además de la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo para el Estado Boliviano, el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas. Asimismo de acuerdo al artículo 11, entre los objetivos de la Política Nacional de Hidrocarburos se prevé que la utilización de los mismos debe constituirse en un factor del desarrollo nacional e integral de forma sostenible y sustentable en todas las actividades económicas y servicios, tanto públicos como privados.
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De acuerdo a lo expuesto, las actividades hidrocarburíferas en Bolivia deben incorporar la dimensión ambiental y social en absolutamente todos los procesos que van desde la Planicación hasta la Comercialización de los productos provenientes de esta riqueza. La observancia en estos niveles prevé la aplicación compatible de los alcances del Art. 5 de la Ley del Medio Ambiente y los Arts. 6 y 7 del Convenio 169 OIT, correspondiendo para el caso de áreas protegidas un tratamiento especial, dada la calidad de los valores naturales y culturales existentes en ellas. Del mismo modo, cuando se prevé la observancia de la “reglamentación conexa” se considera también reconocido el Reglamento General de Áreas Protegidas, las normas de creación de las áreas protegidas, los instrumentos de planicación y gestión y demás elementos de orden legal y técnico (Coello, 2008). Teóricamente, la Nueva Ley de Hidrocarburos 3058, debería cubrir varios vacíos y deciencias en materia socio – ambiental (Coello, 2008): l
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Mejorar los procesos de participación y consulta principalmente con los pueblos campesinos, indígenas y originarios, en cumplimiento con lo dispuesto en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), raticado por Ley de la República Nº 1257, lográndose avances reglamentarios a través del Decreto Supremo Nº 29033 del 16 de febrero de 2007, que trata especícamente sobre consulta y participación para actividades hidrocarburíferas. Resolver discrepancias a cerca de la pertinencia de intervención petrolera en Áreas Protegidas, sitios sagrados y otras áreas de valor natural y cultural, así como las restricciones, condicionamientos y exigencias para tal efecto. En este ámbito se valora positivamente la exigencia de Evaluaciones Ambientales Estratégicas que permitan realizar análisis integrales y participativos para determinar la viabilidad de los emprendimientos sectoriales en el marco del desarrollo sustentable, previo al otorgamiento de concesiones y permisos. Este instrumento requiere una reglamentación especíca con participación de todos los actores involucrados bajo la supervisión de la Autoridaa Ambiental Competente y el Organismo Sextorial Competente. Al respecto, cabe aclarar que si bien se han establecido y otorgado Áreas Reservada a YPFB, a través de decretos Supremos (DS Nº 29130
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del 13 de mayo del 2007; DS Nº 29217 del 2 de agosto de 2007; DS Nº 29226 del 9 de agosto de 2007), y se ha hecho ocial la autorización de conformación de una sociedad de economía mixta entre YPFB y PDVSA BOLIVIA S.A., denominada “YPFB – PETROANDINA S.A.M.”, para el desarrollo de actividades de exploración y explotación, tales disposiciones no privan el cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos en todos los acápites existentes en materia socio – ambiental. Fortalecer la scalización y monitoreo socio – ambiental a través de los recursos nancieros dispuestos por ley y la organización y coordinación social e interinstitucional, de acuerdo al nuevo Decreto Supremo Nº 29103 que versa sobre la materia. n
Establecer el marco legal y principios rectores de la actividad hidrocarburífera, donde queda sentada la actuación en el marco del principio de integralidad, sustentabilidad, equitatividad y precautorio, además de la obligatoriedad de cumplimiento de la Ley del Medio Ambiente y su reglamentación, el convenio 169 de la OIT y reglamentos conexos, la Ley Forestal, el Régimen Especial de Áreas Protegidas y los Convenios Internacionales Ambientales raticados por el Estado en el marco del Desarrollo Nacional Sustentable.
El nuevo marco regulatorio en materia de hidrocarburos en el país ha generado diferentes reglamentos, a nivel de Decretos Supremos, que tienen relación de omisión y superposición con temas ambientales (Coello, 2007): l
Decreto Supremo No. 28366 de 21 de septiembre de 2005 Reglamento de Delimitación de Áreas de Contratos Petroleros : El Reglamento contiene previsiones eminentemente de carácter técnico para la determinación de áreas, parcelas, subparcelas y secciones para contratos petroleros para exploración y explotación de hidrocarburos. No regula la identicación de áreas de interés hidrocarburífero previstas en el Art. 32 de la Ley.
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Decreto Supremo No. 28467 de 24 de noviembre de 2005 Reserva a favor de YPFB áreas de interés hidrocarburífero: Se apoya en el Art. 34 de la Ley, nomina y declara áreas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB para el desarrollo de actividades de exploración y explotación. La parte considerativa de la norma prevé que se deben cumplir con el Art. 32 y los Títulos VII y VIII de la Ley, no obstante ningún artículo considera estos extremos. Se advierte la existencia de seis bloques hidrocarburíferos sobrepuestos a áreas protegidas de carácter nacional y que no mereció ningún proceso de consulta o trabajo previo con el sernaP.
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Decreto Supremo No. 28310 de 26 de agosto de 2005 División del Territorio Nacional en Zonas Tradicionales y No Tradicionales: En aplicación del Art. 34 de la Ley 3058 se declaran las zonas tradicionales para el desarrollo de actividades hidrocarburíferas. El análisis del SIG-SERNAP demuestra la sobreposición de las zonas tradicionales a los PN y ANMI Aguarague, PN y ANMI Amboró, PN Carrasco, PN y ANMI Kaa Iya del Gran Chaco y RNFF Tariquía. Decreto Supremo No. 29033 de 16 de febrero de 2007 Reglamento para Consulta Pública en actividades hidrocarburíferas: La Gaceta Ocial de Bolivia en su Número 2970 de 22 de febrero de 2007 publicó este Decreto Supremo reservando el documento para una Edición Especial. La publicación del Reglamento recién se realizó en fecha 24 de abril y regula el marco institucional, los procedimientos y condiciones de la consulta pública respecto de Pueblos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas (PIO´s y CC) en sujeción a lo previsto en la Ley 3058. El resultado de la Consulta -según su art.7- debe ser respetado y considerado como criterios fundamentales para la ejecución de las Actividades, Obras y Proyectos. Por otro lado prevé dos momentos de Consulta, una, previa a la Licitación, Autorización, Contratación, Convocatoria y Aprobación de medidas, obras o
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proyectos hidrocarburíferos y otra previa a la Aprobación de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental. Decreto Supremo No. 28393 de 6 de octubre de 2005 Reglamento de Unidades de Trabajo para la Exploración de Hidrocarburos: Regula los mecanismos para la aplicación de las denominadas UTE (Unidades de Trabajo para Exploración) en los Contratos Petroleros. Se establecen métodos de exploración como la Sísmica, la Magnetometría, Gravimetría y los pozos exploratorios y estratigrácos. Este Decreto prevé un régimen compensatorio para aquellas concesiones anteriores a la ley y en los cuales la empresa no hubiese logrado ejecutar sus operaciones por razones ambientales o de preservación ecológica. Decreto Supremo No. 28398 de 6 de octubre de 2005 Reglamento de Licitación de Áreas para Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos: El Reglamento se sustenta en el Art. 35 de la Ley y prevé los procedimientos y requisitos legales para la Nominación y Licitación de áreas para Exploración y Explotación hasta la suscripción del respectivo contrato. Prevé de igual manera el cumplimiento del Título VII y el Art. 32 de la Ley 3058. Decreto Supremo No. 28420 de 21 de octubre de 2005 Reglamento de Devolución, Selección y Retención de Áreas: s sustenta en los Arts. 36 al 41 de la Ley, en lo relevante prevé la Conversión de las Concesiones a los Contratos Petroleros bajo la nueva norma con mecanismos de devolución de áreas. Decreto Supremo No. 29103 de 23 de abril de 2007 Reglamento de Monitoreo Socio-Ambiental en Actividades Hidrocarburíferas Dentro el Territorio de los Pueblos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas: El Reglamento desarrolla el marco institucional así como las funciones y atribuciones de los Comités de Monitoreo Socio-Ambiental Nacional y de Área de acuerdo a lo previsto por el Art. 131 de la Ley 3058 de Hidrocarburos. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Respecto al Plan de Acción Ambiental del Sector Hidrocarburos (PAASH), actualmente está desactualizado y en desuso, y debe ser replanteado en el marco del nuevo escenario nacional, a partir de las disposiciones de la propuesta de Nueva Constitución Política del Estado y las disposiciones legislativas y normativas que surjan de ésta. Así también deben considerarse como elementos estratégicos que denen la política nacional el Plan Nacional de Desarrollo, la política hidrocarburífera formulada en la Ley 3058, los documentos estratégicos y normativos existentes en el ámbito ambiental y de conservación de los recursos naturales, entre otros.
Políticas en Áreas Protegidas La denición de áreas de interés hidrocarburífero debe ser objeto de coordinación entre el Ministerio de Hidrocarburos, Ministerio de Desarrollo Rural, Agropecuario y Medio Ambiente (MDRAMA) y el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNAP) en el marco de sus competencias especícas. La identicación de áreas de interés hidrocarburífero, previas a su nominación formal, es competencia del Ministerio de Hidrocarburos, el MDRAMA y el SERNAP cuando coinciden geográcamente en áreas protegidas. Esto determina que el régimen de protección y los valores de conservación de las APs deben compatibilizarse con las prioridades y las expectativas hidrocarburíferas del sector así como las políticas macro nacionales de uno y otro ámbito. De cualquier forma, la elaboración del Decreto Supremo 28310 (delimitación de zonas) no contó con la participación ni del Viceministerio de Biodiversidad ni del SERNAP. Una vez que se hayan nominado las áreas de interés hidrocarburífero, las actividades hidrocarburíferas podrán desarrollarse en tanto la categoría y zonicación del AP lo permita y si se encuentra aprobado por un Estudio Ambiental Estratégico. Se deduce, de un primer análisis, que no pueden realizarse actividades de hidrocarburos en APs , con categoría de Parque Santuario y Monumento Natural, toda vez que son las categorías de mayor restricción para el desarrollo de diferentes actividades. Además deberá respetarse la zonicación propia de cada 118
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área protegida, lo que amplia las restricciones para el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en áreas protegidas que se encuentren bajo la categoría de Reserva de Vida Silvestre, ANMI y Reserva Natural de Inmovilización. La realización de un Estudio Ambiental Estratégico es otro requisito que prevé la Ley 3058 previa a la autorización o concesión de actividades hidrocarburíferas. El Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Estratégico (EEIAE) se encuentra previsto de forma enunciativa y genérica en los Reglamentos de Gestión y Prevención y Control Ambiental de manera tangencial, pero no se cuenta con una reglamentación que dena en detalle los procedimientos de actuación. Sin embargo su alcance está previsto únicamente a nivel de planes y programas, vale decir vinculado mas a la Gestión Ambiental y determinación de políticas y planes intersectoriales, que como instrumento de prevención y control ambiental (Coello, 2008). Sin embargo de acuerdo al Art. 138 “Deniciones” de la Ley 3058 la Autorización únicamente otorga un derecho para desarrollar gestiones comerciales o económicas de la actividad hidrocarburífera en forma temporal. Por otro lado la Concesión de a cuerdo al referido Art. 138 de la Ley, únicamente expresa el derecho para desarrollar o ejecutar actividades de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Distribución de Gas Natural por Redes, Suministro y Distribución de Productos Renados de Petróleo y la renación propiamente dicha, no previendo sin embargo las actividades de exploración y explotación (Coello, 2008). Esto constituiría una limitante a momentos de realizar una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) previa a la suscripción de Contratos Petroleros de Exploración y Explotación que era lo que debería haber consignado la norma. Este vacío normativo se considera el más importante cuando se trata de precautelar los valores de conservación de áreas protegidas y que debe ser analizado adecuadamente correspondiendo en todo caso tener que sujetarse genéricamente al Art. 31 de la Ley 3058. Complementándose el análisis del Art. 32 de la Ley, las actividades hidrocarburíferas no deben poner en riesgo los objetivos de conservación, servicios ambientales, recursos genéticos, espacios arqueológicos y socioObsrvatoro Abnta lidemA
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culturales, correspondiendo en todo momento estar sujetas también al Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental previsto por el Reglamento de Prevención y Control Ambiental de la Ley del Medio Ambiente.
Sitios Sagrados y Áreas de Valor Natural y Cultural La Ley de Hidrocarburos dentro del Título VIII referido al Medio Ambiente, prevé limitaciones expresas al desarrollo de actividades hidrocarburíferas. El Art. 132 prohibe la realización de licitaciones y la extensión de autorizaciones y concesiones para Actividades, Obras o Proyectos en áreas protegidas, sitios RAMSAR (Convención de Humedales), arqueológicos y paleontológicos así como en lugares sagrados de comunidades y pueblos campesinos, indígenas y originarios y otras áreas que por su biodiversidad o valor histórico sean relevantes. No obstante ello se prevé la excepción a la regla al sujetar a un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Estratégico (EEIAE) la viabilidad de su implementación. El artículo 133 por su parte, autoriza las actividades relacionadas con el “uso”(sic.) de hidrocarburos en áreas protegidas en sujeción plena a la categorización, zonicación, planes de manejo, realización de consulta pública además del cumplimiento del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental cuando no pongan en riesgo los objetivos de conservación del área protegida. El artículo, adolece de un vacío conceptual respecto del término de “uso” que debe ser contextualizado en la reglamentación correspondiente pudiendo en su caso inviabilizar la aplicación del artículo en su integridad. Asimismo la Ley utiliza de forma indistinta las categorías de “Estudio Ambiental Estratégico” (descrito en el artículo 32) y el “Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Estratégico” (descrito en el artículo 132) que pueden entenderse como sinónimos salvo diferenciación a nivel reglamentario. El EAE, de acuerdo al artículo 32, únicamente es previa a la autorización o concesión de actividades hidrocarburíferas, y no así para exploración y explotación. El EEIAE de acuerdo al artículo 132 es para todas las actividades hidrocarburíferas previstas en el artículo 31 de la Ley a n de determinar la viabilidad de la actividad. Por su parte el 120
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Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental de acuerdo a lo que prevé la Ley del Medio Ambiente y el Reglamento General de Prevención y Control Ambiental se debe aplicar a cualquier AOP no previstas en las exclusiones legales entre las que se encuentran las de hidrocarburos.
