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ESTUDIOS DE CASO SOBRE PROBLEMÁTICAS

SOCIOAMBIENTALES EN BOLIVIA

Actual ización 2011-2013

Marco Octavio Ribera Arismendi

PROGRAMA DE INVESTIGACIÓN Y

MONITOREO AMBIENTAL - LIDEMA

Bolivia - Diciembre 2013



Título:

Estudios de caso sobre problemáticas socioambientales en Bolivia.

Actualización 2011-2013

Autor:

Marco Octavio Ribera ArismendiPrograma de Investigación y Monitoreo Ambiental – LIDEMA

Editor:

Liga de Defensa del Medio Ambiente - LIDEMA

Apoyo diseño gráfco:

Giovani Roque

Diseño y diagramación:

Jorge Dennis Goytia Valdivia

http://gyg.design1.blogspot.com

Impresión:

SOIPA Ltda.http://imprentasoipa.blogspot.com/

Depósito Legal:

4 - 1 - 800 - 14

Las opiniones expresadas son de absoluta responsabilidad del autor y no comprometen necesariamente a LIDEMA.

Se autoriza la utilización sin nes de lucro de la información de la presente publicación para nes de difusión o

capacitación, citando la fuente.

Citar como:

Ribera,A.M.0. 2013. Estudios de caso sobre problemáticas socioambientales en Bolivia. Actualización 2011-2013. La

Paz, Bolivia. LIDEMA.

Reconocimiento

El proceso de evaluación y seguimiento ambiental de los temas priorizados a lo largo de estos ocho años ha contado

con el valioso apoyo y acompañamiento de las instituciones miembro y las coordinaciones de LIDEMA en los 9

departamentos.

La Paz, Bolivia 2014



ESTUDIOS DE CASO SOBRE PROBLEMÁTICAS SOCIOAMBIENTALES EN BOLIVIA

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Presentación

Entre los objetivos de su Plan Estratégico (PEI) 2004 – 2008, la Liga de Defensa del Medio

Ambiente (LIDEMA), se propuso desarrollar un sistema de seguimiento a la situación ambiental

del país, que permita tomar decisiones sobre bases sólidas. Con esta nalidad, el año 2006,

gracias al apoyo económico que la Embajada de Dinamarca brindó a dicho PEI, se sentaron

las bases del Observatorio y con el n de optimizar las acciones de seguimiento, se adoptó un

enfoque hacia temas, regiones y problemáticas de alto riesgo.

Una vez que se contó con un diagnóstico rápido del estado ambiental de Bolivia, las Instituciones

Miembro de LIDEMA priorizaron los temas y situaciones de mayor urgencia y magnitud,

en la perspectiva de reducir el riesgo de una elevada dispersión y evitar atender numerosas

problemáticas de forma indiscriminada y poco eciente. La priorización tuvo un sentido práctico

de dimensionar las capacidades y posibilidades de un seguimiento ecaz.

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

socioambientales. Entre las problemáticas más relevantes, se identicaron los impactos o

amenazas derivados de megaproyectos hidroeléctricos, operaciones mineras e hidrocarburíferas,

contaminación urbana a gran escala, expansión de la agroindustria.

Los temas prioritarios tienen relación con impactos ambientales en curso o con amenazas

potenciales inminentes de gran magnitud, que comprometen la estabilidad de extensas regiones

y afectan a importante conglomerados poblacionales.

El año 2008, en la presentación de los primeros resultados del seguimiento se puso de

maniesto que las situaciones críticas identicadas iban acompañadas, invariablemente, de una

notoria debilidad en la aplicación de medidas de prevención, control, scalización y mitigación

socioambiental. Al 2013, esta situación no ha variado en lo absoluto y, más al contrario, se

observa un debilitamiento aun mayor de la gestión ambiental. El año 2010 se manifestó que

la situación ambiental tenía raíz en el modelo de desarrollo vigente, caracterizado por su perl

extractivista y primario exportador (gas, minerales, energía, suelos-soya) que ha hecho un

énfasis exacerbado en grandes emprendimientos en los sectores de hidrocarburos, minería y

energía, tornándose más preeminentes que antes y generando inclusive graves riesgos para

varias áreas protegidas. El 2013 se conrmó que el avance acelerado del modelo extractivista y

primario exportador se ha favorecido, ante una gestión ambiental magra, a cargo de autoridades

ambientales débiles y con poco poder de decisión. Como resultado de esta gura desarrollista,

se ha creado escenarios cada vez más críticos y de mayor incertidumbre, tanto en lo social, como

en lo ambiental. Paralelamente, las organizaciones ambientalistas que han rebatido el modelo




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extractivista y sus nocivos efectos, han sido atacadas, desprestigiadas y marginadas, situación

que se da también en la mayoría de los países vecinos.

El año 2010 se expresó, a manera de conclusión, que sólo considerando las grandes

problemáticas bajo seguimiento, la realidad socioambiental era mucho peor que en el 2008, conel agravante de que si se seguía manteniendo las actuales políticas de desarrollo y el actual

modelo económico, muchas amenazas se irán tornando en mega impactos en los siguientes

años. Desafortunadamente, hemos llegado a esa realidad.

Se perciben, sin embargo, situaciones positivas, como el hecho de que muchos movimientos y

organizaciones sociales, en diversas regiones del país, fortalecieron sus posiciones de resistencia

al modelo extractivista y sus megaproyectos o que organizaciones ambientalistas mantengan

su visión crítica y sigan proponiendo alternativas para lograr un país más justo y la protección

efectiva de la Madre Tierra.

Esperamos que esta publicación, con la que se culminan siete años de evaluación y monitoreo

socioambiental, aporte en la profundización del conocimiento de estas problemáticas y al

fortalecimiento de la gestión ambiental en general.

Jenny Gruenberger Pérez

Directora Ejecutiva LIDEMA




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1. Resumen general de situación 2010-2013

El año 2007, la Liga de Defensa del Medio Ambiente, inició un proceso de evaluación y monitoreo

ambiental, a partir de la selección de un conjunto de temas o problemáticas ambientales críticas,

y previo proceso de priorización, en la cual participaron los equipos técnicos de las instituciones

miembros de LIDEMA en cada departamento. Los primeros ocho grandes temas, incluían a la

minería (cuencas Poopó y Pilcomayo), el Mutún, hidrocarburos en el Chaco y el norte de La

Paz, la contaminación de la Bahía de Cohana, el IIRSA, el modelo agroindustrial soyero y las

megarepresas del Madeira.

El año 2008, se incluyeron otros temas, como ser, los megaproyectos de la represa de El Bala

y de Cachuela Esperanza, el proyecto geotérmico de Laguna Colorada, la megaminería en San

Cristóbal, además de los contextos generales de hidrocarburos y minería. En total, 16 temas, en

los cuales, se concentraron los esfuerzos de vigilancia y monitoreo ambiental, con participaciónde las nueve coordinaciones departamentales de la Liga y el esfuerzo de varias instituciones

miembro que han realizado el seguimiento a problemáticas ambientales, como los derivados de

la minería, a lo largo de muchos años. Esto implicó, trabajos en terreno, muestreos de aguas

contaminadas, contactos con actores locales, sobrevuelos, exhaustiva revisión bibliográfca y la

aplicación de la metodología Estado-Presión-Respuesta.

La vigilancia y monitoreo ambiental se realizó entre los años 2007 y 2013, con un primer set

de publicaciones el año 2008 y un segundo evento de difusión el año 2010, para culminar con

el presente trabajo de investigación y seguimiento ambiental, el año 2013. El mismo, implicó la

realización de numerosos peritajes en terreno, sobrevuelos, análisis cartográfco y de imágenessatelitales, talleres y eventos con organizaciones sociales e instituciones de la sociedad civil,

entrevistas a actores claves y sistematización de información actualizada. El mismo fue realizado

en el marco del Programa de Apoyo a la Participación de la Sociedad Civil (DANIDA) y del

Proyecto de investigación–acción Nacionalización de Industrias Extractivas (NEBE) en Bolivia

y Ecuador con apoyo del Programa COCOON (Conict and Cooperation in Natural Resources).

En general, se concluye que en los 16 estudios casos priorizados por LIDEMA, la situación ha

empeorado notablemente, en términos de generación de impactos, incrementos de riesgos

y generación de conictos. En ninguno de los casos se ha observado una reducción de lasafectaciones por un efectivo cumplimiento de las normas ambientales, o una reducción de

amenazas por una retracción de megaproyectos. La siguiente relación, es una sinopsis apretada

de los 16 estudios de casos, cada uno de los cuales comprende un capítulo específco desarrollado

de forma detallada.

En el caso de la contaminación de Cohana y otras bahías aledañas (lago Menor del Titicaca),

el deterioro de la calidad ambiental ha aumentado e invadido progresivamente las aguas




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interiores de las bahías y ya han llegado a la zona de las islas como Suriqui, Taquile y Pariti,

ante la ausencia de acciones efectivas de las autoridades ambientales. La gran contaminación

de aguas contaminadas domésticas y de uso industrial, proviene de la ciudad de El Alto y

sus conurbaciones como Laja y Viacha, las cuales desembocan por los ríos Seco y Seque,

al Pallina que alimenta al río Katari. La planta de Puchukollo a cargo de EPSAS, no funcionadesde hace muchos años, a pesar de las inversiones de ampliación realizadas.

También, la planicie aluvial del río Katari está signicativamente contaminada por los fuertes

desbordes estacionales de dicho cuerpo de agua que desemboca en la bahía Cohana, y

por los arrastres de basura. Las diversas acciones paliativas, como el recojo de la lenteja de

agua, no han tenido efecto alguno en la reducción del problema. Ninguna de las instancias del

nivel central, como tampoco la Gobernación, ni los municipios, han realizado esfuerzos para

aportar con una solución estructural a esta problemática. Es una zona de desastre ambiental

y de conicto social latente.

En cuanto a la Minería, baluarte del modelo extractivista y primario exportador, sigue siendo

el principal agente de contaminación y degradación ambiental en diversas regiones del país.

Las operaciones mineras pequeñas y medianas, han seguido proliferando, acorde con el

ritmo de la demanda y el mantenimiento de buenos precios internacionales de los minerales,

acrecentándose en paralelo el bajo nivel de cumplimiento de las normas ambientales. En

contraste con la dimensión de las exportaciones, las imposiciones tributarias siguen siendo

raquíticas y desfavorables para el erario, a pesar de ello, las prerrogativas del sector han

ido en aumento. En tanto que el proyecto de nueva Ley Minera, pronta a ser aprobada, ha

extremado el marginamiento de los temas socioambientales.