Comités de Monitoreo Socio-Ambiental Una vez suscritos los Contratos Petroleros se prevé la conformación de los Comités de Monitoreo Socio-Ambiental a n de evaluar los posibles daños socio-económicos y ambientales que se produzcan a nivel local y se puedan tomar las medidas correctivas y de mitigación más recomendables y de la forma más oportuna posible. La conformación de esté comité a nivel local esta dada por un representante de la sección municipal competente, dos representantes de las comunidades indígenas y un representante del titular del contrato petrolero. A nivel nacional también se crea un Comité de Monitoreo Socio-Ambiental que debe estar compuesta por el Ministerio de Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible (actualmente en ambigüedad institucional), el Ministerio de Participación Popular, YPFB y un representante de los pueblos indígenas. Como lo expone su nombre los referidos comités tienen facultades para monitorear las actividades hidrocarburíferas que se puedan implementar. La incorporación de estas estructuras organizativas, responde a los principios del control social y la participación de los pueblos indígenas, comunidades originarias previstas en el Convenio 169 de la OIT. Esta gura no fue establecida nunca de una forma consistente en las regiones bajo actividades hidrocarburíferas.
Actividades Hidrocarburíeras y Pueblos Indígenas La Ley 3058, incorpora un Título integro referido a la consolidación, en materia hidrocarburífera, de los derechos de los pueblos indígenas, comunidades campesinas y originarias. Prevé los siguientes derechos: l l l l
Consulta Compensaciones e Indemnizaciones. Intangibilidad de sitios. Servidumbres. Obsrvatoro Abnta lidemA
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La Consulta es obligatoria y debe ser realizada con carácter previo y oportunamente al desarrollo de cualquier actividad hidrocarburífera. El objeto de la Consulta es contar con el consentimiento o disentimiento de la comunidad o pueblo afectado y sus resultados deben ser respetados. La consulta de acuerdo a los incisos a) y b) del artículo 115 de la Ley deben realizarse previamente a: l
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La Licitación (posterior a la nominación de áreas de interés hidrocarburífero). Autorización (posterior a la explotación para la gestión comercial o económica) Contratación (posterior a la licitación y antes de la suscripción del Contrato Petrolero) Convocatoria (se entiende como Licitación) Aprobación de medidas, obras o proyectos ( la reglamentación deberá desarrollar las especicaciones) A la aprobación del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (por la autoridad ambiental competente de acuerdo al RGPCA).
La Compensación entendida como un monto económico para impactos socio-ambientales negativos, directos, acumulado y a largo plazo tomando como base el Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental y otros medios que permitan valorar los daños no cuanticados. La Indemnización como medida por daños y perjuicios emergentes de las actividades, obras o proyectos y considerados en la medida de los perjuicios derivados de la pérdida de benecios por actividades productivas, conocimientos tradicionales o aprovechamiento de recursos naturales. La Intangibilidad de Sitios Sagrados y Áreas de Especial Valor Natural y Cultural, garantiza el derecho a la tierra de los pueblos indígenas y comunidades campesinas y originarias, sean de carácter individual o comunitario, eximiéndoles de los procedimientos de expropiación salvo que una Ley expresa declare la utilidad y necesidad pública y siempre y cuando tenga los estudios de evaluación de impactos económicos, sociales, culturales y ambientales correspondientes y proporcionando en caso de emitirse esta declaratoria un procedimiento justo de 122
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expropiación y una compensación territorial a favor del pueblo o la comunidad afectada. Las Servidumbres se consideran para el caso de actividades de Transporte y Distribución de Gas por Redes e indistintamente del tipo de propiedad individual o comunal del pueblo o comunidad indígena, campesina u originaria y sujeta a un monto compensatorio por las afectaciones socioambientales que puedan sufrir de acuerdo a los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental realizados. Se puede concluir que la participación social en materia de gestión ambiental, durante años pasados, se ha limitado a la consulta pública convocada por los Representantes Legales de las AOP, realizada en la mayoría de los casos de forma precaria y a n de cumplir con los meros requisitos legales, en cumplimiento con lo establecido en el artículo 162 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental que establece: “ En la fase de identicación de impactos para considerar en un EEIA el Representante Legal deberá efectuar la Consulta Pública para tomar en cuenta observaciones, sugerencias y recomendaciones del público que
pueda ser afectado por la implementación del proyecto, obra o actividad. Si en el EEIA no estuviese prevista la misma, la Autoridad Ambiental Competente procederá a someter el EEIA a un período de consulta
pública y a recabar los informes que en cada caso considere oportunos,
antes de emitir la DIA”
Los siguientes instrumentos legales en cuanto a la participación social se encuentran vigentes: l
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Reglamento de Consulta y Participación para actividades hidrocarburíferas, Decreto Supremo 29033 del 16 de febrero de 2007. Reglamento de monitoreo socio-ambiental en actividades hidrocarburíferas dentro del territorio de los pueblos indígenas, originarios y comunidades campesinas, Decreto Supremo 29103 del 24 de abril de 2007.
Otros recursos de participación menos usados han sido las manifestaciones por escrito, a través de OTBs, con observaciones, críticas y proposiciones respecto de una Actividad, Obra o Poryecto ante la Autoridad Ambiental Obsrvatoro Abnta lidemA
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Competente u Organsimo sectorial Compentente, en forma técnica y legalmente sustentada durante la fase de revisión de la Ficha Ambiental, el EEIA o Maniesto Ambiental y Declaratoria de Impacto Ambiental o Declaratoria de Adecuación Ambiental. Así también los reglamentos RPCA y RGGA, prevén, durante cualquier fase de revisión de los instrumentos de regulación de alcance particular hasta el vencimiento del plazo para el otorgamiento o rechazo de la Licencia Ambiental, la petición o iniciativa de audiencias públicas. Finalmente, en cualquier momentote la vida útil de la AOP la presentación de denuncias, a través de la OTB, con la consiguiente fundamentación técnica escrita.
Ambientalismo de Libre Mercado en el Bosque Chiquitano Fuente: ecoloGía Política nº 18, 1999. El gasoducto San Miguel a Cuiaba (Brasil) que atraviesa el Bosque Chiquitano de la Provincia Sandoval de Santa Cruz y el área protegida (ANMI) San Matías creada legalmente en 1997, estuvo a cargo de la ENRON y SHELL, dos empresas con un nutrido legajo de contravenciones socio ambientales en todo el mundo. El año 1999, el proyecto logró el apoyo nanciero de una Corporación de Inversión Privada en el Extranjero (OPIC) instancia descentralizada del gobierno de los Estados Unidos. Según esta institución, la decisión fue tomada debido a la solicitud y negociación de algunas organizaciones de conservación de Bolivia e internacionales que apoyaron el proceso, si se aprobaba un Plan de Conservación presentado por dichas organizaciones, aspecto que fue calicado de anti-ético y generó una enorme crítica por parte de movimientos sociales y ecologistas de Bolivia. El resultado fue el logro del nanciamiento y la creación de una Fundación para la Conservación del Bosque Chiquitano (FCBC) la cual administra dicho fondo. Entre las organizaciones negociadoras del apoyo de la OPIC, estaban el Missouri Botanical Garden, FAN, WCS, WWF, las cuales de una forma no abierta y a espaldas de la sociedad y del propio Estado, se comprometieron a dar apoyo y “aval cientíco” al proyecto del gasoducto y aanzar un fondo de 20 millones de dólares para nes de conservación del Bosque Chiquitano, un claro ejemplo del ambientalismo de libre mercado. Se podría interpretar esta jugada de mercadotécnica “verde” en varios sentidos, por un lado un simple oportunismo carente de escrúpulos, por 124
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otra parte una salida desesperada ante lo inevitable del gasoducto pero que también tuvo una buena dosis de oportunismo desde luego, e incluso como un error de cálculo. Esto signicó para el proyecto, un idóneo “maquillaje verde”, sostenible, ecológico, pero un duro golpe a la imagen y credibilidad credibilidad del movimiento conservacionista y ambiental de Bolivia en general, desde el cual, de cualquier forma se emitieron numerosos pronunciamientos en contra de esta situación anómala, pronunciamientos que dieron la vuelta al mundo. Debido a ello, ello, WWF se retiró posteriormente posteriormente del proceso aunque el daño ya estaba hecho. Fue duramente rebatido el trazo directo del gasoducto que implica 360 Km. de recorrido, cruzando el relicto de Bosque Seco Chiquitano y el área protegida San Matías, además de ser espacio tradicional de las etnias Chiquitana y Ayoreode. Un trazo alternativo implicaba alargar el tramo desde San Miguel hacia el norte hasta Ascensión de la frontera y desde allí en paralelo a la ruta este hasta San Matías, sin embargo esto representaba un costo económico que las multimillonarias multimillonarias empresas no podían atribuirse en un país empobrecido como Bolivia. El EEIA fue elaborado por el consorcio ENTRIX-PCA el cual pretendía justicar el proceso con un estudio complementario que nunca fue puesto a conocimiento de las organizaciones o de la opinión pública. El cinismo de la ENRON-SHELL llegó al extremo de falsear la información cientíca obtenida para lograr su objetivo. Grandes supercies de los bosques tropicales húmedos y secos, pueden ser clasicados como naturales aún cuando han estado sujetos hace varios siglos en épocas precolombinas a intensos procesos de uso y modicación por culturas hoy en día desconocidas, después de estos períodos y en el lapso de varios varios siglos, estos bosques bosques se restauraron de de forma natural. Hay teorías por las cuales estos bosques se denominan “bosques culturales”, y esto se observa en distintas partes de la Amazonía, del Cerrado y del Bosque Chiquitano. Pues esta espléndida teoría eco-antropológica sirvió para que las empresas petroleras desde su perversa perspectiva de hacer las cosas, asumieran que el Bosque Chiquitano por donde iba a pasar el gasoducto era secundario y por tanto carente de valor. Una auténtica apología de la mentira. El gasoducto sirvió además además para construir un desvío sin autorización legal ni estudios, desde el gasoducto hasta la mina de oro Don Mario, propiedad de COMSUR.
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Los impactos a lo largo de la amplia vía (en realidad un camino amplio), a pesar pesar de de haber haber querido querido ser minimizados, minimizados, incluso por autoridades autoridades ambientales del gobierno, representaron una importante pérdida de habitats en una ecoregión única en el neotrópico. Si bien los primeros años se efectivizó un control social de la vía, con apoyo de la propia FCBC, posteriormente decayó la efectividad y el gasoducto se convirtió en vía de acceso facilitado de cazadores, abigeistas y taladores de maderas preciosas (El Deber 11/07/03). El gasoducto entró en funcionamiento el año 2001 a cargo de la empresa GAS ORIENTE (subsidiaria de ENRON y SHELL). El año 2006 se suscitó un conicto con la organización indígena Chiquitana, debido al incumplimiento de los compromisos de indemnización por parte de la SHELL.
Gestión Ambiental Empresarial en el Sector de Hidrocarburos, el reto de mejorar el desempeño Coello (2007) identica un doble desafío en ésta muy difícil proyección: a) Encontrar un modo de satisfacer la demanda pública creciente, nacional e internacional, por abundantes productos del petróleo y del gas a bajo costo, junto con el interés económico implícito, implícito, las divisas y otros benecios que genera el sector para el país. b) Satisfacer las expectativas y requerimientos de las empresas y entidades matrices, de la sociedad y el Estado Nacional en relación a la responsabilidad social y ambiental, así como el cumplimiento de la normativa vigente, incluyendo la protección de la biodiversidad. Se puede considerar que para el logro de este desafío, bastaría contar con la política explícita formulada a partir de la Ley del Medio Ambiente Nº 1333 y la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, a la cual las empresas , tanto nacionales como internacionales del sector hidrocarburos , deben circunscribirse. En la política empresarial, en materia ambiental, se debe discriminar la existencia de diferentes tipos de empresas en Bolivia partiendo de: 126
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1. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Bolivianos que a través de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 ha sido refundada bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos para que a nombre del Estado Boliviano pueda ejercer el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, asimismo pueda operar y/o participar de toda la cadena productiva de los hidrocarburos por sí o a través de sociedades, con competencias para negociar y administrar contratos petroleros, scalizar las actividades de exploración y explotación, previniendo daños a los yacimientos y maximizando la producción, scalizando la producción de hidrocarburos en calidad y volumen. 2. Empresas con contratos contratos petroleros petroleros bajo las tres modalidades que establece la Ley 3058 (Producción compartida, operación o asociación) para ejecutar actividades de exploración y explotación 3. Las empresas contratistas que ofrecen servicios técnicos a las empresas que cuentan con contratos petroleros con YPFB. El Ministerio de Hidrocarburos, como cabeza de sector, debe velar por el cumplimiento de la Política Nacional de Hidrocarburos debiendo supervisar el cumplimiento de disposiciones legales y normas en materia de hidrocarburos en todo el territorio nacional, incluyendo el accionar de las empresas que trabajan en el sector, bajo tuición propia (Y.P.F.B.) o mediante contratos petroleros, petroleros, en concesión o sociedad mixta. mixta. Por otro lado, se prevé que la Superintendencia de Hidrocarburos actúe como Ente Regulador velando por el cumplimiento, entre otros, de los derechos y obligaciones de las entidades sujetas a su competencia. De acuerdo a los estatutos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos promulgados por Decreto Supremo Nº 28669 de 5 de abril de 2006, Y.P.F.B. tiene como una de sus atribuciones “ Desarrollar Desarrollar de manera eciente sus actividades en un marco de transparencia y responsabilidad
socio ambiental” (inciso d, Art. 4), siendo responsabilidad de su Directorio, entre otros, “Asegurar que Y.P.F.B. participe en proyectos ecientes que se ejecuten en un marco de transparencia y responsabilidad
socio – ambiental” .
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De acuerdo a dicho estatuto el Directorio estará presidido por el Presidente Ejecutivo de YPFB y tendrá un total de 10 Directores con Derecho a voz y voto. Las ternas para el nombramiento de cinco directores serán propuestas en forma coordinada por los Ministerios de Hidrocarburos, Hacienda, Desarrollo Económico y de la Presidencia. Es lamentable que para el nombramiento de directores de la estatal petrolera, no participen al menos los Ministerios de Planicación y Ministerio de Desarrollo Rural, Agropecuario y Medio Ambiente, dado que el Directorio de YPFB toma decisiones sobre aspectos estratégicos de interés nacional que tienen una directa relación con el Ministerio de Planicación y aspectos ambientales y sociales de directa competencia del Ministerio de Desarrollo Rural, Agropecuario y Medio Ambiente. Esta situación puede generar un sesgo peligroso que desoriente , la búsqueda de desarrollo integral, sustentable y equitativo del país, tal como se requiere en el artículo 9 (Política de Hidrocarburos, Desarrollo Nacional y Soberanía) de la Ley 3058, aspecto que debiera ser observado y elevado a las instancias pertinentes, apelando a la modicación de dicho Estatuto. Un aspecto interesante de acuerdo a R. Rojas (2007), es la solicitud de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) de que se incorpore un representante suyo al directorio de la estatal YPFB, aspecto que requeriría la modicación del Decreto Supremo Nº 28669 de Estatutos de YPFB, y que pone en discusión la pertinencia de mayor participación social en dicho Directorio. Otro ejemplo de la debilidad institucional ambiental de la estatal petrolera, se denota al observar el organigrama de YPFB, la atención del tema ambiental que es tan crítico en un sector, caracterizado por generar grandes impactos, no tiene la jerarquía de una gerencia ambiental, no forma parte de las ocho gerencias técnicas que tiene dicha empresa, y es una simple dirección aislada, junto la dirección de recursos humanos. La progresiva transferencia de la administración de los hidrocarburos a YPFB, si bien se considera una reivindicación estatal necesaria, desde el punto de vista ambiental da escalofríos. En los años que le tocó ejercer protagónicamente la administración de la exploración y explotación (1970-1996), demostró escasa responsabilidad ambiental, incluso 128
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después de aprobada la Ley del Medio Ambiente y sus reglamentos. Uno de los principales argumentos para exigir la aprobación de la Ley de Medio Ambiente a nes de los años 80, fue precisamente el accionar discrecional de la empresa estatal. Actualmente, la preocupación se justica al observar la escasa jerarquía de la ocina ambiental de YPFB, muy similar a la de la Unidad Medio Ambiental del Ministerio de hidrocarburos. En cuanto a la política ambiental de las Empresas con contrato petrolero, habitualmente dichas empresas cuentan con estándares teóricos de calidad internacionales, avalados por sus entidades matrices, supuestamente en un continuo proceso de mejoramiento que en materia ambiental se reere a la implementación de la ISO 14000 a n de elevar el desempeño y la responsabilidad en la gestión ambiental empresarial, incidiendo su relación con clientes, comunidad, ecología del entorno y biodiversidad. En relación a la política ambiental de las Empresas contratistas, se observa que si bien dichas empresas tratan de adecuarse a los estándares de calidad de las Empresas Petroleras que contratan sus servicios, éstas no siempre buscan una mejora continua en sus procesos dado que consideran un gasto adicional que afecta su presupuesto, siendo que la experiencia demuestra que las Certicaciones ISO 14000, promueven un ahorro económico y mayor competitividad. Este aspecto debe ser considerado por las Empresas Petroleras a n de que dichas contratistas se alineen a la proyección de lograr una mejora continua en materia ambiental. No obstante y pese a todos los esfuerzos desplegados persisten los problemas ambientales y sociales, atribuibles a la falta de previsión y negligencia de algunas empresas petroleras, así como a la falta de un mayor control de parte de las entidades del Estado y una mayor participación efectiva de los actores sociales en la gestión ambiental del sector hidrocarburos. Desde una óptica mucho más radical (www.grain.org), se ha criticado acremente la actitud de muchas multimillonarias empresas transnacionales, como la SHELL, REPSOL, AMOCO, MAXUS, etc., Obsrvatoro Abnta lidemA
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(y no precisamente de empobrecidas cooperativas mineras o pequeñas empresas) que hacen lo imposible por soslayar el cumplimiento de las mínimas normas y obligaciones ambientales y sociales, que suponen en la mayoría de los casos irrisorias erogaciones e inversiones, lo cual no deja otra salida que pensar en la aplicación de las lógicas de perversidad e iniquidad de las políticas capitalistas.
Tratando de Conciliar Se han dado algunas iniciativas mundiales para conciliar las actividades hidrocarburíferas (en especial exploración y explotación) promovidas en algunos casos por organizaciones internacionales de conservación (Rosenfeld et al. 1999) y en otros por colectivos institucionalesempresariales: Conservation International o CI, TNC, IUCN, Smithsonian Institution, CHEVRON TEXACO, SHELL, STATOIL (EBI, 2003), situaciones que si bien han merecido algunos elogios, en otros casos han recibido fuertes críticas, consistentemente fundamentadas en la escasa seriedad y poca ética de las empresas, denunciado al mismo tiempo, el oportunismo de las organizaciones de conservación. La iniciativa ha sido calicada desde los ámbitos de denuncia radical (www.oilwatch.org; www.grain.org) como un intento de maquillar de verde la verdadera cara de las empresas petroleras. Algunas intenciones de integrar la actividad petrolera y la conservación ya se habían dado en el Perú (SI/MAB, 1997) a partir de intensivas jornadas de inventariación de la biodiversidad en zonas donde se tenía prevista la incursión de actividades petroleras, por ejemplo la realizada por el Smithsonian Institution en el Perú y bajo apoyo de la SHELL. El resultado es un mayor conocimiento de las zonas a ser impactadas y un posible monitoreo con el n de ir vericando en el peor de los casos, las pérdidas de biodiversidad asociadas a la actividad petrolera y los efectos colaterales. Según miembros de la Iniciativa de Energía y Biodiversidad (EBI): “las compañías energéticas toman decisiones operativas y políticas en el contexto de un sistema de gestión del riesgo de base amplia que evalúa los costos y los benecios de diferentes opciones, basadas en criterios
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nancieros, operativos, estratégicos y de imagen, así como los riesgos
al medioambiente y a una sociedad más amplia. La consideración y la implantación de las acciones y prácticas deben basarse en los resultados de un proceso exhaustivo de evaluación del riesgo que considere el nivel de riesgo para la biodiversidad, las operaciones y la reputación de la compañía desde diferentes perspectivas de acción”. Se ha observado, sin embargo, con demasiada frecuencia que en los análisis costo-benecio que se pregonaban, predominan los enfoques de privilegiar los intereses y el benecio económico de las empresas, normalmente reduciendo los costos de inversión en materia ambiental. Mientras que en la mejora de imagen, se ha enfatizado en una suerte de compensaciones sociales escasamente signicativas para las poblaciones locales. Esto ha dado como resultado que muy pocos avances se han logrado desde nes de los años 90, cuando dichas iniciativas de buenas intenciones salían a la luz.
En términos generales, hay mucho espacio entre lo que declaran los altos ejecutivos de las empresas, o lo que dicen las políticas ambientales de éstas, en términos de buenas intenciones y prácticas (declaraciones que normalmente parten desde ocinas en lujosos penthouses de grandes ciudades) y lo que realmente se cumple en terreno, donde los niveles de capacitación del personal técnico y la supervisión por parte de la empresa y del Estado, muestran profundas deciencias. Se ha declarado desde la EBI, la importancia de implementar buenas prácticas ambientales con nes de mejorar la reputación e imagen de las empresas; esto supuestamente sería una carta de presentación aceptable ante los gobiernos a la hora de realizar inversiones. Sin embargo, la experiencia muestra que esto no tiene asidero, al menos en los países latinoamericanos, donde los malos antecedentes de las empresas petroleras no constituyen obstáculo alguno para generar nuevas alianzas con los gobiernos de turno. También se armaba en el ámbito del la EBI que : “Los criterios para determinar si un riesgo o un impacto es signicativo, variarán
dependiendo del lugar y del proyecto. Cada compañía tiene su propia
denición de trascendencia y su propio nivel de tolerancia al riesgo,
basado en valores, experiencias y procesos de la compañía”. Armación que deja un margen bastante amplio de interpretación, al no existir Obsrvatoro Abnta lidemA
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claridad de como los niveles de trascendencia empresarial podrían llegar a conciliar sinceramente, con los niveles de importancia, prioridad y tolerancia establecidos en cada país y región.
Ejemplos de Falencias Actuales de Gestión A pesar del nuevo marco normativo del sector hidrocarburífero que incorpora con mayor sustancialidad los temas ambientales y sociales, es decir más allá del discurso, las nuevas políticas hidrocarburíferas en función a la necesidad de reactivación de YPFB, presentan similar grado de agresividad hacia los espacios naturales protegidos y las TCO´s, por ejemplo al abrir nuevas zonas “reservadas” a la exploración y explotación, incluso en las zonas núcleo de áreas protegidas como el Parque Madidi y proponer la “exibilización” de las normas ambientales con el n de facilitar dichos ingresos. Se observa por ejemplo, el incremento del área reservada para YPFB en el Bloque Madidi con el último Decreto Supremo 29224 (Nuevo Bloque Madidi con 690.000 Ha.) relacionado con el anterior Decreto Supremo 28467 (Antiguo Bloque Madidi con 242.500 Ha.). Es evidente que el último Decreto Supremo que reserva y otorga áreas de interés para YPFB, así como los anteriores, no observan lo dispuesto en el artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que textualmente indica: “El Ministerio de Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible y el Servicio Nacional de Áreas Protegidas previo a las nominaciones de áreas de interés hidrocarburífero, coordinarán actividades en el marco de sus competencias cuando las mismas coincidan en áreas geográcas. Las actividades de hidrocarburos, en sus diferentes fases,
podrán desarrollarse en áreas protegidas, reservas forestales, tierras de producción forestal permanente, reservas de patrimonio privado natural
respetando su categoría y zonicación, cuando el Estudio Ambiental
Estratégico, previo a la autorización o concesión, lo apruebe y no se ponga en riesgo los objetivos de conservación, servicios ambientales, recursos genéticos, espacios arqueológicos y socio – culturales, en el ámbito del desarrollo sostenible. Estas actividades estarán sujetas a reglamentos
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especícos, requiriéndose en todos los casos un Estudio de Evaluación de
Impacto Ambiental.”.