Las operaciones mineras en la región del Poopó, en Oruro, han seguido generando crecientes

impactos a la calidad ambiental, ya muy depauperada, de la cuenca. Las organizaciones y

movimientos sociales de defensa, como el CORIDUP (Coordinadora en defensa de la cuenca

del Río Desaguadero, los lagos Uru Uru y Poopó), han denunciado que cada vez es más crítico

el incumplimiento de las normativas ambientales y la toma de recaudos; en tanto, el malestar

social se ha incrementado a partir del escaso cumplimiento y aplicación del Decreto 0335 de

Emergencia ambiental de la subcuenca Huanuni, así como por el cuestionado desarrollo de

la auditoría a Kori Kollo.

Respecto a la Minería en la cuenca del Pilcomayo (Potosí, Chuquisaca, Tarija), algunos estudiosy la percepción local, parecen indicar que los niveles de contaminación por metales pesados

siguen elevados, dada la proliferación de operaciones de explotación y procesamiento, sin

recaudos ambientales, en toda la cuenca y subcuencas (como la de Atocha-Tumusla). Esto se

contrapone a declaraciones y supuestas evaluaciones, que indican que la carga de metales ha

disminuido en las aguas, algo que carece de sentido, dado que aparte del dique San Antonio,

y otras pocas operaciones, el resto de actividades mineras carecen de medidas de control

ambiental. Temas como los pasivos del cerro San Miguel, el tiempo de vida útil del dique de




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colas San Antonio, o las denuncias sobre las grandes operaciones como San Bartolomé y

San Vicente, siguen sin tratamiento efectivo por parte de las autoridades departamentales o

nacionales.

El megaproyecto minero San Cristóbal en el sudoeste de Potosí, con mayor voracidad

que hace tres años, intensicó sus operaciones y prevé ampliar su radio de acción a

otros sectores de la concesión. Paradójicamente, un informe resultado de una consultoría

internacional, ha pretendido demostrar que el megaproyecto usa menos volúmenes de agua

que hace unos años. Dicho informe asume que las aguas utilizadas no son fósiles, aunque

contradictoriamente admite que provienen del holoceno temprano. De acuerdo a la Ley Minera

vigente, los inmensos volúmenes de agua (50.000 mt3/día) están exentos de cualquier pago,

y como en el resto del sector, su retribución tributaria es irrisoria comparando la dimensión

de exportación de concentrados. El megaproyecto a cargo de una transnacional japonesa

(SUMITOMO), tiene el apoyo del Gobierno central y la Gobernación de Potosí.

La situación del megaproyecto minero y siderúrgico del Mutún, sufrió un colapso total, después

de un somero avance, debido al accionar errático y poco claro de la transnacional JINDAL, que

realizo magras inversiones y la falta de capacidad administrativa y scalizadora del Gobierno.

A esto se sumó la falta de gas para impulsar la fase siderúrgica. Como resultado la Empresa

Estatal Siderúrgica del Mutún pretende hacerse cargo del proceso, aunque el Gobierno ha

anunciado licitaciones internacionales. Los mayores impactos y riesgos ambientales a la

ecoregión del pantanal y al área protegida Otuquis, no se derivaron de la operación minera

propiamente, sino de las mega-infraestructuras asociadas para la exportación del mineral,

en curso y proyectadas, como el camino a Puerto Busch, la ferrovía, la estructura portuaria y

potenciales manipulaciones hidrológicas a gran escala (canal a Puerto Busch). Dos elementoscríticos son, la falta de gas para la reducción del hierro, al punto de que se vuelva a hablar

del uso de carbón vegetal (“a ser comprado del Brasil”), y las limitaciones de agua, que el

megaproyecto precisa en enormes volúmenes, poniendo en riesgo cuerpos de agua de

importancia clave como la Laguna Cáceres.

El tema de los hidrocarburos, es el otro puntal del modelo extractivista y desarrollista que se ha

acentuado en los últimos años y se ha complejizado notablemente debido a la proliferación de

múltiples operaciones de exploración sísmica y perforatoria, lo cual ha signicado la ampliación

de la frontera petrolera a la región amazónica. Esto se ha dado como una evidente respuesta

a la pronunciada reducción de las reservas de gas y líquidos. La tendencia del sector, haapuntado a la exibilización de las normas ambientales, esto, sumado al ya escaso nivel de

cumplimiento, tanto de las normas, como de la consulta participativa. Esto se reeja en el

proyecto de la nueva Ley de Hidrocarburos que da enormes privilegios al sector, en detrimento

de los aspectos socio ambientales. Si bien el tema tributario es más favorable al país después

de la nacionalización, la retribución petrolera, ha acrecentado el enfoque rentista en las

regiones, los pueblos indígenas que viven en las zonas productoras, en la práctica no reciben

benecios, y no hay inversiones en aspectos ambientales. La irresponsable temeridad del




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sector y en especial de YPFB, ha hecho que se reciba con aplausos la tecnología de la fractura

hidráulica (“Fracking”), de depósitos de “shale gas”, muy cuestionada internacionalmente por

los graves impactos ambientales que genera.

Las operaciones hidrocarburíferas en la zona tradicional del Chaco (Aguaragüe), son parte del

proceso de ampliación de la frontera petrolera iniciada el año 2008, llegando a generar severos

riesgos a regiones de alta fragilidad como la serranía de Aguaragüe o zonas del patrimonio

cultural como Tentayape. En los últimos cuatro años, se han generado múltiples impactos

a los ecosistemas en diversas zonas y han proliferado los conictos entre las comunidades

y organizaciones indígenas y las empresas-Gobierno, por el bajo nivel de cumplimiento de

normas e instrumentos y el desarrollo de consultas mal encaminadas. La zona más amenazada

se constituye la serranía de Aguaragüe, donde el 2013, se ha autorizado de forma irregular

el ingreso de empresas como PETROANDINA o la china EASTERN gas & petroleum. Por

su parte, YPFB ha enfocado como unos de sus puntos de experimentación del “fracking”,

a la serranía de Aguaragüe (sector de campo Monos) poniendo en mayor riesgo a la fuenteclave de provisión de agua a toda la región. A todo esto, se suman los impactos por pasivos

ambientales petroleros (casi un centenar solo en el Aguaragüe), los cuales al momento solo

están planes de remediación, argumentándose la falta de recursos económicos.

El tema de los hidrocarburos en el norte de La Paz, fue tornándose socio ambientalmente

más crítico en los últimos tres años, no solo por las preparaciones de la perforación del pozo

Liquimuni, sino por la creciente división y conictividad social interna en el pueblo Mosetene,

que dejó la exploración Sísmica, cuya raíz fue una consulta irregular y de mala fe. Al momento

no se ha dado a conocer la Ficha Ambiental de la perforación, tampoco el EEIA o la emisión

de la Licencia, en tanto que la consulta pública desarrollada en Sararía, se ha reducido a uncabildo con cariz político partidista. Siendo que el pozo está en directa colindancia con la TCO

Mosetene, no se ha realizado la consulta participativa que prevé el Decreto 29033. YPFB

maneja cifras del potencial gasífero y petrolero de dicha zona, de manera antojadiza, sin haber

realizado la exploración de perforación. A lo anterior, se suman los anuncios del Gobierno, de

abrir a la exploración petrolera, en las áreas protegidas más importantes del norte amazónico

del país (Madidi, Pilón Lajas. TIPNIS) y el Aguaragüe en el Chaco, además de Tariquia,

Amboró e Iñao, con lo cual el nivel de riesgo socio ambiental se magnica de forma extrema.

El megaproyecto Complejo agroindustrial azucarero de San Buenaventura, que desembocó

en la formación de la empresa azucarera EASBA, ha seguido un curso errático, connotoria improvisación y muy frecuentes declaraciones demagógicas, además de notables

contradicciones en cuanto a cifras. Se ha informado la rma de contrato con la empresa china

CAMC para la construcción del complejo, sin embargo, al momento no se ha dado a conocer la

Ficha Ambiental, ni el EEIA del complejo agroindustrial, como tampoco el plan y estrategia de

las proyecciones agrícolas. El estudio edafológico realizado por Ronald Vargas el año 2010,

que concluye que la zona es solo marginalmente apta para el cultivo de caña y la producción

de azúcar, no ha servido para asumir una lógica precautoria y frenar el megaproyecto




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agroindustrial y de monocultivos a gran escala. El complejo agroindustrial ha sido la base para

impulsar megaproyectos viales como la mejora de la carretera San Buenaventura-Ixiamas y el

puente sobre el rio Beni; ambos factores propiciaran la ocupación de tierras y el avance de las

fronteras agropecuarias, situación favorecida por el vacío de control y scalización ambiental

imperante. Sigue por tanto latente, el riesgo de avance desordenado de desmontes paramonocultivos de caña (y palma africana) sobre una de las últimas fronteras naturales del país.

En cuanto al tema de la Soya agroindustrial y los biocombustibles, el modelo productivo

avanza en función a un 99% de variedades de soya transgénica y el uso a gran escala de

diversos herbicidas. La ampliación de la frontera agroindustrial se proyecta hacia el norte de

Santa Cruz (Guarayos), Chiquitanía hacia el este-sudeste y el Chaco. Los últimos tres años,

han signicado un curioso acercamiento entre el Gobierno del Movimiento al Socialismo y

el sector empresarial más depredador de la Madre Tierra e íntimo aliado de transnacionales

nefastas como MONSANTO y SYNGENTA. El Gobierno ha dado a las corporaciones del

sector agroindustrial, que incluye al soyero, varias prerrogativas, como el mantenimiento delmillonario subsidio energético, el apoyo nanciero a partir del FIMPRO y la Ley 337, que

condona los delitos de desbosques no autorizados y permite a la vez, un nuevo ciclo de

avance de las fronteras agrícolas, prometiendo incluso modicar la Ley Marco de la Madre

Tierra (Ley 300), a favor del sector agroindustrial, en sus artículos que prohíben o limitan

los productos transgénicos. Si bien se redujo la ebre de los biocombustibles, impulsado a

ultranza el 2009 por el IBCE, el tema sigue en las agendas de las corporaciones.

El programa IIRSA, el 2010 y 2011, fue fuertemente criticado por sus escasos avances

en aspectos de una real vinculación estratégica y teóricamente ha sido reemplazado por

la UNASUR y su instancia de coordinación el COSIPLAN, que ha agendado varios de losproyectos IIRSA en una lista de priorizada. La UNASUR tiene fuerte presencia del Brasil, en

especial a partir del BNDES, que se constituye en el principal agente nanciero. En el país, los

proyectos viales del IIRSA, han avanzado bajo la pantalla de la integración caminera nacional

para el desarrollo. El corredor Santa Cruz-Puerto Suárez (Santos-Iquique) ha promovido un

intenso proceso de ocupación de tierras, cambio de uso del suelo y explotación de recursos,

todo bajo un esquema de escaso control y scalización. En tanto que el corredor Norte en la

Amazonía, ha avanzado muy parcialmente (sector Yungas de La Paz y en el norte del Beni y

Pando), aunque se prevé también una dinámica similar de explotación de recursos y avances

desordenados de las fronteras agropecuarias.