Al margen de la decisión política, hecha maniesta a través del Decreto Supremo de reserva de áreas para YPFB, se debe efectuar una representación y gestión ocial ante las instancias competentes a n de dar cumplimiento con lo dispuesto en la Ley Nº 3058, en cuanto a la aplicación de la política hidrocarburífera, que en lo sustentable establece el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas, enmarcados a los Principios del Desarrollo Sostenible, dando cumplimiento a las disposiciones del artículo 171 de la Constitución Política del Estado, la Ley del Medio Ambiente 1333 y la Ley 1257 que ratica el convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y reglamentos conexos. Así también es de alta prioridad formular y concretar la normativa sobre EAEs con participación de los actores involucrados tanto del estado como de la sociedad civil, en particular con las instancias representativas de las poblaciones indígenas, originarias y campesinas, dada la naturaleza estratégica de dicho instrumento de evaluación. En términos de aplicación de los instrumentos de gestión ambiental, los procedimientos de evaluación de la cha ambiental para la exploración de PETROANDINA (PDVSA-YPFB) en el Bloque Liquimuni, parecían iniciarse con mal paso. Hacia nes de septiembre del 2008, llamó la atención la inusitada premura con la cual se hizo revisión de la cha ambiental, dejando a la autoridad nacional (Viceministerio de Biodiversidad-Dirección de Medio Ambiente) un margen de evaluación de la mencionada cha de unas pocas horas, habiendo quedado el documento en las ocinas de la autoridad sectorial por espacio de varios días. A pesar de que la autoridad sectorial ya había conferido la categoría 1 (integral) que era lo más indicado, existía la preocupación de que el consorcio petrolero pretendía una igualmente rápida aprobación del EEIA, el cual estaba siendo elaborado a la par de la Ficha Ambiental, lo cual implicaba que las observaciones realizadas a la misma, difícilmente serían incorporadas en el estudio de impacto ambiental. La cha del bloque Liquimuni (elaborada por Empresa y Obsrvatoro Abnta lidemA
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Ecología, no hacía especial referencia a que la exploración se realizará en una región densamente poblada tanto por indígenas (Mosetenes, Lecos) como por colonos. Tampoco mencionaba el tema de las consultas sociales previstas por la norma y que deberán gurar de forma central en el EEIA, especialmente en una región con intensa actividad humana. El mapa presentado, aparte de las deciencias de escala y precisión, mostraba tres líneas sísmicas en el extremo Sudeste, que se salen del bloque Liquimuni y se proyectan hacia las TCOS Chimanes (Bosque Chimanes), de lo cual no se mencionaba nada. La cha presentada no mencionaba el riesgo de las líneas sísmicas abiertas como sendas que faciliten la penetración de personas que se asientan en zonas frágiles, corte de madera, caza furtiva, etc. hasta narcotráco en caso extremo. No se mencionaba tampoco este riesgo. Se mencionaba que el bloque está próximo a áreas protegidas (Madidi y Pilón Lajas), sin embargo no se profundiza el análisis en cuanto a la necesidad de aumentar el nivel de cuidado y responsabilidad o fortalecer los sistemas de control y respuesta ante emergencias, al ser una zona de inuencia inmediata También se observó, la decisión de usar la exploración sísmica de tipo 2D, donde se espera una mayor perturbación de los ecosistemas en supercie y mayores detonaciones para segurar un mejor efecto de reexión (pero con peores efectos en una región de alta fragilidad) que si se utilizara la sísmica 3D, que es más cara pero implica menor costo ambiental. La intención de abaratar los costos de exploración, pone en mayor riesgo a los ecosistemas de elevada fragilidad de la región. En Noviembre del 2008, se inauguraron los trabajos de exploración en el Bloque Liquimuni, seguramente con el EEIA y la Licencia Ambiental aprobadas, sobre los cuales no se tuvo conocimiento alguno, ni de la forma en que se salvó la situación de no haber realizado una consulta pública con la TCO Mosetene, aspecto que claramente constituye una violación de las normas ambientales vigentes. Los próximos pasos de PETROANDINA, se dirigen al interior del Parque Madidi; desafortunadamente, los antecedentes de Liquimuni, no nos permiten ser demasiado optimistas.
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Avances y Logros Desafortunadamente los avances y logros son muy reducidos en comparación con los impactos y retrocesos: l
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Difícilmente se puede considerar un logro, las acciones de limpieza realizadas por SHELL-TRANSREDES después del derrame del Desaguadero, tanto por su carácter parcial como por la exposición de riesgo a la que estuvo sujeta la propia población local contratada. El año 2000, a partir de una dura resistencia social e institucional que incluyó a municipios, organizaciones campesinas, ONG´s y el mismo SERNAP, se impidió el ingreso de la empresa ANDINA al Parque Nacional Amboró una joya natural, abierta en la época de Banzer a la exploración petrolera. Igualmente, con las nuevas políticas de YPFB, nuevamente el Amboró está en la lista de zonas exploratorias de las petroleras. El SERNAP el año 2002, logró de alguna forma impedir el ingreso de la empresa PETROBRAS con las operaciones de exploración en el Bloque Río Hondo (Parque Madidi), aunque éste aparente logro puede ser desvirtuado si se considera que dicha intención de ingreso ocultaba más bien una posibilidad de compensación en otros sectores más promisorios en la zona tradicional. En relación al Parque Nacional Aguarague, ante el requerimiento del SERNAP de un análisis de alternativas que considere la posibilidad de paso por el túnel de PETROBRÁS construido el año 2002 a n de evitar impactos por encima de la cota 900, se logró que el estudio se realice en dos oportunidades hasta lograr la denición de un trazo que cuente con la autorización de las instancias competentes, previo cumplimiento de la consulta pública respectiva. En lo técnico, se puede considerar como un avance en términos de apertura de caminos para la sísmica, a partir de la simple habilitación de sendas de 1,5 m de ancho, aspecto que coadyuva a la recuperación natural y asistida de la vegetación afectada.
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La reinyección de lodos de perforación constituye una medida importante de mitigación durante las fases de perforación exploratoria, proceso que en pocas oportunidades ha sido desarrollado. La reinyección de lodos debe ser realizada según norma, en sedimentos por debajo de 200 metros de los acuíferos aprovechables. En procura de dar atención a los problemas antes mencionados, en la aplicación del EEIA en Áreas Protegidas, el SERNAP durante la gestión 2005 impulsó la elaboración de un documento técnico denominado “Términos de Referencia de EEIAs en Áreas Protegidas”, mismo que actualmente se constituye en la base para el establecimiento de una Guía Técnica para EEIAs en Áreas Protegidas, a través de procesos de consulta y discusión con entidades técnico – cientícas, guía proyectada para su elaboración hasta mediados del año 2008. El citado documento incluye aspectos ambientales que permiten mejorar los diversos temas que se abordan en los EEIA, incluyendo la descripción de proyecto, descripción del Estado Actual del Ambiente (línea base), pautas metodológicas para la identicación y evaluación de impactos, criterios técnicos y de congruencia para el desarrollo de los Programas de Prevención y Mitigación (PPM), Planes de Aplicación y Seguimiento Ambiental, Programas de Abandono y Restauración y Planes de Adecuación y Remediación Ambiental. Hasta donde se conoce, en Bolivia no se han utilizado las tecnologías innovativas que reducen los impactos ambientales como la tecnología 3D de exploración o la perforación en diagonal de los pozos.
Respuesta Desde la Sociedad En Bolivia destaca la lucha y resistencia de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) en contra de los numerosos desmanes cometidos por las empresas petroleras en los últimos 15 años al amparo de los sucesivos gobiernos. A pesar de la posición clara y rme en contra de la intromisión inconsulta de la petrolera, las “negociaciones” fueron 136
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obviamente adversas a los guaraníes y muy favorables a la empresa, desde luego con el apoyo de los altos funcionarios de gobierno que participaron en la vergonzosa negociación en calidad de “abogados” de la empresa (M.Gavalda, 2003). Fue destacable la posición de la Subcentral y organizaciones comunales del Isiboro Sécure (TIPNIS) a nes de los años 90, así como de las federaciones de colonos del Chapare, en contra de las acciones altamente irregulares de REPSOL en el proceso de exploración sísmica y perforatoria. También destaca de manera fundamental la resistencia campesina del año 2000, en defensa del Parque Nacional Amboro, ante el intento del gobierno de concesionar un bloque de exploración petrolera a la empresa ANDINA. A esta lucha se sumaron los municipios de la región, ONG´s ambientalistas y el propio SERNAP (en abierta contradicción al propio Ministerio de Desarrollo Sostenible al cual pertenecía). También el año 2000 fue un tiempo de resistencia social en las tierras altas ante el atropello de las empresas petroleras. El derrame de crudo en el Desaguadero, generó una fuerte resistencia y denuncia por las comunidades locales que se vieron engañadas por TRANSREDES, sumándose varias organizaciones ambientalistas como FOBOMADE y LIDEMA. Ejemplos relevantes de movimientos y resistencias sociales en contra de las petroleras en Latinoamérica son (Bravo, 2005): Los procesos judiciales en una corte de Nueva York por pobladores indígenas de la Amazonía ecuatoriana en contra de la empresa TEXACO y CONOCO que desarrollan actividades de alto impacto ambiental y social en espacios como el Parque Nacional Yasuní o el territorio Shiwiar, del mismo modo la reacción de los pueblos Shuar y Achuar en contra de la empresa ARCO. También destacan la lucha de los campesinos de la región de Tabasco en México, en contra de las actividades de la poderosa empresa estatal PEMEX que ocasionaron derrames e intensa contaminación ambiental. En Venezuela destaca la lucha del pueblo Warao en la región del delta del Orinoco, que es la nueva frontera de expansión petrolera en ese país. Otra confrontación se suscitó en el Perú, entre la Defensoría del Pueblo el Movimiento - AIDESEP - CONAP y la empresa PERUPETRO, Obsrvatoro Abnta lidemA
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debido a las poco éticas declaraciones del entonces presidente de dicha empresa estatal, Sr. D. Saba, respecto a la condición de los pueblos indígenas incontactados en regiones naturales, a ser afectados por las operaciones petroleras. La idea de este ex-ejecutivo de PERUPETRO llegó al colmo de lo indigno y absurdo, al armar que la empresa estatal del petróleo en el vecino país, promocionaría un estudio en la zona de los pueblos en aislamiento voluntario… “ para conocer la posición de los pueblos indígenas en aislamiento voluntario ”, “ puesto que nadie les había consultado sobre el tema petrolero en sus espacios ”. También la AIDESEP del Perú, solicitó a la comisión Interamericana de Derechos Humanos intermediar ante el Estado peruano para la paralización de las operaciones petroleras de las empresas BARRETR RESOURCES y REPSOL YPF, en los lotes 67 Y 39 en la selva de Loreto (Napo Tigre) y en la zona del Madre de Dios por existir pueblos indígenas en aislamiento voluntario (Mashco Piro, Yora, Arahuaca). Similares situaciones de riesgo cultural enfrentaremos en Bolivia, respecto a las operaciones de exploración en diversas zonas interiores del Parque Nacional Madidi por parte de PETROANDINA, y se avasallen los espacios tradicionales del grupo en aislamiento voluntario Toromona. En agosto del 2006 el pueblo indígena Shipiba de Cashiyacu (Ucayali) tomó las instalaciones de la empresa MAPLE GAS CORPORATION debido a la contaminación no mitigada y falta de compensación. En diciembre del 2006 se agudizó el conicto entre las comunidades del Madre de Dios y la empresa SAPET (sucursal de CHINA NATIONAL PETROLEUM CORP.) debido a un EEIA pobremente presentado. En el otro lado de la gura, es notoria otra forma de respuesta social al tema hidrocarburífero y es el de una notable complacencia y aceptación de las operaciones de exploración y explotación petrolera o gasífera, esto en función a una expectativa favorable, proyectada hacia los benecios económicos provenientes de las regalías e impuestos directos a las regiones, subprefecturas y municipios. Esta actitud social, favorable al desarrollo hidrocarburífero, se hace efectiva principalmente en las poblaciones mayores y ciudades intermedias (p.e. Camiri, Villamontes, Yacuiba, Entre Ríos, Caraparí) y no precisamente en las
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comunidades rurales que son las principales afectadas por los desmanes hidrocarburíferos.