Las megarepresas del Brasil en el Madeira, San Antonio y Jirau, ya han sido nalizadas y en la

práctica ya están funcionando, Jirau con retraso por la explosión de graves conictos laborales.

Los consorcios de ambas megaobras, han sido autorizados a aumentar sus reservorios,

diques y potencias de generación, al margen de estudios ambientales adicionales, con lo cual

se incrementan los riesgos de inundaciones en la Amazonía boliviana. Con todo, en territorio

brasileño, ya se han producido impactos de inundaciones en las montantes (aguas arriba

de la represa) y erosión de bancos aluviales en las jusantes (aguas abajo). La dinámica de




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impacto en el Madeira, se encuentra todavía en el inicio de la formación de los reservorios,

los cuales se prevé superarán las previsiones de los proyectos y estudios iniciales, dados

los incrementos de potencia que fueron autorizados. Adicionalmente, los impactos negativos

socio-culturales en el Brasil, han sobrepasado todas las previsiones y expectativas. Causo

perplejidad, las reacciones de preocupación por parte de la Cancillería boliviana por losriesgos de inundaciones e impactos en la Amazonía del país, por las represas del Brasil, en

especial por la extemporaneidad y las contradicciones intrínsecas. Se ha alertado sobre una

drástica reducción de las capturas pesqueras en los ríos del norte amazónico de Bolivia, lo

cual podría estar relacionado con la dinámica de las megarepresas del Brasil.

En referencia al proyecto de la megarepresa de Cachuela Esperanza, está se perla como un

ejemplo del modelo extractivista y exportador, así como una emulación del ritmo desarrollista

del Brasil. Se destaca el hecho de la paralización de la consultoría de TECSULT, cuya alerta

sobre el riesgo de graves inundaciones sobre Riberalta y comunidades ribereñas, parecía

haber perturbado las optimistas declaraciones del Gobierno y ENDE; de cualquier forma nuncase llegó a conocer el EEIA de la obra. Otro elemento llamativo es la supuesta aceptación

del megaproyecto por la comunidad de Cachuela Esperanza, que parece debatirse entre la

resignación y la expectativa de benecios. El proceso ha desembocado en un acercamiento

con la empresa china SINOHYDRO para la revisión de los estudios de TECSULT y la eventual

construcción de la obra. Dicha empresa tiene malos antecedentes en el Ecuador a raíz de

la megarepresa Coca-Codo Sinclair, del cual es responsable. El megaproyecto de Cachuela

Esperanza, es objeto de muchas declaraciones gubernamentales, pero paradójicamente, no

gura en los planes y proyecciones del Sistema Interconectado Nacional. Desde el año 2010,

se ha advertido sobre el mal negocio de la venta de energía al Brasil, poniendo en duda su

alto costo de producción de energía. Se ha advertido desde el año 2010 que su construcción,

generaría impactos sinergizados a los de las megarepresas brasileras y restaría efectividad

en posibles reclamos de indemnización al Brasil por impactos de inundaciones en la Amazonía

boliviana.

La megarepresa El Bala afortunadamente ha tenido al presente, un escaso avance y solo se

conocen por notas escuetas en prensa de supuestos estudios geomagnéticos, de los cuales

no se conoce ningún resultado. A pesar de las voces de alerta, el Gobierno no ha retrocedido

en su promoción, gurando en innúmeras declaraciones, como otra de las posibles fuentes

de exportación de energía. Posiblemente es el más claro ejemplo del desarrollismo ciegoque re-edita un megaproyecto ecocida y etnocida de épocas dictatoriales y neoliberales. Se

sigue asumiendo, que este megaproyecto, ocasionará una gran devastación en la región de

mayor riqueza biológica del país. A pesar de ello se sigue mencionando la falacia de ser una

fuente de “energía limpia”, cuando en la práctica será un mega-emisor de metano aportando

en mucho al calentamiento global. Es uno de los tantos temas en los cuales el SERNAP no

emitió ninguna voz de alerta o preocupación.




15

Finalmente, en el conglomerado de desaciertos ambientales (y económicos) gura el

Complejo geotérmico en Laguna Colorada, el cual afectará una de las áreas protegidas

de mayor relevancia del SNAP, la Reserva de fauna Eduardo Abaroa y su Sitio RAMSAR

Laguna Colorada, tipicadas internacionalmente como joyas de la naturaleza por su fauna

altoandina y sus extraordinarios paisajes naturales. Se prevé que el proyecto energético entodas sus etapas, ocasionará un fuerte deterioro ambiental y escénico del área y un eventual

colapso de las actividades de ecoturismo. El año 2009, el SERNAP emitió observaciones,

sobre las proyecciones del complejo, pero no obtuvo el apoyo necesario del Viceministerio

de medio Ambiente y Biodiversidad. El propio EEIA prevé numerosos impactos ambientales

y socio-culturales negativos y pocos impactos positivos. El proyecto ha sido cuestionado por

la escasa generación de potencia de energía (solo 100 MW), y un muy elevado costo de

inversión, comparando otras fuentes de energía como la termoeléctrica, lo cual genera una

relación costo/benecio onerosa y que debería ser prohibitiva a la hora de tomar decisiones.

Si se considera la severa afectación ambiental, esta relación es aún más elevada. El proyecto

cuenta con el apoyo decidido del Japón en el arranque nanciero y su arranque estaba

previsto para el 2013.

El rol de la prensa en la mayoría de los casos, fue importante en una etapa inicial al conocimiento

de los impactos o megaproyectos, como es el caso de Cohana, Geotermia Laguna Colorada,

El Bala, Represas del Madeira, Liquimuni, etc.). Posteriormente hubo un retraimiento del nivel

de acompañamiento por la prensa, hasta un silencio total, por diversas razones, y lo único que

se dio a conocer fueron notas breves sobre las declaraciones de autoridades de Gobierno o las

empresas estatales. Sin embargo, destacaron algunos valiosos reportajes de investigación.

La investigación cientíca en temas ambientales referidos a los casos analizados, fue

asombrosamente magra, casi inexistente, con la salvedad de los estudios de minería en el

Programa de Investigación Ambiental del PIEB en Oruro y Potosí y los de la Comisión Minera

Ambiental de LIDEMA.

Salvo en contados casos, como la minería en Oruro y Potosí, o en las organizaciones indígenas del

Chaco, se conformaron auténticos movimientos sociales en defensa de los derechos ambientales

e indígenas, y en contra de procesos desarrollistas. En el resto de los casos se dieron respuestas

aisladas y coyunturales, que tuvieron escaso efecto.




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8. Hidrocarburos. Contexto general y

problemática socioambiental

Puntal del extractivismo

Las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos, en sus diversas etapas,

impulsadas por el actual Gobierno, son una de las bases más importantes del modelo extractivista

y primario exportador, que da continuidad a procesos de gestiones anteriores, con el aditamento

de que los procesos de industrialización siguen siendo incipientes y la aplicación de las normas

ambientales está aún más marginada.

Bolivia exporta, a Brasil y Argentina, gas natural a gran escala y, por tanto, los hidrocarburos

continúan siendo la actividad económica que registra mayor valor en las exportaciones nacionales.

El año 2012, el sector de hidrocarburos tuvo una participación en el PIB boliviano de 49,8%,respecto al total, seguido de la industria manufacturera con 26,2%; extracción de Minerales con

18,8% y la actividad de agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca, con una participación

de 3,5%, según datos del Instituto Nacional de Estadísticas y YPFB (Bolpress, 22 octubre 2012).

El analista Carlos Arze del CEDLA, calica al modelo boliviano como una “economía plural

capitalista”, pues no sólo rearmó su patrón de acumulación primario exportador sino que lo

acrecentó, debido a que para el período 2001-2005 la exportación de hidrocarburos y minería

suponía el 47,2%, mientras que para el período 2006-2011 pasó a 69,6%. Arze cuestiona la

“nacionalización” de hidrocarburos al evidenciar que actualmente la producción está en unporcentaje abrumador en manos de las empresas petroleras transnacionales que, para el año

2010, detentaban el 82,2% frente a 17,8% de las nacionalizadas Andina-Chaco, operadoras de

YPFB (Arze, C.. 0ct. 2013).

Reservas y exportación

Las reservas probadas de gas se mantienen ocialmente estancadas en 10 trillones de pies

cúbicos o TCFs, en realidad 9.94, según el informe de la rma contratada por YPFB, Ryder Scott.

De acuerdo a YPFB Corporación (Plan Exploratorio 2011-2020) y el Ministerio de Hidrocarburos,

el potencial gasífero del país supera los 50 TCFs, pero los datos de la Ryder Scott, señalan quelas reservas probables de gas son 13,65 TCFs y 19,92 TCFs las reservas posibles (Bolpress, 20

agosto 2013).

Según información reciente del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos,

en los últimos tres años las reservas probadas de gas en Bolivia se redujeron de 9,94 a 8,1

TCFs. YPFB espera que las reservas asciendan, cuando se hagan efectivos los ocho contratos




134

(de exploración/explotación) en la Asamblea Legislativa Plurinacional y, además, el Gobierno

tiene expectativas sobre la certifcación de al menos 3 TCFs adicionales en los campos Aquío,

Incahuasi, Río Grande, Topinquiri, Dorado, Carrasco-este y otros más pequeños. También se

menciona que Bolivia alista una convocatoria para contratar una frma que nuevamente certifque

las reservas de gas (Bolpress, 20 agosto 2013).

Las cifras de las reservas, sin embargo, tienen un manejo bastante discrecional, generando

contradicciones al interior de las instancias ofciales. Según declaraciones del Presidente interino

de YPFB, Carlos Villegas, de octubre del 2013, “hemos demostrado que las reservas probadas

de gas natural en Bolivia subieron de 9,94 a 11,2 TCF en 2012 , según la cuantifcación realizada

por la estadounidense Ryder Scott, las cuales tienen una duración hasta el 2023” (Plataforma

energética, 18 octubre 2013). Las declaraciones de Villegas contradicen las del Viceministro de

Exploración y Explotación de Hidrocarburos, y además no tienen correspondencia con los datos

ofciales de le empresa Ryder Scott.

Diversos analistas coincidieron a fnes del 2010, en que la baja en las reservas, en 15 TCFs, se

atribuye a la escasa exploración, los grandes volúmenes exportados a Brasil, Argentina, así como

al incremento del uso interno (www.derechos.org/nizkor/bolivia. 2010). Las cifras de exportación

y consumo interno del gas natural, a noviembre del 2012, mostraban las siguientes cifras: 31

MMCD son destinados al Brasil, 19 MMCD a la Argentina y 10 MMCD para consumo interno.

La consultora internacional Gas Energy previó que, a partir del 2017, se registrará una “notoria”

declinación en la producción de megacampos, pronosticando un desajuste entre la oferta y

la demanda para el 2019, lo que afectaría a las exportaciones a Brasil y Argentina, pese a la

actual explotación intensifcada de los yacimientos y su acelerada monetización (Bolpress, 22octubre 2012). Bolivia exportó gas natural a los mercados de Brasil y Argentina por valor de

3.537 millones de dólares, lo que representa un incremento del 32% en el volumen y 22,72%

en el valor de los ingresos. Eso signifca que la dependencia de la economía boliviana de las

exportaciones de gas ha continuado incrementándose. Se menciona el fracaso del proyecto

del Mutún, principalmente por la imposibilidad de proveer los volúmenes necesarios para la

siderurgia, al igual que la reciente carestía para abastecer la industria del cemento (Los Tiempos,

26 agosto 2013). Como consecuencia, en septiembre del 2013, se reportó el malestar de los

industriales de la región sur del Brasil, por el aumento de un 31% del precio del gas boliviano, lo

cual habría restado competitividad al sector, puesto que es 26% más caro que el gas brasileño

que compran los industriales del norte del Brasil. Esto signifca presiones del poderoso sectorindustrial del sur para que se reduzca el precio de importación del gas boliviano (Los Tiempos,

17 septiembre 2013).

Según la Fundación Jubileo, los megacampos de gas Sábalo y Margarita sostienen el 97% de la

renta petrolera que obtiene YPFB y hasta el momento, no se conocen resultados de exploración

que permitan contar con nuevas reservas gasíferas (El Diario, 27 mayo 2013).




135

Un resultado de la baja de las reservas gasíferas, puede ser el incremento exponencial de las

operaciones exploratorias en diversas regiones del país, proceso que ya se había iniciado el año

2010, a partir del Decreto 0676, y que culminó en el anuncio de mayo del 2013, de abrir las áreas

protegidas nacionales a la exploración petrolera, en especial las del norte de La Paz y resto de la

Amazonía. Adicionalmente, la Presidencia interino de YPFB, informó que se aplicará tres medidaspara incrementar las reservas: nuevos incentivos para las petroleras, reducción en los tiempos

de obtención de Licencias Ambientales, así como, fexibilizar la consulta con pueblos indígenas y

viabilizar los proyectos exploratorios en las TCOs (Tierras Comunitarias de Origen (La Razón, 19

junio 2013). La misma incertidumbre, sobre las reservas de gas en el país, habría incidido para

que YPFB comience a alentar la exploración y explotación de los supuestos yacimientos de gas

no convencional o “shale gas”, vía la tecnología del “fracking”.

Preeminencia de las transnacionales

A inicios del 2011, se destacó que Petrobras concentraba el 63% de la producción de

hidrocarburos. Un informe del CEDLA (Plataformaenergetica.org, 17 marzo 2011), dio cuenta

que dos gigantes transnacionales tienen en sus manos la mayor parte de la producción de

hidrocarburos y minerales, en referencia a PETROBRAS y SUMITOMO (megaminería en San

Cristóbal), que son los ejes fundamentales de la economía exportadora de Bolivia. PETROBRAS

genera más del 60% de la producción hidrocarburífera del país y con su subsidiaria, PETROBRAS

Energía, superan el 63%. De acuerdo al CEDLA, PETROBRAS fue la empresa que impulsó la

privatización durante el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada, logrando el control del campo

San Alberto, bajo el pretexto de garantizar el cumplimiento del contrato de venta de gas a Brasil.

Esta compañía era responsable en el 2004 del 46% de los hidrocarburos y ahora es por el 63%”.

La demanda interna brasileña de gas crecerá en 135%, por lo cual Brasil contribuirá “al esfuerzo

exploratorio que realiza YPFB en Bolivia” y mantiene su interés en continuar importando gas

natural boliviano en el largo plazo. Desde el año 1996, PETROBRAS, junto a sus socios, invirtió

un total de 2,4 mil millones de dólares en un conjunto de proyectos hidrocarburíferos que incluyen

la exploración y explotación de recursos hidrocarburíferos en varios megacampos bolivianos:

San Antonio, San Alberto, Monteagudo y, el gasoducto que opera TRANSIERRA (YPFB-Gas

& Petróleo, 24 mayo 2013). Respecto al rol preeminente de PETROBRAS en el país, el propio

Ministro Jefe de la Secretaría General de la Presidencia brasileña, Gilberto Carvalho, reconoció

que PETROBRAS, controlada por el Estado, tuvo un “comportamiento subimperialista” paradefender sus intereses en Bolivia, añadiendo “Brasil reproduce en relación a sus vecinos el

mismo comportamiento que el gran imperialismo del primer mundo a nuestro respecto”. A esto se

suma la injerencia del Banco BNDES (O Estado de Sao Paulo, octubre 2013).

El informe del CEDLA (Plataformaenergetica.org, 17 marzo 2011), menciona además que

REPSOL (transnacional española) tiene el 49% de las acciones en la empresa YPFB ANDINA




136

S.A. y cubre el 8,1% de la producción de hidrocarburos. Esto signica que la esta de las

utilidades de las grandes corporaciones, sigue en su mejor momento. A nivel mundial se sabe

que REPSOL, obtuvo ganancias de 1.370 millones de dólares al primer semestre del año 2013,

en función a cinco proyectos que dicha empresa maneja a nivel mundial (proyectos en Brasil,

España, Estados Unidos, Rusia y Bolivia). El proyecto en Bolivia se reere al campo gasíferoMargarita (El Día, 25 julio 2013).

Una clara muestra de las relaciones entre las transnacionales y el Gobierno puede verse en las

declaraciones del Canciller boliviano, David Choquehuanca, en agosto del 2013, en relación al

incidente del avión del Presidente Evo Morales en Europa y la presencia de la empresa REPSOL

en Bolivia. La autoridad manifestó que la crisis diplomática abierta entre el país y Europa, no

afecta a las relaciones económicas con España, armando que Bolivia precisa socios que cuenten

con tecnología y que “con REPSOL nos llevamos bien y vamos a seguir trabajando”, añadiendo

“ofrecemos todas las garantías de que estas empresas puedan obtener sus ganancias” (Los

Tiempos, 8 agosto 2013).

En abril del 2013, se conoció que las empresas transnacionales GAZPROM, de Rusia; YPF de

Argentina y NIOC (National Iranian Oil Company) de Irán, enfocan su interés en actividades en

exploración de hidrocarburos en Bolivia, por lo cual YPFB se encuentra en tratativas (Cambio,

12 abril 2013). La empresa rusa GAZPROM (Rusia es en la actualidad el mayor exportador de

gas natural en Europa) ya rmó anteriormente tres contratos de operación, entre éstos, uno

referido a su participación con un 20% en el bloque Incahuasi, en el municipio de Lagunillas

de Santa Cruz, donde además operan YPFB Chaco, la francesa TOTAL E&P Bolivia y su socia

TECPETROL. Según voceros de YPFB, ya se había acordado, con GAZPROM y TOTAL, uncontrato de exploración en el bloque Acero (entre Santa Cruz y Chuquisaca), el cual se encontraba

a consideración de la Asamblea Plurinacional. El 17 de mayo de 2013, se promulgó la Ley Nº

379, que autoriza la suscripción del Contrato de Servicio, que fue rmado a inicios de agosto por

el Gobierno y las transnacionales petroleras GAZPROM y TOTAL (Página Siete, 1 agosto 2013).

Tras los resultados positivos obtenidos por el pozo de exploración “ICS-2”, la transnacional TOTAL

anunció el desarrollo de una primera fase del campo de gas de Incahuasi (entre Santa Cruz y

Chuquisaca). El desarrollo del campo incluirá un pozo en Aquio y dos en Ipati, además de una

planta de tratamiento de gas con capacidad de procesamiento de 6,5 millones de metros cúbicos

por día. La transnacional explicó que se tiene previsto perforar otros pozos de exploración enAquio e Ipati, para precisar el potencial del campo Incahuasi. YPFB, en base a los resultados

de la TOTAL, estima que ese campo contiene reservas de gas de aproximadamente tres TCF.

TOTAL posee el 60% del paquete accionario y el restante 40% se divide en partes iguales (20%)

para la argentina TECPETROL y la rusa GAZPROM (La Razón, 26 septiembre 2013).




137

De acuerdo al CEDLA, la empresa YPF Argentina, ya consolidó su presencia en Bolivia a inicios

del año 2013, considerando en acuerdos con YPFB, en servicios de exploración y la tecnología

del “Fracking”. La tercera empresa que también ya está en Bolivia es la iraní NIOC, que en

los próximos meses deberá entregar tres convenios de estudio sobre los cuales se frmen los

contratos para exploración.

Por su parte, la empresa Petróleos de Venezuela (PDVSA) socia de YPFB para conformar la

empresa mixta PETROANDINA, paralizó sus aportes fnancieros tras la muerte del Mandatario

Hugo Chávez y el proceso eleccionario de Venezuela (El Deber 10/04/2013), anunciando

que el apoyo fnanciero sería para asesoramiento y no para los procesos de exploración. Las

erogaciones más importantes de PDVSA fueron en el bloque Liquimuni (norte de La Paz), y en el

campo chaqueño Timboy X-2. Desde el año 2008, la venezolana invirtió 108 millones de dólares,

de los 888 millones inicialmente comprometidos. A fnes del 2013 se conocía que la empresa

venezolana había colapsado económicamente y se encontraba en virtual quiebra (El Universal,

23 diciembre 2013).

Ingresos y utilidades

El Estado Plurinacional recibió 1.994 millones de dólares el año 2011, por concepto de pago de

regalías, participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos - IDH, en tanto, que las exportaciones

del sector hidrocarburos, alcanzaron 4.060 millones de dólares (YPFB Corporación, 2011). Sin

embargo, de acuerdo al analista Rolando Carvajal (Bolpress, 22 octubre 2012) el grueso de la

renta por exportación de hidrocarburos en los últimos seis años, se destina a gastos corrientes

gubernamentales; y cerca de un tercio, al cerrar el 2012, se llevaron las operadoras privadas.El Gobierno cuestionó que las empresas no hubiesen mejorado la producción de petróleo en el

país, a pesar de un decreto que las incentiva a hacerlo, a costo del erario público y un aumento

de 30 dólares en su retribución por barril. Varios meses después de que el Gobierno aprobara

dicha norma para incentivar la producción de petróleo crudo, ninguna empresa petrolera había

aumentado su producción. Esta opinión coincide con la de la Fundación Jubileo, desde donde se

advirtió que el 70% de la renta petrolera generada por la corporación estatal y administrada por el

Gobierno del Presidente Evo Morales se ha destinado al gasto corriente, es decir “Nos la hemos

comido”, y no hay siquiera ideas sobre el establecimiento de un “fondo soberano”.