CONCLUSIONES l
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La actividad petrolera en el país empezó a nes del siglo XIX y comenzó a generar importantes impactos ambientales y sociales desde hace varias décadas, principalmente de la zona tradicional o sur del país y especialmente en Tarija y Santa Cruz. Al respecto existen numerosos pasivos ambientales acumulados provenientes de pozos exploratorios abandonados o productores agotados. La región hasta ahora más impactada por las operaciones hidrocarburíferas es el subandino y Chaco Sur (Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca), también llamada zona tradicional. Sería importante la realización de una evaluación socio ambiental de tipo peritaje audital trans-discpliplinario, para establecer la magnitud e intensidad de las afectaciones, tanto por impactos actuales como por pasivos. En cuanto a los riesgos y amenazas derivadas de las futuras proyecciones de YPFB y las empresas asociadas (PETROANDINA, PETROBAS, REPSOL YPF, etc.), éstas se concentran mayormente en el Subandino Amazónico Norte de La Paz. La preocupación radica en el decreto que otorga zonas reservadas a la exploración y explotación a favor de YPFB, incluso dentro de áreas protegidas fuera y dentro de la zona tradicional (Madidi, Pilón Lajas, Amboró, Manuripi, Iñao, Aguaragure), destacando entre los nuevos contratos de exploración petrolera el realizado con PDVSA de Venezuela y la formación de una nebulosa Sociedad Anónima Mixta o SAM. Dicho decreto que establece las zonas reservadas a YPFB, fue declarado sin que exista el proceso de consulta pública y social, establecido por las normas vigentes, lo cual muestra el accionar arbitrario del sector energético en el Estado. De esta forma, como en ningún momento de la historia del Sistema de Áreas Protegidas, creado el año 1992 , en la actualidad se ciernen amenazas de incursiones petroleras sobre 10 áreas protegidas, la mayor parte de ellas constituyendo, al mismo Obsrvatoro Abnta lidemA
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tiempo, espacios tradicionales de diversos pueblos indígenas, siendo consideradas de elevada fragilidad ecológica y elevada importancia en términos de proteger el patrimonio natural del país. Un elemento recurrente en el historial de las políticas públicas del país, es la debilidad crónica de la gestión ambiental y este es sin duda, una de las raíces fundamentales de la proliferación de impactos ambientales y sociales, derivados de los sectores extractivos como hidrocarburos o minería. No existe una efectiva coordinación interinstitucional e interorganizacional, que permita optimizar la gestión en materia socio – ambiental. Predomina una gestión pública inconexa y fragmentada. No se ha efectivizado la scalización y el monitoreo socio – ambiental, como tampoco se han generado las capacidades técnicas que se requieren para tal efecto. Existen limitaciones en cuanto a recursos económicos para tal efecto. Al momento no se ha logrado un real compromiso del sector para el cumplimiento de la Ley del Medio Ambiente Nº 1333 y su reglamentación, incluyendo el Reglamento General de Áreas Protegidas, así como la propia Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y los Reglamentos de Monitoreo Socio – Ambiental y Consulta Pública junto con las disposiciones del Convenio 169 de la OIT raticada por Ley de la República 1257. Ello implica que no se está garantizando que el sector Hidrocarburos esté enmarcado en la Política Nacional para “Vivir Bien”. El sector hidrocarburífero considera a los temas socio ambientales como simples trabas u obstáculos al libre desarrollo de sus actividades. No se han concretado las Evaluaciones Ambientales Estratégicas en las áreas de interés hidrocarburífero, vinculadas con áreas protegidas y TCOs, y no se ha garantizado una amplia participación de los actores sociales e instituciones involucradas en los procesos. La ausencia de inversiones en el sector hidrocarburífero, atribuible a muchas circunstancias, tiene una connotación social más importante que en el caso de la minería, ya que está en Obsrvatoro Abnta lidemA
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juego el consumo energético interno, además de los compromisos contractuales de exportación en la región. De cualquier forma, el riesgo de ocasionar impactos sociales y ambientales se incrementaría, si el ritmo de inversiones aumentara, considerando: la debilidad de la gestión ambiental desde el Estado, el desprecio a los temas socio ambientales por parte del sector hidrocarburos y la falta de responsabilidad por parte de las empresas. YPFB ha mostrado serias inconsistencias e insuciencias, no sólo en lo ambiental, sino en aspectos netamente administrativos, situación atribuible a la elevada inestabilidad funcionaria ejecutiva y técnica o al hecho de que está recién en una etapa de re-estructuración, después de la capitalización de los años 90. El proceso de refundación de YPFB, no ha previsto contar con los recursos económicos necesarios para fortalecer sus unidades socio – ambientales, a n de hacer efectivas las exigencias establecidas por Ley, esto constituye una fuerte limitación en términos de atender los problemas ambientales derivados del sector. El componente ambiental en YPFB no está jerarquizado ni tiene protagonismo institucional, al no existir una gerencia ambiental propiamente. Tampoco en el Directorio de YPFB se cuenta con la participación de representantes del Ministerio de Planicación, Ministerio de Desarrollo Rural, Agropecuario y Medio Ambiente, así como representantes de organizaciones sociales, aspecto que requiere modicación de sus Estatutos. El mayor desafío de YPFB en relación a la conexión Ley 1333 y Ley 3058, es integrar políticas ambientales y buscar mejoras continuas, en procura de lograr certicaciones de calidad (Ej.: ISO 14000) y el cumplimiento de la norma. Todas las empresas petroleras se han caracterizado a lo largo de muchos años, en Bolivia, en Ecuador, en Nigeria o en el Cáucaso, por su extraordinaria habilidad para hacer emulaciones de la verdad y ngir cualidades o valores de responsabilidad ambiental y social en realidad inexistentes, habilidad superada por su arrogancia y prepotencia. Esto ha signicado un mal Obsrvatoro Abnta lidemA
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desempeño socio-ambiental y una perversa manipulación del sector hidrocarburífero del Estado de acuerdo a sus intereses. Se ha denotado a partir de varios estudios y denuncias, el mal desempeño social de las empresas petroleras. Se ha puesto de moda entre las empresas petroleras, mineras e industriales, jugar a la “responsabilidad social”, es decir gastar los saldos de las jugosas ganancias, en techar escuelas, regalar cuadernos y balones, organizar concursos, arreglar plazas, etc., con el n de aparentar un compromiso que en realidad no existe. Mientras blanquean su imagen en lo social, aplican la “ley del mínimo esfuerzo” (sí es que lo hacen), en aspectos de prevención, remediación y mitigación ambiental. A tal punto ha llegado el “compromiso social”, que TRANSREDES publicaba recetas de cocina gourmet en costosos suplementos de la prensa nacional. La volatilidad de los contratos petroleros y los numerosos cambios, transferencias, alianzas, etc., por parte de las empresas, suscitados en tiempos relativamente cortos, ha ocasionado que los impactos y contravenciones ocasionadas en las diversas regiones de operación con anterioridad, no tengan seguimiento y adscripción de responsabilidad. Aparentemente la información sobre los antecedentes de las empresas no es lo sucientemente conocida por los gobiernos en turno de poder. De otra forma es difícil explicar que los gobiernos hayan dado un constante aval a una empresa como REPSOL que tuvo un accionar de prepotencia e irresponsabilidad en el tema ambiental. Similar situación se dio en la “amistosa negociación” con SHELL primero y con TRANSREDES después (primera y segunda nacionalización) quedando pendientes los cargos ambientales y sociales por el desastre del Desaguadero. Aparentemente y como siempre ha ocurrido con los diversos gobiernos cualquiera sea su línea, y en especial al poderoso sector energético (Ministerio de Hidrocarburos), poco o nada les parecen importar los malos antecedentes de las empresas petroleras en cuanto a temas socio ambientales. En resumen, es extraordinariamente llamativo, que prácticamente nunca podamos encontrar en la historia hidrocarburífera de Obsrvatoro Abnta lidemA
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Bolivia, un solo proceso que sea transparente y que haya sido llevado con responsabilidad socio ambiental por las empresas. Desafortunadamente, al igual que el resto de países pobres del mundo, dependemos de los capitales de las poderosas empresas transnacionales de petróleo, cosa similar ocurre con la minería, de manera que de una forma forzosa mantenemos relaciones contractuales indeseables, en la cual aparentemente nunca podremos realmente ganar y menos en el tema ambiental. El impuesto directo a los hidrocarburos (IDH) , que implica cuantiosas regalías actuales o potenciales a las regiones, además de haber generado un mar de rencillas , no sólo entre las regiones , sino entre las regiones y el nivel central del Estado, no ha aportado ni un centavo para nes de fortalecimiento efectivo de la paupérrima gestión ambiental del gobierno central o de las prefecturas. Paradójicamente, no se ha previsto ningún insumo para el sector ambiental , que es precisamente el más vapuleado por las actividades hidrocarburíferas. A lo anterior se debe sumar el hecho de que las ofertas de desarrollo , desde el sector hidrocarburífero (por ejemplo en el Norte de La Paz) parecen no tener las adecuadas contenciones ambientales, por lo que se hace necesario, diseñar canales alternativos de articulación entre conservación y desarrollo, que puedan ir más allá que la aplicación de instrumentos y recaudos ambientales clásicos como el principio precautorio. Esto es evidente cuando llegan a las regiones recursos del IDH, que producen un apoyo social regional incondicional a la explotación petrolera o gasífera, situación que no se daba antes.
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Anexos ANEXO 1 Problemas y recomendaciones sobre los EEIA en Bolivia uente: Coello (2007) De acuerdo al Reglamento General de Gestión Ambiental de la Ley del Medio Ambiente Nº 1333, se reconocen dos tipos de instrumentos de regulación, los de alcance general, que corresponden a los Reglamentos existentes en materia ambiental (RGG, RPCA, RGRS, RMCH, RMCA, RASP y otros) PROBLEMA
RECOMENDACIÓN
1. La diferencia entre EEIA de categoría 1 y 2 se centra en el número de factores ambientales comprometidos, más que en la necesidad de profundizar el análisis de los factores involucrados en la categoría más exigente.
Se debe establecer la profundidad en la que deben abordarse cada uno de los factores ambientales comprometidos de acuerdo a la categoría de EIA asignada. En APs es recomendable asignar la máxima categoría (Cat.1) para macroproyectos considerando la mayor sensibilidad ambiental de dichos ámbitos.
2. En el proceso de categorización no existe la “categoría cero” que signicaría la incompatibilidad de la AOP, con el área de intervención propuesta.
En la práctica se han rechazado AOPs durante el proceso de categorización. Sin embargo, en caso de que se asigne una categoría para una AOP incompatible con el AP, el EEIA debe tender a demostrar de forma contundente dicha incompatibilidad.
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3. Para la categoría 3, no hay una denición operativa sobre el término de “impactos no signicativos” dando lugar a una libre interpretación y subjetividad de los umbrales de aceptación de un impacto ambiental.
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Es necesario denir dicho criterio, considerando que impacto no signicativo se relaciona directamente con las siguientes características: duración temporal del impacto, extensión localizada del impacto, capacidad de recuperación reversible y recuperable del medio impactado(considerando su resiliencia así como la eciencia y ecacia de las principales medidas correctivas a implementarse), y en suma la magnitud promedio de los impactos negativos –1 (en una escala de –1 a –3)
4. El contenido del MM-PASA (Cat. 3) no está claramente tipicado en el RPCA. Sólo se Se requieren mayor especicaciones técnicas muestra el contenido mínimo del PASA y se deja a la discre- sobre el contenido del MM-PASA., ya sea como ción del Representante Legal de TDR guía o como norma complementaria. la AOP la estructura del documento en lo que hace al MM.
Se identica un primer nivel cuando se tratan las políticas, planes y programas, en tal caso se trata de la aplicación de una Evaluación Ambiental Estratégica. (en la práctica se tiende a considerar también en este nivel a los macroproyectos que tienen implicancias regionales o nacionales). 5. En la práctica no hay una clara denición del momento en que debe aplicarse la EIA. de una AOP (ej. en prefactibilidad, factibilidad, diseño nal)
El segundo nivel que se aplica en la EIA del AOP (propiamente dicha) debiera ser abordado gradualmente en todos los momentos previstos (considerando que la eciencia de las consideraciones ambientales tiende a ser inversamente proporcional al grado de desarrollo de la AOP) hasta su culminación en la fase de diseño nal, momento en el que se ocializa la EIA a través del procedimiento establecido en el RPCA, aunque las disposiciones normativas no son muy claras al respecto.
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6. En la práctica las descripciones de las AOPs en los EEIA, tienden a ser muy superciales y descriptivas en relación a la información de las acciones que pueden generar impactos ambientales.
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Se recomienda mejorar el reporte de la AOP, estableciendo la obligatoriedad del uso de SIG utilizando mapas de base de escala (1:100.000 a 1:50.000), y proyección y datum estandarizados por el SERNAP. Se recomienda exigir la presentación y análisis de alternativas, justicar técnica, económica y ambientalmente la elección, poniendo especial énfasis en el último componente por tratarse de un área protegida (con mayor ponderación en caso de utilizarse métodos de análisis cuantitativos). Se recomienda superponer las distintas alternativas, principalmente de locación, sobre el mapa de sensibilidad del AP, a n de obtener la calidad y cantidad de valor conservativo afectado por cada alternativa.
7. No es habitual la presentación y análisis formal de alternativas sobre el tipo de AOP (en función de los objetivos que se persiguen), la locación de puntos jos (edicios, campamentos, caminos, otros), la tecnología (de construcción, de suministro energético, de aprovechamiento de RRNN, de prevención y mitigación de impactos y otros), el acceso (forma de llegar a las áreas de intervención), el cronograma (época húmeda, seca, El análisis de alternativas debe basarse en razones sociales), etc. los mapas de valoración conservativa o sensiEn los contados casos donde se muestra, solamente se reere a alternativas de locación, sin la suciente justicación y correcta aplicación metodológica durante su análisis.
bilidad del AP. Los mapas de valoración conservativa nos permiten calcular la cantidad y calidad ambiental afectada en cada alternativa, cálculo que permite una comparación numérica con los costos económicos de cada alternativa y lleva las negociaciones a un plano absolutamente racional.
Se debe denir y justicar la zona de inuencia de la AOP, para lo cual se recomienda considerar la supercie de intervención de 8. No se dene con claridad y la la AOP¨ y de modo estimativo la zona de insuciente justicación técnica los límites del área de inuencia uencia directa e indirecta considerando las características ambientales y sociales del ende la AOP. torno. Se pueden denir zonas de inuencia por factor ambiental y de modo integrado con la suma de éstas.
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La zona de inuencia base es un punto de partida denido a priori para delimitar los alcances del estudio. Si se descubriese que la distribución de los efectos ambientales es incongruente con la zona de inuencia base, la supercie estimada debe ser ajustada posteriormente a partir de la nueva información que se reporta constituyendo de este modo la zona de inuencia denitiva.
9. La línea base reportada en los EEIAs, muestra un nivel de generalidad alarmante, tendiendo a ser de carácter meramente descriptivo, situación que afecta signicativamente al desarrollo del estudio, puesto que no aporta con los elementos de análisis y sensibilidad requeridos, para una correcta identicación y evaluación de impactos ambientales.
Se recomienda que la Línea Base de los EEIAs sea más analítica y ponga énfasis en los aspectos de sensibilidad, y su caracterización cuantitativa, de cada uno de los factores ambientales involucrados, tal como se indica en el análisis de la EIA en Áreas Protegidas realizado con el Dr. Adrián Monjeau el año 2004, considerando además considerando la elaboración de cartas temáticas de sensibilidad ambiental
Se recomienda que para las AP las EEIA presenten en su descripción de línea base mapas de sensibilidad ambiental basados en los mapas de valor conservativo. Sobre esta base, el equipo consultor puede hacer una estimación cuantitativa de la cantidad y calidad de valor conservativo afectado por cada acción del emEn los estudios de impacto am- prendimiento. biental clásicos, siempre se ha considerado el medio receptor de Los mapas de sensibilidad (escala 1:100.000 o los impactos, como una super- escala 1:50.000 en APs) deben cubrir mínimacie invariante, sin realizar estudios de la variación espacial de mente toda la zona de inuencia identicada la sensibilidad del medio recep- y justicada en el apartado correspondiente al interior del EEIA. El laboratorio SIG del tor, para cada capa temática. SERNAP puede ofrecer servicios (remunerados) a los equipos de consultores proveyendo los mapas de sensibilidad, en la medida de que los mismos hayan sido elaborados, esta situación es recomendable para mejorar la calidad de los EEIA en cuanto al grado de
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certidumbre de los datos base que se habrían utilizado para el análisis de sensibilidad correspondiente y para la compatibilización de escalas, proyecciones y datum. Para cada una de las variables y factores ambientales, debe realizarse una estimación cuantitativa de sensibilidad para cada capa temática siguientdo los lineamientos del sistema de monitoreo del SERNAP y proponiendo un método de transformación alternativa cuando una determinada carta temática no esté metodológicamente ejemplicada en el Sistema de Monitoreo. Esta información deberá presentarse en capas temáticas georeferenciadas siempre que sea posible. Para mejorar el análisis de los factores sociales, se debe superar la práctica meramente descriptiva que se ha empleado en este ámbito, para lo cual se recomienda ahondar en el análisis, no solamente de aspectos demográcos, sino que se consideren también las características socio-culturales, políticas, socioeconómicas y socio-políticas, que hacen a cada uno de los grupos sociales que se encuentran en la zona de inuencia de la AOP. Este aspecto tiene especial importancia para establecer las bases técnicas, para el diseño e implementación de la consulta pública que se requiere como parte del EEIA. 10. Es de esperar que pese a las mayores exigencias técnicas a nivel de línea base, existan aún importantes vacíos de información que deben ser reportados y considerados al momento de establecer la identicación y evaluación de impactos, al establecer las medidas de prevención y mitigación, entre otros.
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Se recomienda aplicar el criterio de “menor error”, basado en el principio de precaución (requerido ocialmente en el art. 34 del RPCA), teniendo en cuenta que se trata de un área protegida donde la incertidumbre se debe interpretar a favor de la conservación, bajo el eslogan en una acción responsable “conservo porque no se que es lo que hay”, teniendo en cuenta que se trata de un Área Protegida.
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11. No es habitual el uso de modelos de simulación, para reportar predictivamente el comportamiento de los factores ambientales.
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Se valora positivamente el uso de modelos de simulación, especialmente en las zonas donde existen registros acumulados de varios años o donde se justica la obtención de información primaria por las implicancias ambientales en zonas de alta sensibilidad, como ocurre con las Areas Protegidas. Los modelos de simulación sirven para tener una mejor aproximación a los impactos esperados con y sin AOP. Se requiere identicar el tipo y la magnitud de los impactos (directos e indirectos) que pueden afectar a cada uno de los actores considerados en el análisis de acuerdo a su sensibilidad, y sus implicancias a corto, mediano y largo plazo, así como la posibilidad de que surjan impactos y/o efectos acumulativos o sinérgicos.
Para facilitar la vinculación de capítulos la identicación de impactos deberá desarrollarse aplicando la metodología de matrices 12. No existe una adecuada vin- interactivas, con la siguiente secuencia de lleculación entre la línea base y el nado: capítulo de identicación y evaa) Enlistar todas las actividades del proyecto luación de impactos.
en sus distintas etapas, en orden secuencial;
b) Identicar los impactos potenciales ocasionados por cada una de las actividades; c) En caso que se identiquen impactos adicionales a los detallados en la matriz, se debe incluir los mismos en columnas adicionales; d) Describir cada uno de los impactos identicados en la matriz presentando un mapa georeferenciado con la supercie de ocurrencia del impacto.
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La predicción de impactos deberá efectuarse siguiendo técnicas reconocidas, destacándose el uso de modelos y funciones de transformación. La predicción de impactos debe efectuarse de forma individual para cada impacto, y sin considerar la aplicación de medidas de prevención, mitigación, reducción o compensación. La valoración de impactos debe ser efectuada mediante la metodología explicitada en el sistema de monitoreo, que permite obtener valores que reejan cualitativa y cuantitativamente los cambios en los distintos atributos y/o factores ambientales que puedan ser provocados por las actividades del proyecto, 13. Escasa credibilidad y expe- respecto a la línea base. riencia en la predicción y valoración cuantitativa de la magnitud La valoración de la magnitud del impacto indel impacto ambiental cluye: intensidad (i), Duración (d), Extensión
(e), donde la magnitud del impacto (M) se calcula según lo especicado en el sistema de monitoreo (M es la raíz cuarta de i2+d+e).
Una vez obtenido el valor de magnitud del impacto ambiental y su distribución en el mapa base, mediante el uso de un SIG se superpone cada impacto al mapa de sensibilidad o valoración conservativa (S) obteniendo como síntesis de la línea de base y se obtiene el índice de conictividad (IC) entonces IC = S x M. La obtención del mapa que reeje los principales conictos entre las acciones del proyecto y el medio receptor es una herramienta fundamental para el estudio de alternativas y medidas de mitigación.
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Se propone un enfoque metodológico que se aplica para la identicación, predicción, valoración y evaluación de impactos ambientales potenciales generados por las actividades de la AOP o por fuentes externas que puedan afectarla, con la nalidad de contar con información que permita formular medidas de pre14. No se analiza e integra su- vención y mitigación para los impactos amcientemente los riesgos ambientales (impactos ambientales po- bientales negativos. Básicamente se propone la aplicación de la siguiente relación para detenciales) a la EIA. terminar la peligrosidad de un impacto potencial (P) que resulta de la multiplicación de S x M x pi , donde (M) representa un riesgo de que un impacto de magnitud (M) tenga una probabilidad (pi que uctúa entre 0 y 1) de ocurrir sobre un medio de sensibilidad (s) en un escenario futuro. 15. No se analiza, a profundidad la evaluación del futuro inducido (Ej. sísmica de hidrocarburos, aspecto que facilita la obtención de la DIA en desmedro del medio ambiente)
Se recomienda la inclusión de un capítulo en el EEIA, que desarrolle a profundidad tal aspecto, preferentemente articulado con una EA-E previa. En este apartado es pertinente la aplicación de modelos de simulación, cuando sea posible para la estimación del futuro inducido y sus efectos en el medio ambiente.
16. La Consulta Pública y documento de divulgación en la práctica han sido muy poco productivos para los nes requeridos, presentándose como instrumento de manipulación y validación de intereses particulares a favor de la obtención de la Licencia Ambiental.
Se cuenta con una propuesta, para la consulta pública elaborada al interior de la DMA, en la que se establece la necesidad de realizar previamente un diagnóstico de actores y posteriormente un consulta pública en dos fases, la primera informativa y la segunda consultiva. El proceso de consulta pública no sólo debe restringirse al momento de identicación de impactos, sino que se amplíe a varios momentos desde la elaboración de la Ficha Ambiental, hasta la conclusión del EEIA y durante la implementación de la AOP, incluso debe preverse momentos de consulta al momento de efectuar evaluaciones ambientales estratégicas de las políticas, planes y programas que Obsrvatoro Abnta lidemA
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tengan injerencia en el área. Se requieren trabajar instrumentos que permitan aplicar correctamente la consulta pública. El documento de divulgación debe estar calibrado al tipo de destinatario, a n de garantizar su comprensión y propiciar el análisis y participación. Este aspecto no debe afectar la calidad y cantidad de información a ser divulgada, ya que debe tener un contenido similar al documento síntesis, mostrando no solamente una parte del proyecto y sus impactos, sino un resumen integral de todos los aspectos importantes de la EEIA, andragógicamente adaptados. La lógica de los programas de prevención y mitigación en los EEIA, debería cambiar articulando las acciones propuestas en los PPM 17. El Programa de Prevención con el análisis de sensibilidad y evaluación de y Mitigación, incluyendo las impactos. actividades de restauración, se constituyen en relatorios repetitivos (“cut” and “paste”) de medidas escasamente articuladas con los otros capítulos del EEIA, con implicancias obviamente negativas en su pertinencia.
Se requiere medidas especícas de prevención y mitigación, en aquellas acciones que se consideren altamente impactantes en Áreas Protegidas.
Las medidas tomadas en el PPM, deberían poder calcular la disminución del daño ambienLas empresas tienden a tener tal, después de aplicadas las medidas, sobre un protocolo paralelo, distinto la base del cálculo, hecho antes de aplicadas para establecer las medidas de las medidas. prevención y mitigación, protocolo que responde a sus entidades matrices, con suerte, porque en medio están los contratistas que generan ruido en el proceso y provocan daños ambientales importantes
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El programa de restauración, debe garantizar el restablecimiento de las condiciones naturales de la zona de inuencia del proyecto, tal como se encontraron antes del inicio del AOP. La revegetación de las áreas impactadas, deberán realizarse con especies nativas, propias de la formación afectada y en relación igual a la abundancia y distribución natural de cada especie.
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Los EEIA deben reportar los impactos residua-
18. No se reportan en la mayo- les como resultado de la segunda evaluación ría de los casos los impactos rede impactos, considerando el establecimiento siduales
de las medidas de prevención y mitigación.
Aquellas áreas o elementos que no pueden ser completamente restaurados, se consideran dentro de la categoría de impacto residual y están sujetas a la compensación correspondiente, a n de que se puedan realizar acciones de post mitigación y se cubran los gastos de gestión, que dichas acciones requieren (supervisión, monitoreo y otros), hasta el resta19. No se reporta la forma de blecimiento denitivo de dichas áreas. compensación ni los aspectos a Se recomienda que cada AP cuente con maser compensados pas de valor conservativo (base del análisis de sensibilidad), indispensables en el contexto de estudios ambientales de AOPs. En este caso permiten calcular la cantidad (área) y calidad ambiental (valor conservativo del área), afectada por las acciones de un emprendimiento y qué supercie debería compensarse en el caso de producirse un impacto ambiental irreversible (imposibilidad de resilencia ecológica). 20. El PASA, muchas veces no muestra una clara articulación con el PPM y que ambos no tienen generalmente un asidero técnico basado en el análisis de sensibilidad de línea base y la evaluación de impactos (directos e indirectos) de la AOP, en cambio se convierten en capítulos descriptivos, generales, que se aplican a todos los EEIA indistintamente con la cómoda opción “cut” and “paste”.
Se recomienda la aplicación de matrices vinculantes que permitan dar seguimiento y tratamiento a los aspectos más relevantes, identicados en línea base y en los capítulos precedentes. Dichas matrices deben permitir rescatar el análisis de sensibilidad y el valor conservativo, involucrado en las áreas a ser afectadas (directa o indirectamente) por la AOP.
Se recomienda que la información del PASA, ingrese a la base de datos del sistema de monitoreo, expresada en unidades de magnitud de impactos ambientales mitigados y su exEn la práctica se reconoce que el presión cartográca. Para hacer efectiva esta PASA tiende a vericar más que propuesta, el equipo consultor debe presentar
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el listado de indicadores que utilizará para vericar la eciencia de la aplicación de las el cumplimiento de las medidas medidas de mitigación. de mitigación, el cumplimiento de las actividades de la AOP. Este problema se da por la dicultad técnica de realizar un efectivo monitoreo de impactos, aspecto que debe cambiar, integrándose el PASA al sistema de monitoreo para cumplir su verdadero rol. En la actualidad el PASA verica el cumplimiento de las medidas de mitigación propuestas, sin ahondar en la verdadera ecacia de las medidas implementadas.
Estos indicadores tienen que especicar el parámetro a medir, el nivel aceptable por la norma, y especicar el equipo y laboratorios autorizados para la evaluación de estos indicadores, tal como lo requiere el anexo C del RPCA, anexo que no es habitualmente utilizado, pese a su requerimiento formal. La información proveniente del PASA, ingresada al sistema de monitoreo, se procesa de tal manera que la efectividad de la aplicación de las medidas de mitigación se ve reejada en la ecuación: En este apartado, el RPCA no ic = s x m establece el contenido mínimo del reporte de monitoreo, se deja a la discreción del Representante Legal de la AOP la estructura del documento aspecto que incide negativamente en la calidad y orientación del reporte..
21. Se observa en la práctica una deciente formulación del documento síntesis y una escasa aplicación del mismo, cuyo n es dar a conocer a la ciudadanía, a través de la AAC, los aspectos más importantes del estudio realizado.
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..en la que el índice de conictividad, disminuye después de las medidas de mitigación, debido a la disminución del factor m (magnitud). A su vez este resultado es expresado en el mapa de conictividad como una disminución en la intensidad de los colores de referencia, en la semaforización cartográca que expresa el nivel de conictos en un gradiente de rojo a verde.
El documento síntesis debería sacar provecho de la virtud sintética que tienen los mapas, los grácos y las tablas para mostrar las diferencias ambientales antes y después de la
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22. No se observa en la práctica que el equipo consultor responsable del EEIA sea realmente multidisciplinario y demuestre la suciente experiencia y formación profesional idónea para encarar el EIA de AOPs en APs.
23. No existe rigurosidad en la presentación bibliográca ni en las referencias cientícas y técnicas.
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Se recomienda que esta determinación sea incluida en una normativa complementaria sobre EIA en APs. Se observa la necesidad de que el equipo sea funcionalmente multidisciplinario, es decir que participe en las diferentes instancias de la EIA, situación que debe ser reportada en el apartado del Equipo Técnico del EEIA (Ej. nombre del profesional, disciplina, temáticas y/o aspectos del EEIA a su cargo). Se valora positivamente que exista el respaldo de instituciones cientícas, reconocidas en el medio nacional e internacional, que avalen el reporte técnico del EEIA. Se debe detallar la procedencia de cada dato reportado, mediante la cita completa de referencias precisas, y en el caso de las EEIA cat.1, esta recopilación bibliográca debe ser exhaustiva, siendo aplicable también el trabajo de campo, sobretodo como corroborativo o como esfuerzo nuevo en los casos en los que se necesite cubrir un vacío de información importante. Entendiendo lo dicultoso de estas tareas de elaboración de una línea de base renada, es que el SERNAP, se ha abocado a la tarea de proveer servicios de cartografía de línea de base a los equipos consultores, como por ejemplo, los mapas de sensibilidad de cada área protegida.