Adicionalmente, la Fundación Jubileo, a inicios del 2013, exponía, que la falta de voluntad yla capacidad técnica en los municipios son factores que impiden una mayor ejecución de

presupuestos derivados del IDH y un cambio en la orientación de las inversiones a sectores

productivos, que generen mayores ingresos y empleos. Se afrma que los municipios, se centran

en aspectos de infraestructura (“las obras de cemento”) y no están poniendo, ni la voluntad, ni

tienen las capacidades técnicas para cambiar este patrón de hacer inversión pública, hacia uno

que genere ingresos y empleos e inversiones productivas (ERBOL, 17 febrero 2013). Jubileo




138

recuerda que el discurso del Gobierno, desde el inicio de su gestión, de cambiar la matriz

productiva, hasta el momento, no se concreta y no hay indicios de que esté ocurriendo.

Datos sobre regalías petroleras y el IDH.

Fuente: Seis controversias de la gestión económica actual de Boliv ia. UMSA. Junio 2013.

El año 2005, en cumplimiento del referéndum de julio de 2004 sobre la política de hidrocarburos en

Bolivia, entró en vigencia la Ley de Hidrocarburos, a través de la cual se recupera la propiedad de

todos los hidrocarburos en Boca de Pozo para el Estado Boliviano. A partir de dicha Ley se dispone

que el Estado retendrá el cincuenta por ciento (50%) del valor de la producción de gas y del petróleo,

consistente en una Regalía Departamental del 11%, una Regalía Nacional Compensatoria del uno por

ciento (1%) para los departamentos de Beni y Pando, y una participación del seis por ciento (6%) en

favor del Tesoro General de la Nación (TGN); y un Impuesto Directo a los Hidrocarburos equivalente

al 32% del total de la producción de hidrocarburos. El IDH se distribuye entre los Departamentos

Productores y No Productores (incluye el Fondo Compensatorio a los Departamentos de La Paz,

Cochabamba y Santa Cruz), de los cuales coparticipan los Gobiernos Autónomos Municipales y

Departamentales, así como las Universidades; el restante es destinado al Fondo de Desarrollo de

Pueblos Indígenas y Originarios y Comunidades Campesinas, el Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo

Nacional destinado a la masicación del uso del Gas Natural en el país, Fuerzas Armadas de la Nación,

Policía Nacional de Bolivia, Renta Dignidad entre los más importantes.

Entre el 2005 y el 2012, los Gobiernos Autónomos Departamentales recibieron por concepto de regalías

hidrocarburíferas, un total de 21.154 millones de Bs. y por el IDH 10.646 millones de Bs., haciendo un

total de 31.801 millones de Bs., equivalentes a 4.569 millones de dólares. En el mismo periodo, los

Gobiernos Autónomos Municipales percibieron por el IDH un monto total de 22.161 millones de Bs.,

equivalente a 3.184 millones de dólares.

El año 2012, los mayores ingresos del departamento de Tarija, provinieron de la explotación

y exportación de hidrocarburos (mayormente gas) y su presupuesto de 2.840 millones de

bolivianos, lo cual equivale a la suma de los de La Paz, Chuquisaca, Cochabamba, Oruro, Beni

y Pando. (Página Siete, 29 marzo 2013). Según la actual distribución de las regalías petroleras,

Santa Cruz, Chuquisaca, Cochabamba y Beni, percibieron un ingreso per cápita de la regalía

por debajo de los 100 dólares, mientras que en Tarija es de aproximadamente 850 dólares (El

Diario, 8 agosto 2013). La expansión de la industrialización del gas y las regalías, han incidido enla economía del departamento de Tarija, generando situaciones determinantes en las dinámicas

territoriales y socioculturales de sus regiones (Hinojosa, 2012).

En relación a Tarija, los indígenas del Chaco, plantearon a fnes de julio del 2013, una demanda

del 15% de las regalías que percibe esa región de Tarija por el IDH, con el propósito de benefciar

a sus comunidades, pero los asambleístas departamentales del Chaco de Tarija, rechazaron esa

solicitud. Un asambleísta de apellido Amas, del Poder Autonómico Nacional (PAN), dijo que “el




139

45% que recibe por regalías el Chaco es sagrado y que no permitirán que nadie quiera fragmentar

esos recursos en la adecuación de los Estatutos Autonómicos Departamentales” El asambleísta

del frente PAN, desde la comodidad de su cargo, manifestó que “ los pueblos indígenas son

una republiqueta aislada, que son un paraíso”, y que la demanda obedecía a “algún agitador o

intelectual”. Sobran otros comentarios (ABI, 30 julio 2013).

Algo que llamó la atención a mediados del 2013, respecto al régimen impositivo hidrocarburífero

en Bolivia, fue que según directivos de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, el

“government take” (retribución tributaria que es para el Estado) no es competitivo con el resto de

la región, por lo cual los incentivos prometidos por el Gobierno son vistos con entusiasmo por los

empresarios. De esta forma, el Gobierno emitirá un nuevo Decreto Supremo de incentivos a las

empresas operadoras para una rápida recuperación de la inversión petrolera en actividades de

exploración, aspecto conrmado por el Vicepresidente García Linera y que fue aplaudido por los

empresarios (La Razón, 23 mayo 2013). Esto fue rechazado por diversas organizaciones sociales,

por ser una clara intención de aumentar las prerrogativas a las empresas transnacionales.

En cuanto a los costos recuperables, ha sido un tema largamente debatido, y que implica el pago

o devolución anual de costos incurridos y reportados por la empresa ejecutora, y aprobados,

por YPFB, de acuerdo a lo establecido en el anexo D de los contratos de operación rmados

el año 2006 con las empresas “socias”. De esta manera, el 2013, el Estado devolvió 786

millones de dólares por los costos operativos e inversiones que realizaron nueve empresas en

las fases de exploración y explotación durante la gestión 2012. Las empresas más favorecidas

en términos porcentuales fueron PETROBRAS, CHACO, ANDINA y REPSOL (Plataforma

energética, 31 octubre 2013). Este pago abarca, costos de operación directa, depreciación deequipos, materiales, personal, etc. Varios analistas del sector petrolero consideran este pago

como necesario, para seguir incentivando las operaciones de exploración que comprometen las

empresas. Otros analistas arman que esta exacción signica un vicio legal de los contratos de

operación, que hace que el Estado pierda una enorme cifra de divisas, que podría ser invertida

en otros rubros, incluido el de la industrialización, solo para seguir manteniendo las prerrogativas

y la “voluntad” de seguir explorando por parte de las empresa transnacionales.

Planes y operaciones petroleras

Hasta el año 2010, se conocía que YPFB contaba con 98 áreas reservadas para exploración yexplotación de hidrocarburos, en zonas tradicionales y no tradicionales, y que “el gran problema”

era que al menos 54 áreas reservadas para YPFB se sobreponían, en una proporción mayor al

20%, a tierras comunitarias de origen y 31 áreas a áreas protegidas (YPFB Corporación, 2010).

Esto derivaba de la aprobación del Decreto Supremo 0676, aprobado a nes del año 2010, a

partir del que, el Gobierno amplió de 33 a 56 el número de áreas de exploración y explotación

de hidrocarburos concedidas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). YPFB, a




140

través de sus empresas subsidiarias, YPFB Andina, YPFB Chaco y YPFB Petroandina, invierte

240 millones de dólares (62,9%) y las compañías privadas que operan en Bolivia, 111 millones

(37,1%), de acuerdo con las obligaciones deducidas de los Planes de Trabajo y Presupuesto

(PTP).

El presente cuadro muestra los niveles de inversión en YPFB, el año 2012 (Gandarillas, 2012

Petropress).

Presupuesto de invers ión de YPFB 2012

Rubros de inversión Presupuesto 2012 (Bs.) %

Upstream 75.500.000 1,77

Ambiental 4.200.000 0,10

YPFB infraestructura

reestructuración interna61.247.598 1,43

Plantas extracción de líquidos 2.805.389.630 65,61

Industrialización 421.301.443 9,85

Dowstream 908.469.043 21,25

TOTAL 4.276.107.714 100

Fuente: Gandarillas, 2012, Petropress. (En base a datos de MEFP-PGN 2012 ).

Llama la atención lo exiguo de la partida para el rubro ambiental, que signifcó apenas un 0.10%,situación indicativa del marginamiento de la temática en las dinámicas extractivistas.

En el marco del nuevo plan de exploración, que amplía a 54 las áreas disponibles para esa

tarea, la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), anunció que

se tomará en cuenta a los nueve departamentos que conforman el país, porque la potencialidad

de hallar nuevas reservas de hidrocarburos se encuentra en todas las regiones, y que “la política

de hidrocarburos del Gobierno nacional es dar oportunidad a todos los departamentos, a través

de su política de exploración” (Cambio, 22 mayo 2011).

El 2011, había 19 áreas bajo contratos de operación, es decir, en plena ejecución; 12 áreas

estaban en la modalidad de convenios de cooperación energética y cinco en proceso de

contratación en la Asamblea Legislativa Plurinacional. De acuerdo al plan de exploración 2010-

2020, la inversión en la búsqueda de más reservas de combustible alcanzará a 351 millones

de dólares, por parte de YPFB y las empresas privadas (YPFB Corporación). El 2011, también

se señaló que habían dos áreas en proceso de negociación de contratos con las empresas

GAZPROM, TOTAL y PLUSPETROL, seis áreas en nuevos convenios de estudio y siete áreas




141

en nuevos convenios de estudio y negociación con PETROVIETNAM y NIOC (de Irán), además

de REPSOL y BG”.

El año 2012, YPFB adjudicó cinco áreas nuevas a PETROBRAS y a BG Bolivia, ambas empresas

rmaron convenios de estudio para evaluar el potencial hidrocarburífero. PETROBRAS en lasáreas Carandaiti y Pelícano, en la zona tradicionalmente petrolera, y BG Bolivia en Pando (Nueva

Esperanza y Corregidores). En febrero del 2013, se rmaron los contratos de exploración para las

áreas Huacareta (entre Chuquisaca y Tarija) y Cedro (en Santa Cruz), entre YPFB y las empresas

BG-Bolivia Corporation (Sucursal Bolivia) y PETROBRAS Bolivia S.A.

El siguiente cuadro (Nº 2) muestra un resumen de las operaciones de las empresas operadoras

de YPFB, hasta inicios del año 2013:

EMPRESAInversión

CAMPOS YOPERACIONES

OBSERVACIONESTCOs y Áreas

Protegidasen riesgo

YPFB-PETROANDINA

SAM

610,9 MD en los

próximos cinco años.

81,1 MD 2012 , 138,4

MD 2013, 142,3 MD

2014, 153,3 MD 2015 y

89,8 MD 2016.

Liquimuni, Chepite,

Chispani, Madidi,

Sécure, Aguaragüe

Norte, Aguaragüe Sur

A (Timboy), Aguaragüe

Sur B, Aguaragüe

Centro, Iñao, Iñiguazu

y Tiacia.

Lliquimuni, Chepite y

Chispani para el año

2012

La fuente (Reporte

energía) muestra

una contradicción al

mencionar que el 2012

la inversión aprobadapara exploración es de

236 MD

10 operaciones en

áreas protegidas

PNANMI Madidi (TCO

San José, CIPLA)

RB TCO Pilón Lajas

(TCO CRTM)

TIPNIS (TCO y PN)PNANMI Aguaragüe

(Capitanía Guaraní

Yaku Igua)

TCO OPIM (Pueblo

Mosetene)

PETROBRAS

5.1 mil MD hasta el

2017

Megacampo San

Antonio-Sábalo.

Megacampo San

Alberto este y oeste

Son los campos

gasíferos de mayor

producción de Bolivia

TCO Itikaguazu

Zona de inuencia I del

PNANMI Aguaragüe.




142

EMPRESAInversión

CAMPOS YOPERACIONES


Protegidasen riesgo

REPSOL

(BG-PAE)

1.240 MD

Bloque Caipipendi.

Sísmica 3D

Margarita-Huacaya

En el 2010, el MHE

categorizó la FichaAmbiental bajo la

categoría 2, lo cual

fue rechazado por la

Capitanía indígena de

Tentayape y la APG.

Parte de la TCO

Itikaguazu.

TCO Tentayape y otras

tres capitanías.

Por acción de la

APG y la resistencia

de Tentayape, esta

TCO quedó fuera del

proceso exploratorio.

Otras capitanías

manifestaron malestar

ante prepotencia de laempresa.

TOTAL (BG)

TOTAL (TECPETROL)

Campo Itaú. Tarija

oeste y Bloque XX

Campo Incahuasi. Ipati

–Aquio (pozo Aquio

X-1001)

Se ha denunciado la

afectación a vertientes

y sitios sagrados en la

zona Incahuasi

Subandino de Tarija ZI

del PNANI Aguaragüe

Subandino Sur de

Chuquisaca y oeste

de Santa Cruz. TCO

ITIKARAPARIRENDA

(Caraparicito)

GAZPROM (rusa) yTOTAL

130 MD

Bloque Azero, surestede Santa Cruz y

Chuquisaca

El contrato fueaprobado por la

Asamblea plurinacional

el año 2013.

PNANMI Iñao

PLUSPETROL

295 MD

41,3 MD 2012, 75 MD

2013, 80 MD 2014,

62 MD 2015 y 37 MD

2016.

Tacovo, Bermejo En la TCO Tacovo

existen además

contratos con Andina y

Chaco

TCO Tacovo Mora




143

EMPRESAInversión

CAMPOS YOPERACIONES


Protegidasen riesgo

YPFB CHACO

294,8 MD

49,4 MD el 2012, 68,4

MD 2013, 82 MD 2014,

65 MD 2015, 30 MD

2016.

Carohuaicho 8A,

San Miguel/Lluviosa,Bloque Bajo R1,

Siripi Camatindi San

Martín Iqu, Chaqueña

Camatindi San Martín

HMP, Bulo Bulo Bloque

Bajo (YTT), Katari

Norte (R1), Katari

Norte (YTT), Percheles

Profundo, Vuelta

Grande (VGR – X1001),Carrasco Este X2,

Chimoré, Junín X1000,

Caigua, DRO x1001,

Ingre HMP.

TCO Caipipendi

Carohuaycho

TCO Macharetí

Zona de inuencia

inmediata del PN

Carrasco

YPFB ANDINA

32 MD

Sirari 20 y Río Grande Si resulta positiva

la perforación en

Sararenda SR-

X1, se continuará

con otro pozo para

confrmar su potencial

hidrocarburífero.

TCO Kaami

YPFB CASA MATRIZ (o

YPFB Corporación)

30,4 MD 2012-2013

Boyuibe, Ovai,

Charagua e Itaquiqui

TCO Charagua Sur

BRITISH GAS (BG)

8,7 MD

31 MD

La Vertiente, Taiguati,

Escondido, Palo

Marcado, Ibibobo,

(bloque XX Este)

Huacareta

Exploración sísmica TCO Weenhayek

Tentayape-Itikaguazu

EASTERN

PETROLEUM & GAS

230 MD

Exploración sísmica,

perforación y

explotación de

Sanandita –Snia.

Aguaragüe (Formación

Huamanpampa)

Autorizada por la Ley

245 de junio del 2012

PNANMI Aguaragüe y

Capitanía Guaraní Yaku

Igua




144

EMPRESAInversión

CAMPOS YOPERACIONES


Protegidasen riesgo

SINOPEC (empresa

China)

Sísmica 3D con

la perforación de7.200 pozos en elárea Itaguazurenda – Charagua (áreareservada Boyuibe)

Acuerdo con YPFB de

10 de julio del 2012

Área (APG)

Parapitiguasu

Fuente: REPORTEENERGIA Bolivia- UPSTREAMreporteenergia.com.11/04/2012 - 2013

El consorcio REPSOL, BG (British Gas) y PAE, opera el megacampo Margarita-Huacaya enun área de explotación que alcanza 123.000 hectáreas, en el bloque Caipipendi, entre Tarijay Chuquisaca. En septiembre del 2013 se anunció que con la perforación de ocho pozos, seconcluía la fase II del proyecto Margarita-Huacaya, con una inversión de 1.240 millones dedólares. Los pozos Margarita 7 y 8, cuya perforación se realizará hasta el 2014, garantizaránla producción de 15 millones de metros cúbicos diarios, comprometidos con YPFB. La fase IIdel proyecto incluye la construcción del nuevo módulo de la planta de procesamiento de gas, laperforación de cuatro nuevos pozos, la construcción de nuevos ductos de recolección y trabajos

de sísmica en alrededor de 800 kilómetros cuadrados (Los Tiempos, 17 septiembre 2013).

De acuerdo a un informe de YPFB, de inicios del 2013 (YPFB, enero 23, 2013), la mayoríade las empresas petroleras que operan en el país, decidieron devolver las áreas o paralizarlos trabajos de exploración de hidrocarburos, debido a distintos motivos que van, desde laspresiones sociales, hasta la decisión de no realizar más trabajos. Por ejemplo, la empresaMaxus Bolivia Inc. decidió devolver la totalidad del Bloque Montero, ante la conclusión del plazoinicial del período de exploración, sin haber realizado ningún descubrimiento de hidrocarburos.El contrato de riesgo compartido para el Bloque Sara Boomerang I, se encuentra paralizadopor causa de “fuerza mayor” invocada por Andina S.A., debido a la imposibilidad de continuaractividades de exploración, ya que grupos de comunarios impiden el ingreso de los equiposy maquinaria del área de contrato. Otro de los bloques paralizados es el de Amboró-Espejos,debido a la imposibilidad de continuar actividades de exploración, ya que organizaciones cívicas,departamentales, ONGs, autoridades locales y otros, presentaron oposición, toda vez que sehalla superpuesta con el Parque Nacional Amboró. También el Bloque Tuichi, el Caipipendi, JuanLatino II y el Sara-Boomerang III, fueron paralizados por superposición con áreas protegidas,demandas sociales, obstáculos con propietarios y demandas de las comunidades zonales. Es




145

posible que estas paralizaciones, hayan sido momentáneas y una forma de presionar al Gobiernopara que tome decisiones favorables a las operaciones de las empresas. Dicha situación, sinduda, pudo cambiar después de los anuncios del Vicepresidente del Estado, en mayo del 2013,de abrir las áreas protegidas a las operaciones petroleras.

En el caso del Bloque Caipipendi, entre Chuquisaca y Santa Cruz, REPSOL avanzó con lasísmica 3D, sin embargo, la zona de la TCO Tentayape (un sitio de Patrimonio de la culturaGuaraní) quedó fuera de la exploración por presiones de la Capitanía de la TCO y de la APG.Un hecho inaudito, ocurrido el año 2010, fue la intención del Ministerio de Hidrocarburos, deotorgar categoría 2, a la Ficha Ambiental de Tentayape (Bloque Caipipendi), lo cual contradecíala normativa y fue rechazado por las organizaciones indígenas.

A inicios de agosto del 2013, el Gobierno frmó contrato con las transnacionales petroleras

GAZPROM (rusa) y la franco-belga TOTAL, que invertirán 130 millones de dólares para explorar

en el bloque Azero (sureste de Santa Cruz y Chuquisaca) que abarca 785.625 hectáreas, dondeYPFB (sin perforaciones exploratorias, como en el caso Liquimuni), ha estimado 3 millones deTCF de gas. El Directorio de YPFB autorizó el 17 de octubre de 2012, la suscripción de estecontrato de servicios petroleros y la conformación de una nueva SAM, entre estas empresas yYPFB. El 17 de mayo de 2013 se promulgó la Ley N. 379, que autoriza la suscripción del Contratode Servicio (Página Siete, 1 agosto 2013). Este bloque se superpone al Parque Nacional y Áreade Manejo Integrado Serranía del Iñao.

Adicionalmente, en septiembre del 2013, se anunció la suscripción de contratos (sanción de

la Cámara de Senadores) para la empresa YPFB-CHACO en las áreas El Dorado Oeste enel departamento de Santa Cruz e Isarsama-San Miguel en el trópico de Cochabamba; paraPETROBRAS, Cedro, en Santa Cruz; para BG, Huacareta entre Chuquisaca y Tarija y para laGAZPROM, Azero, entre Santa Cruz y Chuquisaca (Oxígeno, 13 septiembre 2013).

En mayo del 2013, el Vicepresidente García Linera anunció públicamente que YPFB ingresaráa parques nacionales para explorar y explotar recursos hidrocarburíferos, porque son áreas“altamente petroleras y gasíferas” (La Razón, 24 mayo 2013), con especial alusión a las áreasprotegidas y TCOs del norte de La Paz y la Amazonía. Según el Vicepresidente, de todo elterritorio boliviano, un 49% tiene alto potencial hidrocarburífero y de ese 49% sólo se ha explorado

parcialmente entre un 35% y 39% (La Razón, 23 mayo 2013).