24. No es frecuente la presenta- Se requiere la indicación de las metodologías ción de las referencias metodológicas pese a que así se requiere utilizadas para la evaluación ambiental, explicando la lógica de cada una de ellas. según el art. 34 del RPCA.
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ANEXO 2 Aspectos no considerados en los estudios de evaluación de impacto ambiental, de los proyectos hidrocarburíeros (Fuente PRoPia) El tratamiento de un impacto puede darse ex–ante o cuando todavía es una amenaza potencial o probable (caso de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental), cuando se inicia o desencadena (actual), o sobre los efectos posteriores cuando el impacto está en curso (ex– post). Los parámetros fundamentales en la evaluación de impactos implican la espacialidad (localización, distribución y cobertura), la magnitud e intensidad y sus variaciones, la temporalidad (data de origen o permanencia, el tipo de ocurrencia y periodicidad, la fuente o agente de emisión (causa), los efectos primarios y secundarios y los componentes biofísicos afectados. Las acciones de gestión sobre los impactos se concentran generalmente en torno al control para evitar su intensicación y amplicación, y en la mitigación para reducir los efectos adversos. La mayoría de los estudios de evaluación de impacto ambiental en el país, se han caracterizado por su escasa consistencia y profundidad cientíca. En general, han sido meros formalismos de elaboración, por parte de las empresas y sus alcances, además de escasamente signicativos por seguir formatos repetitivos de la teoría internacional. Las evaluaciones de biodiversidad se han concentrado en la determinación general y poco detallada de los aspectos ambientales, la simple descripción de los tipos de formaciones de vegetación, o adjuntar inventarios de especies de ora y fauna, denotándose una escasa inversión de tiempo y esfuerzo de trabajo de campo. En muchas oportunidades las listas y bases teóricas son simplemente copiadas y burdamente acomodadas a partir de otros estudios similares. Normalmente se utilizan escalas muy pequeñas, lo cual incide en que la descripción de las unidades ecológicas de referencia, sea muy general y no se realice un desglose del mosaico ecoregional a ecosistemas, habitats y ecotonos.
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Los niveles de generalización y agregación de la información ambiental constituyeron una constante que repercutió en una escasa efectividad de los posteriores procesos de prevención y control, durante las operaciones y en las acciones de mitigación de los impactos.
Ecosistemas De inicio se asume una elevada heterogeneidad ecológica en casi cualquier región ecológica, expresada en una gran diversidad de ecosistemas distribuídos a manera de mosaicos y/o pisos ecológicos, además de innumerables ecotonos entre ecosistemas. Esta visión del espacio ecológico, puede permitir llegar a niveles más desagregados de información y escala, pudiendo diferenciar una gran diversidad de habitats y biotopos especícos. Esta situación se da claramente en regiones de Selvas de Montaña a partir del elevado número de diferentes situaciones topográcas, o en las Selvas de la LLanura aluvial en virtud a la diferenciación de zonas con diversos grados de inundación o anegación lo que da lugar a complejos mosaicos de vegetación. Es importante denir, si una determinada formación de vegetación o ecosistema, tiene una amplia distribución o extensión en el territorio nacional, o por el contrario es única, rara, singular, o de carácter relictual, por tanto amenazada. Se quiere inferir cuál es el grado de representatividad de la formación o ecosistema a impactar especícamente, respecto del total o del resto de la formación o ecosistema a nivel regional o nacional. La distribución de muchas especies de árboles, en las zonas tropicales boscosas, es muy dispersa y espaciada, lo cual implica niveles poblacionales reducidos, es decir son especies “raras”, escasas y comúnmente un importante conjunto de fauna y ora asociada (epítas) muy especializada los acompaña. En otros casos, en atención a las preferencias a ciertas condiciones de habitat o procesos reproductivos, ciertas especies arbóreas se dan en manchas o parches en los cuales la abundancia de dichas especies es mayor que en el resto de zonas, razón por la que localmente estos “parches” se denominan por el nombre vernacular de la especie: maral, castañal, cedral, guayabochizal, corochal, etc. Es importante determinar y diferenciar estos aspectos, e incluso poder llegar a mapearlos, con el Obsrvatoro Abnta lidemA
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n de que se reduzcan los impactos sobre especies amenazadas y de importancia para la conservación. Un primer acercamiento constituyen los tradicionales estudios de vegetación, en los cuales se identican y mapean los tipos o formaciones mayores de vegetación de una región. La desagregación de la información, buscará identicar y si es posible mapear, subunidades en cada formación vegetal, estas subunidades coincidirán con ecosistemas especícos, comunidades naturales localizadas o hábitats determinados. Por ejemplo en la formación del bosque nublado (pluvio-nebular) de ceja de Yungas, es posible identicar numerosas situaciones ecológicas diferentes, o tipos de ecosistemas propiamente: a) Bosque de ladera con inclinaciones mayores a 40 % y suelos muy superciales, b) Bosque de talud o coluvial (en pie de monte de laderas), c) Bosque de valles en terrazas aluviales altas, o bajas, d) Bosque en crestas expuestas a lluvias orográcas y constantes neblinas sobre suelos superciales, e) Bosque en planicies de mesetas sobre suelos orgánicos muy gruesos, hasta pantanosos (bogs). Así mismo se asume la existencia de una elevada diferenciación, en cuanto a la calidad ecológica y ambiental de los ecosistemas o hábitats, esta diferencia de calidad se puede discriminar en diversos gradientes, por ejemplo de: fragilidad, sensibilidad, vulnerabilidad, singularidad, pristinidad, calidad escénica. A partir de la denición de estos gradientes de calidad ecológica, se pueden determinar los niveles de prioridad o importancia en términos de conservación y de reducción de incidencia de impactos. De igual manera, se puede aplicar un criterio de diferenciación a partir de gradientes para las diversas especies o subespecies (y sus poblaciones) de ora y fauna, considerando los aspectos de fragilidad, sensibilidad y vulnerabilidad. Esto permitirá discriminar aquellas especies y subespecies (y sus poblaciones) que pueden tener una mayor importancia o prioridad en términos de conservación.
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Una especie dada puede ser identicada e inventariada en una región, lo cual es ya un aporte valioso de información, aún más si se logran datos sobre su abundancia relativa (común, rara, etc.). Sin embargo, es también de gran importancia conocer ciertos elementos sobre su distribución poblacional (p.e. si está en toda el área regularmente o por el contrario en algunos manchones dispersos muy localizados). El conocer si existen poblaciones más o menos aisladas, de una especie en determinadas zonas de la región (lo cual la hace rara en dicha zona), es de gran importancia cuando dicha región va a ser impactada de alguna manera, aún cuando la misma especie pueda tener una distribución más regular y abundante, en otras partes de la región. Muchas especies de aves en boques del Subandino y Yungas, tienen una distribución en parches (fragmentada, disyunta). Otros elementos ausentes o subrepresentados en los estudios de evaluación de impacto ambiental son: el grado de riqueza biológica de la ecoregión o ecosistema, ¿es megadiversa? o al contrario posee comunidades biológicas oligárquicas; el estado de conservación de los ecosistemas al momento de la intervención, y los niveles de resiliencia de los ecosistemas o hábitats ante impactos humanos o tensores naturales. Situaciones en las cuales los EEIA deberían realizarse con un mayor grado de rigurosidad: l l
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Áreas protegidas en diversas categorías de manejo Zonas Núcleo y Zonas de Amortiguación interna de áreas protegidas, en cualquier categoría de manejo. Espacios territoriales tradicionales indígenas (mayormente con predominio de ecosistemas naturales o poco intervenidos) como TCO´s u otras modalidades. Muchas veces coinciden con áreas protegidas. Masas de Bosques primarios regularmente extensas, como únicos remanentes bien conservados y con alto grado de pristinidad a nivel macroregional. Estos espacios naturales caen dentro de la categoría “hábitats naturales críticos” recomendada por el Banco Mundial, y son fundamentales como conectores de regiones naturales en corredores ecológicos. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Sitios de especial relevancia para la conservación, que corresponderían a “Hábitats naturales críticos”, normalmente inmersos en regiones o zonas de mediana o incluso baja sensibilidad. Bosques pluvio-nebulares (nublados lluviosos) , como protectores de cabeceras de cuenca y prestadores de servicios ambientales Áreas Protegidas propuestas (sin base legal ocial) y que tienen una justicación en cuanto valores naturales relevantes Áreas de importancia para la conservación de las aves, la mayor parte de ellas coinciden con las áreas protegidas . Reservas Forestales, bajo formas legales de actual manejo y aprovechamiento forestal, y que cumplen objetivos de protección de cuencas y regulación hídrica
Procesos Ecológicos Los procesos ecológicos esenciales son comúnmente obviados en la mayoría de los estudios de impacto ambiental, sin embargo su importancia radica en que la estabilidad de toda una región o un ecosistema, puede depender de que no sean alterados signicativamente. l
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Formación de ríos y dinámica uvial (cabeceras, zonas de recarga) Formación de aguas freáticas o subterráneas Formación de suelos, acumulación de horizontes orgánicos, ciclos de mineralización. Procesod de renovación natural de poblaciones de especies animales y vegetales Sucesión natural de comunidades naturales
Vida Silvestre-Especies En cuanto al tratamiento de la vida silvestre, considerando especiessubespecies y poblaciones, los siguientes aspectos , normalmente son obviados o sólo tratados de manera muy supercial:
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Sistematización de información general sobre la distribución espacial y grado de abundancia o rareza de las especies de vertebrados y plantas superiores importantes para la conservación. Lo anterior implica la vericación del status de conservación a nivel regional y nacional. Por ejemplo, si las especies o subespecies son endémicas, de rango localizado, raras, en peligro o amenazadas, etc., de acuerdo a listas y estudios realizados. A partir de este análisis y las listas de inventario se puede realizar una selección preliminar de las especies (y subespecies) de ora y fauna, consideradas claves y en las cuales se profundizan otras evaluaciones. Lo anterior debería contrastarse con información de evaluación rápida, obtenida en terreno sobre la densidad o abundancia relativa y frecuencia. Esto denirá o conrmará el grado de abundancia o rareza de las especies de mayor importancia. Tipo de distribución de la o las poblaciones de especies animales y plantas de mayor importancia, por ejemplo especies amenazadas (¿están uniformemente o regularmente distribuidas en la región o por el contrario se distribuyen en manchones muy localizados y dispersos). Grado de motilidad (fauna) y de la capacidad de dispersión (ora y fauna), potencialidad de colonización (ora y fauna), identicación de corredores naturales de paso o dispersión de las especies en la zona a ser afectada. Datos generales sobre las dinámicas reproductivas, por ejemplo épocas de apareamiento, tiempos de gestación, migración para desove, desove, épocas de parición, de cuidado de las crías, zonas y hábitats reproductivos, aspectos generales sobre el comportamiento reproductivo, etc. Esto por ejemplo, para que no coincidan las épocas críticas (parición o cuidado de las crías) con mayor intensidad de las actividades de exploración. El grado de fugitivismo y sensibilidad de la fauna , ante la presencia humana o ruidos, lo cual permite identicar , si las perturbaciones pueden tener un efecto negativo sobre el mantenimiento de “territorios” o el éxito reproductivo y el consecuente impacto sobre las dinámicas poblacionales y la conservación de las especies. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Aspectos generales sobre la regeneración natural de especies de ora, datos fenológicos básicos, bancos de semillas, ciclos vitales, épocas de oración, etc. Tipos de aprovechamiento de los recursos – especies, por las comunidades humanas locales como recurso (usos actuales, usos potenciales).
En cuanto al uso de hábitats:
a) Diferenciación de hábitats como sitios reproductivos, sitios de forrajéo, refugios nocturnos o diurnos, dormideros. b) Determinación de hábitats (y de recursos del hábitat) esenciales o clave (“key stone” resources) en ausencia de los cuales las especies ciertamente corren el riesgo de desaparecer. c) Determinación de hábitats (y de recursos) secundarios o marginales, sin embargo que en determinadas épocas (por ejemplo época seca o de escasez de recursos) se constituyen en claves para la supervivencia de la especie. d) Identicación de hábitats o sitios “claves” o críticos para la reproducción o renovación de la especie, sin los cuales el éxito de supervivencia es incierto.
En cuanto a las relaciones o conexiones comunitarias (biocenóticas): l
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Identicación básica de las cadenas o redes trócas más importantes Identicación de especies de ora y fauna que constituyen recursos esenciales o claves para determinadas especies de fauna y cuya disminución o remoción afectaría notablemente , el grado de supervivencia de otras. Identicación de relaciones básicas de competencia interespecíca por sitios reproductivos o recursos trócos. Se debe asumir que los eventos de afectación , pueden alterar las relaciones entre las especies y repercutir sobre los niveles de abundancia y la supervivencia de las mismas en diversos grados.