Por su parte, las empresas petroleras privadas que operan en el país pidieron al Gobierno irmás allá del anuncio de un Decreto Supremo de incentivos para una rápida recuperación desus inversiones, es decir, abrir nuevas áreas de exploración y mejores condiciones para invertir.Esta petición de los empresarios, sigue la línea del anuncio del Vicepresidente García Linera deingresar con las exploraciones a las áreas protegidas o parques (La Razón, 19 junio 2013).




146

El área Chimoré I, en la zona no tradicional del denominado “Boomerang”, entre Cochabamba y el

norte de Santa Cruz, en contrato de operación con YPFB Chaco S.A., se encontraba en situación

de fuerza mayor por causal ambiental, debido a la sobreposición con el área protegida – Parque

Nacional Carrasco (Medrano y Zarate., 2013). En febrero del 2005, la empresa Chaco S.A.,

comunicó a YPFB, la situación de fuerza mayor, debido a que la Ficha Ambiental del proyectode exploración perforatoria del pozo La Lluviosa X1 fue observada en base al informe emitido

por el SERNAP, por encontrarse dicho proyecto sobrepuesto en un 95% con el PN Carrasco

(Plan de Exploración 2011 – 2020, YPFB Corporación, 2010). YPFB argumentó que un 80%

de esta superposición se encontraba fuera de la zona núcleo del Parque, lo cual minimizaba la

condición de fuerza mayor. YPFB Chaco, presentó en el PTP (Plan de Trabajo de Perforación) del

campo Bulo Bulo, el proyecto de exploración sísmica 3D Katari-Bulo Bulo, que sería ejecutado

parcialmente en el área Chimoré I. La empresa YPFB Chaco obtuvo la Declaratoria de Impacto

Ambiental en noviembre del 2011. Con este antecedente y existiendo el permiso ambiental para

desarrollar actividades en el área, en enero del 2012, se comunicó ofcialmente a YPFB Chaco

el “levantamiento de la fuerza mayor” del área Chimoré I. Como se puede observar, el Gobierno

procedió a levantar las situaciones de fuerza mayor, antes de los anuncios del Vicepresidente.

No se menciona o reporta la elaboración del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA),

como tampoco el proceso de consulta pública con la población campesina intercultural de la zona

de inuencia, ni la relación que debió existir entre la consulta con el EEIA. El año 2013, YPFB

Andina usó el taladro chino adquirido por PDVSA de Venezuela (socia en PETROANDINA) e

inició la perforación en el campo Víbora en Santa Cruz, pero tras un arduo trabajo, de más de un

año, no obtuvo buenos resultados (El Deber, 2 julio 2013).

A inicios de noviembre del 2013, YPFB realizó un acercamiento con la compañía rusa ROSNEFT,considerada un gigante empresarial, a través de la frma de un memorándum de entendimiento

que permita identifcar oportunidades de trabajo conjunto entre ambas petroleras en el área de

exploración y producción de hidrocarburos. La corporación rusa pretende realizar un estudio

general de las potencialidades hidrocarburíferas de Bolivia, para realizar futuras intervenciones,

manifestando especial interés en la zona de Madre de Dios (AN-YPFB, 8 noviembre 2013).

Es importante recordar, que en esta zona se ha reportado la posible presencia de gas no

convencional.

Las plantas de conversión o transformación de gas, que fueron instaladas o están en proceso de

construcción en el país, son: la de Río Grande, de separación de líquidos (en fase de arranque) ytambién en Río Grande, la de producción de gas licuado de petróleo (en inicio de construcción);

la de Yacuiba (Gran Chaco), en fase de construcción. En septiembre del 2013, se anunció la

construcción de la planta de Bulo Bulo (Cochabamba) que, según el Gobierno, producirá 2.100

toneladas métricas diarias de amoniaco y urea, desde octubre de 2015, proceso que está bajo

contrato entre YPFB y la empresa surcoreana SAMSUNG ENGINEERING (Los Tiempos, 12

septiembre 2013).




147

En resumen, según información de YPFB, en el país existen 104 áreas exploratorias que

representan el 49% del territorio nacional; entre 2004 y 2013, se perforaron 40 nuevos pozos

exploratorios, dos en 2006, de las cuales 20 se realizaron el 2012 y 2013. Hasta el año 2025,

el Gobierno invertirá 16 mil millones de dólares exclusivamente en exploración (Plataforma

energética, 18 octubre 2013).

El Plan de exploración 2011-2020 de YPFB

El Plan de exploración de YPFB 2011-2020, presentado por YPFB Corporación el año 2010,

consta de cuatro capítulos, de los cuales, el capítulo 2 (Situación Socio ambiental) y el 4, referido

a las estrategias de apoyo a la gestión de exploración, incluyen aspectos que concitan especial

preocupación por la intencionalidad expresa de YPFB (y el sector petrolero en general) de allanar

los procesos de vulneración de áreas protegidas y avasallamiento de los espacios tradicionales

indígenas. Dicho Plan no pudo ser encontrado en formato digital, aun cuando el link y referencia

se ubica en la página ocial de YPFB, además de ser bastante difícil encontrarlo en formato

físico, aspecto indicativo de transparentar este tipo de información.

El análisis de situación ambiental del mencionado Plan se reere al problema de superposición

de los bloques petroleros con áreas protegidas de alta sensibilidad ecológica, situación en la

cual, el otorgamiento de Licencias Ambientales, no ha prosperado en al menos cuatro casos

considerados como de fuerza mayor desde hace varios años.

A pesar de las intenciones de YPFB, de levantar la situación de fuerza mayor, el documento

reconocía expresamente la potestad institucional del SERNAP, para rechazar un proyecto, si lasactividades a desarrollar no son compatibles con los objetivos de creación del área.

El Plan hace referencia a la existencia de áreas protegidas cuya creación es posterior a la

actividad petrolera, creadas en la Zona tradicional de explotación de hidrocarburos. Es posible

que se haga referencia al caso del Aguaragüe (se menciona a los campos Caigua y Monos, como

“libres de fuerza mayor”), pero además YPFB concluye que…. “en estos territorios, continuar con

la actividad petrolera probablemente, no genere mayor conicto al que existe actualmente”…..

Entre las áreas con problemas de fuerza mayor por causa ambiental guran el caso del Madidi

(bloques Río Hondo y Tuichi) y el caso Amboró (zona Espejos). En el caso de Madidi, el Plande YPFB reconoce a esta área protegida como de alta biodiversidad y sensibilidad ecológica,

donde no hay posibilidad de realizar proyectos, ya que, “las comunidades de la zona conllevan

un sentimiento de apropiación de las áreas y sus recursos por factores tradicionales, ambientales

y culturales”. Similar situación de alta biodiversidad y sensibilidad ecológica y de gestión social

sobre los recursos se da sin duda, en la Reserva y TCO Pilón Lajas, vecina al Madidi. También




148

se hace referencia, como de fuerza mayor, al campo Churumas, sobrepuesto totalmente a laReserva de Tariquia.

Además, el Plan hace referencia a la imposibilidad de emprender operaciones en el sector del

Aguaragüe que está bajo la categoría de Parque Nacional, pero plantea la posibilidad de lograrexploraciones en las zonas bajo la categoría de Área de Manejo Integrado (ANMI) y donde existenimportantes porcentajes de cobertura de las áreas de exploración: Aguaragüe Centro, AguaragüeSur A y Aguaragüe Sur B. También, se menciona el caso de los conictos del pozo Timboy X-2,

que dicultan el proyecto petrolero, pero sin mencionar los graves impactos socioambientales

sobre las fuentes de agua, como el “chorro”, por la apertura del camino a la planchada y que dejócasi sin agua a varias familias de la zona.

Se menciona además, la superposición parcial del Bloque Azero con el área protegida Iñao y el“Convenio de Estudio Madre de Dios”, superpuesta a la Reserva de Vida Silvestre Manuripi en

Pando.

El Plan de exploración de YPFB, se reere también a la problemática social y la superposición

de los proyectos petroleros con espacios tradicionales de Naciones y Pueblos IndígenasOriginario Campesinos, que “implican frecuentes retrasos por conictos y en algunos casos la

inviabilidad”. YPFB alude aspectos relacionados a las exigencias y posiciones intransigentespor compensación y a una “débil y difusa política de relacionamiento comunitario practicadopor las empresas petroleras”. Se hace especial referencia al área o sector sur del Aguaragüeconsiderado, como de difícil acceso por las situaciones socioambientales.

La opinión de YPFB, el año 2010, era que “con la normativa actual”, los casos de superposicióncon áreas protegidas eran complicados de liberar de la causal de fuerza mayor; situación queviene facilitándose el 2013, por la decisión gubernamental.

Es interesante analizar la estrategia socio ambiental del Plan, referente al apoyo a la gestión deexploración. El objetivo de dicha estrategia “es levantar las causales de fuerza mayor fundadas

en aspectos sociales y ambientales”, con el n de garantizar el desarrollo de los proyectos de

exploración, y acortar los tiempos de los procedimientos de tramitación de las autorizacionesambientales.

En el caso de la viabilización de actividades hidrocarburíferas en áreas protegidas bajo causal defuerza mayor, la estrategia de YPFB menciona: “ Agotadas las opciones fuera de áreas protegidas

y áreas de alta sensibilidad ecológica y de acuerdo a los diferentes análisis desarrollados para

las áreas, desde el punto de vista económico, técnico y legal, en los que exista la consideración

de que es fundamental la explotación de hidrocarburos en áreas protegidas, comprendiendo que

estas acciones ya no dependen exclusivamente de YPFB sino de instancias superiores y tomando




149

en cuenta las consecuencias políticas, sociales, ambientales que podrían causar el ingreso a

estas áreas”…….YPFB, considera que se deberían realizar determinadas acciones, entre las

que resaltan: a) Comprometer al Gobierno Nacional para el establecimiento de lineamientos

políticos hacia las diferentes instancias involucradas (MHE, MMAA, SERNAP) y así viabilizar el

ingreso a las áreas protegidas; b) viabilizar los proyectos hidrocarburíferos en áreas protegidasen cumplimiento al Artículos 356 y 348 de la CPE, referidos al carácter estatal y de utilidad pública

que adquieren los Recursos Naturales, c) Promover la elaboración de instrumentos que “falten

en las áreas protegidas como Evaluación ambiental Estratégica, Plan de Manejo, Zonifcación”.

El punto c, hace referencia a los procesos que están ocurriendo precisamente en la actualidad, a

través de la coordinación YPFB-SERNAP-áreas protegidas.