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Agrobiodiversidad Especial consideración por las connotaciones socio-culturales debería tener la agrobiodiversidad o biodiversidad cultural: Paradójicamente, este tema es inexistente en la mayoría sino todos los estudios de impacto ambiental de proyectos que generan afectaciones severas a los pueblos indígenas. Normalmente en la evaluación socio-cultural solamente se aborda una clasicación y descripción somera sobre las poblaciones locales y el uso de los recursos, sin embargo es altamente relevante complementar estas evaluaciones en cuanto a la riqueza de biodiversidad acumulada y manejada a lo largo de siglos o milenios por el hombre, así como a las manifestaciones que permitieron lograr ello. El objetivo es identicar regiones de alta agrobiodiversidad, conriendo importancia a los siguientes temas: l
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Sistemas productivos tradicionales (indígenas y campesinos) , con un elevado grado de pervivencia de prácticas y valores de conocimiento relacionado al aprovechamiento del suelo y manejo de los recursos y que se constituyen en parte representativa del Patrimonio Cultural Vivo de la Nación. Especies, subespecies, variedades y razas de plantas y animales, nativos domesticados, o formas introducidas pero “naturalizadas” o adaptadas (y seleccionadas) , durante siglos (caso plátano, arroz, trigo). Especies, subespecies o variedades semidomesticadas (semisilvestres) de plantas y animales, en proceso de domesticación. Especies o subespecies silvestres emparentadas logenéticamente con especies o variedades domesticadas. Especies o subespecies silvestres de plantas y animales que son de uso frecuente y tradicional y que inuyen o determinan en gran manera la seguridad alimentaria de los grupos humanos e incrementan su potencial de supervivencia y su calidad de vida.
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Determinación de Gradientes de Calidad Ecológica La determinación de los gradientes implica una calicación de los ecosistemas-hábitats y de especies (principalmente, aunque puede referirse a procesos u otros componentes), considerando los siguientes criterios: a) b) c) d) e) f)
Fragilidad, Sensibilidad, Vulnerabilidad, Singularidad, Pristinidad, Calidad Escénica.
De éstos, al menos los tres primeros son de especial relevancia para la determinación del nivel de prioridad o valor de importancia , en términos de conservación. En algunas circunstancias se han tratado de manera homóloga los criterios de fragilidad y sensibilidad.
1. Ecoregiones, Ecosistemas, Hábitats Fragilidad Ecológica.- Condición de alta suceptibilidad de degradación o derrumbe de un ecosistema o hábitat debido a la prevalencia de determinados agentes de presión críticos. Algunos factores que determinan que algunos ecosistemas o hábitats sean altamente frágiles son: l l l l l
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Pendientes pronunciadas, zonas escarpadas. Inestabilidad tectónica, fallas y microfallas. Suelos lábiles, deleznables, superciales. Elevadas precipitaciones pluviales, altos niveles de escurrentía. Cabeceras de cuencas y ecosistemas protectores de cabeceras de cuencas. Terrazas aluviales sujetas a fuertes procesos de socavación e inundaciones. Escasa cobertura vegetal y alto riesgo de erosión. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Alta ocurrencia de tensores naturales que determinan inestabilidad (quemas, derrumbes). Cuerpos de agua lénticos (lagos, lagunas, meandros, pantanos).
Sensibilidad Ecológica.- Condición de un ecosistema o hábitat para generar generar respuestas o cambios, cambios, o determinados procesos, ante impactos o afectaciones. También se reere a una condición intrínseca de ciertos ecosistemas que implica elevado riesgo de grandes pérdidas , en términos de biodiversidad u otros valores del Patrimonio Natural. Algunos factores que determinan que algunos ecosistemas o habitats sean altamente sensibles son: l l l
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Supercies o extensiones reducidas en términos totales. Condición de relictualidad. Distribución fragmentada en manchones o parches aislados o localizados. Elevada a extraordinaria riqueza de biodiversidad , con presencia de numerosas especies raras o poco abundantes. Gran densidad de arroyos y cursos de agua, que facilitan la dispersión de contaminantes. Condición de pronunciada aridez o sequedad que hace que el ecosistema sea altamente suceptible a quemas extendidas e incendios forestales.
Vulnerabilidad.- Situación de alto (e inminente) riesgo o amenaza potencial de afectación de un ecosistema o hábitat por acción del hombre. Algunos factores que determinan que algunos ecosistemas o hábitats sean muy vulnerables son: l
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Superposición con recursos no renovables como minerales o petróleo. Presencia de especies especies de alto valor y demanda comercial (p.e bosques con mara) o alta riqueza de fauna, las cuales estimulan la tala o la caza. Zonas de topografía suave y fácil acceso.
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Singularidad.- Condición especialmente particular y de especial valor patrimonial l
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Una determinada supercie de una ecoregión o ecosistema es de alta singularidad cuando es determinante para la representatividad ecológica ecológica de la región o del país. Cuando es raro hasta único a nivel nacional o inclusive mundial. Cuando es de carácter relictual y constituye una muestra remanente de una distribución mayor que ya ha desaparecido.
Pristinidad.- Grado de presencia de ecosistemas pristinos. l
Se considera pristino , un ecosistema que no ha tenido nunca un nivel de intervención directa o indirecta por por el hombre, hombre, o al menos en los últimos cuatrocientos años y no signicativamente. signicativamente. Presumiblemente en zonas interiores, casi inaccesibles y remotas de áreas protegidas, normalmente en las zonas núcleo.
Calidad Escénica.- Calidad de la oferta visual o panorámica de determinados sitios, ecoregiones o ecosistemas. ecosistemas. Un sitio, ecoregión o ecosistema con alta calidad escénica , presenta las siguientes características: l
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Gran panorámica en función a una marcada diferencia de alturas y niveles topográcos (barrancos, crestas, picos, laderas altas y valles profundos, mesetas altas). Profundidad de escenarios y sucesión de planos visuales Alternancia de espacios cerrados (bosques) con espacios abiertos (sabanas, lagunas). Valores geomorfológicos superlativos (cañones, farallones, cataratas, etc.) Árboles emergentes, de portes gigantescos (40-50 mts). Buen estado de conservación de la vegetación natural o de los cuerpos de agua.
Similares diferenciaciones de gradientes ecológicos , pueden establecerse para la vida silvestre (especies, subespecies de fauna o ora): 166
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Fragilidad.- El sentido es análogo al empleado para ecosistemas y hábitats. Las especies-poblaciones que presentan una elevada fragilidad ecológica tienen las siguientes características: l l l
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Poblaciones muy reducidas (escasa densidad poblacional). Bajo potencial de reproducción o renovación natural. Uso exclusivo de hábitats o sitios reproductivos muy raros (escasos) y amenazados. Diocismo en plantas, (individuos machos y hembras están separados).
Sensibilidad.- El sentido es análogo al empleado para ecosistemas y hábitats. Las especies-poblaciones que presentan una elevada sensibilidad ecológica , tienen las siguientes características: l l
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Rango geográco reducido, poca extensión o supercie ocupada. Distribución localizada en parches o manchones dispersos y aislados. Uso de hábitats muy especícos (uso intensivo del espacio, estenoicas). Baja capacidad de dispersión y colonización. Procesos reproductivos (fauna), altamente sensibles a perturbaciones, por ejemplo por ruido.
Vulnerabilidad.- El sentido es análogo al empleado para ecosistemas y hábitats. Las especies-poblaciones que presentan una alta vulnerabilidad tienen las siguientes características: l l
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Alto valor y demanda comercial (incentivo para tala y caza). Aprovechamiento extremadamente selectivo de individuos o sus derivados (huevos, miel, plumas). Gran biomasa (fauna) que implica una preferencia de caza o captura. Fácil detección, captura o extracción.
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Singularidad.- El sentido es análogo al empleado para ecosistemas y hábitats. Las especies-poblaciones que presentan una importante singularidad tienen las siguientes características: l
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Las poblaciones de una zona determinada contribuyen de gran manera a incrementar la representatividad de la riqueza biológica del país. Son raras, únicas, de rangos muy localizados o endémicas. Tienen particularidades morfológicas, biológicas, etológicas, de especial importancia. Especial importancia como recurso de supervivencia para los pobladores locales.
La determinación de los gradientes se puede realizar a partir de una cualicación de intensidad (muy alta, alta, mediana, baja) , basada en estimaciones o cálculos de porcentajes o valores asignados. A partir de esta información se pueden elaborar mapas de ecosistemas o hábitats y de distribución de especies, según diferentes grados de fragilidad, sensibilidad, singularidad u otros aspectos.
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SUAREZ,V.R., CRESPO,M.A., GUARDIA,H. 2000. Problemática socioambiental del gasoducto Bolivia-Brasil. PROBIOMA-OLCA. Santa Cruz, Bolivia. 103 p. TORRICO,C.G., ORTIZ,C.S., SALAMANCA,L., QUIROGA,R. 2008. Los enfoques teóricos del desastre y la gestión local del riesgo (Construcción crítica del concepto). JACS-NCRR/OXFAM/FUNDEPCO. 80 p. UNSLP.2000. Impactossocioambientalesdelaactividadhidrocarburífera en Bolivia. Memoria de Jornadas internacionales I. FNSLP. LIDEMA/ KAS. La Paz, Bolivia. 117 p.
Documentos jurídicos l
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Direcciones Electrónicas: Las direcciones electrónicas enlistadas a continuación, fueron consultadas entre mayo 2007 y Diciembre 2008: Google Earth www.bolpress.com www.energypress.bo www.eldeber.com.bo www.laprensa.com.bo www.larazon.com.bo www.eldiario.com.bo www.lapazpro.bo www.amazonia.bo. www.oilwatch.org www.grain.org www.tierramerica.org www.panoramaenergético.com www.greenfacts.org www.accion-energia.com www.ecoportal.net www.greenpeace.org www.nationalgeographic.com www.ambiental.net www.geofísica.onam.mx www.cbh.org.bo. Obsrvatoro Abnta lidemA
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Lista de Siglas AAC ANMI AP APG AOP BID BM BTX BTU CIDOB CLHB CPILAP DAA DIA DGB DCMA DS EAE EEIAE
Autoridad Ambiental competente Área Natural de Manejo Integrado Área Protegida Asamblea del Pueblo Guaraní Actividades, Obras y Proyectos Banco Interamericano de Desarrollo Banco Mundial Hidrocarburos volátiles bencénicos Unidades Térmicas Británicas Comunidades Indígenas del Oriente Boliviano Compañía Logística de Hidrocarburos de Bolivia Central de Pueblos Indígenas de La Paz Declaratoria de Adecuación Ambiental Declaratoria de Impacto Ambiental Dirección General de Biodiversidad Dirección General de Medio Ambiente Decreto Supremo Evaluación ambiental estratégica Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Estratégico EEIA Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental FA Ficha Ambiental FOBOMADE Foro Boliviano para el Medio Ambiente y el Desarrollo FCBC Fundación para la Conservación del Bosque Chiquitano GLP Gas Licuado de Petróleo GSA Gas Supply Agrement GTL Compañía Gas to Liquid 174
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IDH ISO LA LIDEMA LMA MA MDRAMA MDS MDSMA MDSP OIT OMS OSC OTB PAH PAASH PASA PDVSA PIB PPM PN PNCC PLUS PNANMI RAMSAR RASH RASIM RB
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Impuesto directo a los Hidrocarburos International Standard Ofce Licencia Ambiental Liga de Defensa del Medio Ambiente Ley del Medio Ambiente Maniesto Ambiental Ministerio de Desarrollo Rural, Agropecuario y Medio Ambiente Ministerio de Desarrollo Sostenible Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planicación Organización Internacional del Trabajo Organización Mundial de la Salud Organización sectorial competente Organización Territorial de Base Hidrocarburos Policíclicos Aromáticos Plan de Acción Ambiental del Sector Hidrocarburos Plan de Aplicación y Seguimiento Ambiental Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima Producto Interno Bruto Programa de Prevención y Mitigación Parque Nacional Programa Nacional de Cambios Climáticos Plan de Uso del Suelo Parque Nacional y Área Natural de Manejo Integrado Convención Internacional para la Protección de Humedales Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos Reglamento Ambiental del Sector de Industria Manufacturera Reserva de la Biosfera Obsrvatoro Abnta lidemA
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RPCA RGGA RNVS SAM TCO TGN TIPNIS VBRFMA YPFB
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Reglamento de Prevención y Control Ambiental Reglamento General de Gestión Ambiental Reserva Nacional de Vida Silvestre Sociedad Anónima Mixta Tierra Comunitaria de Origen Tesoro General de la Nación Territorio Indígena y Parque Nacional Isiboro-Securé Viceministerio de Biodiversidad, Recursos Naturales y Medio Ambiente Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
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Bloques de Explotación Reservadas para YPFB en color azul, afectan al menos siete áreas protegidas de carácter nacional ( Fuentes sernaP, C oello , 2008).
Zonas concesionadas a YPFB para explotación petrolera dentro del PNANMI Madidi. En verde zona de uso extensivo, en gris zona de protección estricta. Círculo rojo corresponde a la zona del Bloque Liquimuni. ( Fuente: WCs).
Megacampos hidrocarburíferos: 1: San Alberto (Sábalo), 2: San Antonio, 3: Margarita (Tarija), 4: Huacaya (Chuquisaca). ( F uente base GooGle earth)
Superposición de áreas protegidas y regiones con operaciones hidrocarburíferas: ZONA TRADICIONAL: 1. Subandino Sur, 2. Llanura Chaqueña Sur, ZONA NO TRADICIONAL 3. Llanura Chaco-Santa Cruz, 4. Subandino Centro-Chapare, 5. Llanura Chaco beniana. En trapecios, zonas de exploraciones proyectadas, en pentágonos zonas exploradas en anteriores décadas. (F uente sernaP)
Zona Tradicional:
1. Subandino Sur 2. Llanura Chaqueña Sur Zona No Tradicional:
3. Llanura Chaco - Santa Cruz 4. Subandino Centro - Chapare (Boomer Chapare) 5. Llanura Chaco beniana 6. Subandino de La Paz y Amazonía de Pando (F uente base GooGleearth)
Zonas con mayor concentración de impactos socio ambientales por operaciones hidrocarburíferas (F uente base GooGle earth)