Finalmente, el Plan menciona un programa de agilización de los procesos de autorizaciones

ambientales, que se basa esencialmente en cambios en la normativa o marco legal, con el fn

de agilizar la emisión de la Licencia Ambiental, buscando eliminar instrumentos como la Ficha

Ambiental y la categorización respectiva. Otro ejemplo, proviene de la Cámara Boliviana de

Hidrocarburos y Energía, que demandó la necesidad de hablar sobre los desincentivos que

desaniman a las petroleras para invertir: “Se tarda mucho con las licencias ecológicas, hay un

esquema regulatorio que todavía es muy pesado y urge traer mayor dinamismo al sector petrolero

porque, de lo contrario, no se podrán recargar las reservas” (El Deber, 22 agosto 2013). Esto

signifca que si no se exibiliza la parte ambiental, no hay más gas, lo cual podría ser interpretado

como un chantaje.

De acuerdo al Plan de YPFB, viabilizar las actividades hidrocarburíferas en áreas socialmente

sensibles, implica “el acercamiento oportuno con actores involucrados”, que incluye laimplementación voluntaria de proyectos de inversión social estratégico en las zonas de operación

petrolera; la generación de alianzas estratégicas con autoridades ambientales, “entidades

encargadas de la seguridad de los bienes del Estado” y otras entidades gubernamentales. Por los

hechos sucedidos en el área del Bloque Liquimuni, lo anterior podría entenderse como un intento

de legalizar procesos de cooptación y prebendalismo, pero además como un resorte para recurrir

a la fuerza policial en caso de que exista oposición movilizada a los proyectos hidrocarburíferos.

En el Plan de Exploración de YPFB, queda por demás manifesta la tendencia de impulsar a

como dé lugar la expansión de la frontera petrolera, sin tomar en cuenta las limitaciones legales,

ecológicas y socioculturales que revisten las áreas protegidas y los espacios indígenas en elpaís, para lo cual se plantea el ejercicio de prácticas de cooptación, uso de la fuerza pública,

contradiciendo los principios fundamentales de la Constitución Política del Estado.




150

Riesgos cr íticos por el Shale gas y el Fracking

A nes del 2010, se daba a conocer que en los años 90 y por mandato de YPFB, la empresa

OCCIDENTAL, programó y perforó el pozo Pando-X1 (región Madre de Dios), que resultó en el

descubrimiento de un yacimiento de petróleo de buena calidad, pero que por su baja producción

no justicaba la explotación frente a los altos costos de transporte (www.hidrocarburosbolivia.com

2010). El pozo quedó cerrado y en reserva hasta el día de hoy. En base a la información obtenida,

estudios e investigaciones posteriores de universidades especializadas, encontraron que la

cuenca Madre de Dios es un reservorio de 500 metros de espesor que reuniría las condiciones

para albergar gas no convencional o “Shale Gas”, y así lo publicaron en sus conclusiones (Shale

Gas Potential Worldwide, 1990).

El Fracking (Fractura hidráulica) del Gas no convencional

El gas no convencional, conocido como “Shale Gas” o “Tight Gas”, es gas natural encerrado o

entrampado en rocas, como pizarras o areniscas, a diferencia del gas convencional, el cual se

encuentra en depósitos a manera de bolsones. El gas no convencional, al estar encerrado en rocas de

baja porosidad y baja permeabilidad, está en mucha menos concentración y su extracción, denominada

“Fracking” o fractura hidráulica, es más difícil y con mucho mayor costo ambiental y social. Este proceso,

consiste en penetrar a gran profundidad en la formación rocosa que encierra el shale gas y producir

múltiples fracturas, mediante la introducción de agua, arena, aditivos químicos e incluso perdigones

de acero, a muy alta presión. Entre los aditivos más utilizados se menciona, ácidos, bactericidas y/o

biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de sarro y corrosión, reticulantes, reductores de fricción,

agentes gelicantes, controladores de metal y surfactantes, todos de alta toxicidad.

A partir de las fracturas, que es como una demolición subterránea de enormes volúmenes de rocas,

el gas entrampado se libera, uye y puede ser atrapado. La explotación de un depósito de shale

gas, implica numerosas perforaciones de inyección y extracción, muchas más que un campo de gas

convencional, por lo tanto, no solo es más costosa en lo económico, sino también en lo ambiental.

El problema mayor reside en el riesgo de contaminación de los recursos acuíferos necesarios por los

escapes de gas y aditivos. Para fracturar cada pozo, hace falta introducir grandes volúmenes de agua,

lo cual puede afectar la disponibilidad del recurso para las poblaciones locales, adicionalmente, el

uido de retorno contiene las sustancias químicas o aditivos utilizados al introducirla, más los metales

pesados que retornan a la supercie. Las numerosas perforaciones y fracturas de rocas, pueden

también, romper o perturbar severamente, las venas de los acuíferos subterráneos, ocasionado

masivas pérdidas de agua y consecuentes carencias de ujo hacia vertientes y ríos en las zonas

impactadas.

Dado que el proceso requiere una inmensa cantidad de agua, ésta solo puede ser recuperada en

menores porcentajes para someterla a procesos de tratamiento, sin embargo, el proceso de tratamiento

no purica totalmente el agua y se acumulan grandes cantidades de contaminantes.




151

Un riesgo elevado es la contaminación de fuentes de agua con metano, en regiones de Estados Unidos

bajo operaciones de Fracking, se verifcó que el agua de las casas aledañas a los proyectos de extracción

de Shale gas, habían incrementado su contenido de metano en niveles de hasta 17 veces superiores

a los índices normales. El gas se mezcla con el agua potable y ha llegado a producir explosiones y

llamaradas en los grifos de las casas. Hay reportes de ganado que enferma y muere. Los suelos sevuelven tóxicos y la desertifcación avanza. Las personas que recibieron sumas de dinero para arrendar

sus campos a los pozos de fractura, ven morir sus tierras y acabarse tarde o temprano su dinero.

Por si todo esto fuera poco, existe evidencia de que las explosiones, en la profundidad de la roca,

pueden provocar temblores y movimientos de tierra. Un estudio, publicado en la revista científca

Geology, ha relacionado al Fracking con un seísmo de magnitud 5,7 ocurrido en Oklahoma (Estados

Unidos) el año 2011, que dejó heridos, 14 casas destruidas y carreteras dañadas. Tras 18 años

inyectando sin incidentes los uidos a gran presión, el 5 de noviembre de 2011 los movimientos

sísmicos empezaron a asustar a los habitantes de la zona, acostumbrados hasta entonces solo a los

tornados. Al día siguiente se produjo el terremoto de magnitud 5,7, de acuerdo al equipo de científcos,

el mayor de los relacionados con el Fracking.

Por todas estas razones, el Fracking ha sido califcado como una tecnología criminal para el ambiente

y la gente.

La tecnología del Fracking, está siendo utilizada en países como Estados Unidos, Inglaterra y España,

en tanto que países, como Francia y Canadá, han establecido moratorias para su uso, debido a los

riesgos que implica. Lastimosamente, en Sudamérica, la empresa YPF de la Argentina, ha empezado

el año 2013, a desarrollar esta tecnología anti ecológica, para explotar yacimientos de Shale gas en

la Provincia de Neuquen. Para dicho megaproyecto, YPF de Argentina, se alió nada menos que con

la transnacional CHEVRON, la sucesora de la eco-etnocida TEXACO, responsable de devastar la

Amazonía del Ecuador hace algunas décadas.Durante el mes de septiembre del año 2013, se dieron diversas reacciones, tanto en los Estados

Unidos, como en la Argentina, buscando desvirtuar las críticas e incertidumbres en torno al Shale

gas y el Fracking, y mostrarla como una tecnología responsable y de bajo impactos socioambiental,

para lo cual se prestaron algunas agencias y organizaciones de investigación, así como geólogos y

expertos petroleros de visión ecléctica e interesada. Esta reacción de la millonaria industria petrolera,

era totalmente predecible, considerando los ambiciosos horizontes de inversión y ganancia, que están

en juego. Esta dialéctica científca tendenciosa, está por supuesto muy alejada del principio precautorio

que dicta una tecnología incipiente y de alto riesgo.

Algo muy preocupante es que en Bolivia, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, han manifestado su

intención de explorar y explotar vía Fracking, el Gas shale (con asesoramiento de la empresa ArgentinaYPF, vía acuerdo frmado), que estaría en las rocas de algunas regiones, como en el Aguaragüe (zona

Monos) o el Ingre en Chuquisaca, sin considerar que estas zonas de serranías subandinas y del pie de

monte chaqueño, son la fuente principal de agua para muchas comunidades indígenas, campesinas,

así como de pueblos y ciudades intermedias en toda la región.




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Fuentes.-

y Energypress, 18 julio 2011. Referencia a datos ociales del Departamento de Energía de los

Estados Unidos sobre “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones

fuera de Estados Unidos”. y Energypress 18 julio 2011. Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, y posibilidad de

estudiar el “Shale gas” en Bolivia.

y La Razón, 7 febrero 2013. YPFB promueve estudios de Shale gas en Aguaragüe-Los Monos

y RENACER (RED NACIONAL DE ACCIÓN ECOLOGISTA –Argentina. 10 marzo 2013. Referencia alas exploraciones de Shale gas en Neuquen.

y www.hidrocarburosbolivia.com 2010. Referencia al estudio “Shale Gas Potential Worldwide” de1990.

y

Argenpress/INFOSUR (Argentina), 19 septiembre2013. Las mentiras de las “petroleras frackineras”

y Katie M. Keranen. Et al. 2012. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between

wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence. http://geology.gsapubs.org/

y http://www.opsur.org.ar/blog/ 2012/10/23

En julio del 2011, desde el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, se manifestó que laproducción de gas no convencional (“Shale gas”, explotable vía Fracking o fractura hidráulica)

no era prioritaria por el momento en Bolivia, sin embargo, se ha sugerido la realización de

estudios a partir de un equipo conformado por expertos, además de la alusión sobre la “empresaSchlumberger, que tiene vasta experiencia en el desarrollo de la tecnología” (Energypress, 18 julio2011). A esto se suma un dato ocial publicado por el Departamento de Energía de los Estados

Unidos titulado: “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera

de Estados Unidos”, que daba cuenta de la existencia de 47 TCF (Trillones de pies cúbicos)ubicados en los esquistos devónicos del sur del país (básicamente las serranías del Chaco deTarija). Según estos estudios, Bolivia pasaría a ocupar el sitial número 17 entre los países conmayores volúmenes de gas no convencional.

La temeridad en las decisiones de las autoridades del sector petrolero, aumentaron el nivel de

riesgo respecto del “Fracking”, pues se anunció desde la Vicepresidencia de la Administración,Control y Fiscalización de YPFB, a inicios del 2013 (La Razón, 7 febrero 2013), que YPFBiniciará los estudios preliminares para establecer el potencial de reservas del “shale gas” o gasno convencional, en el país. Se informó que: “la Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una

carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos

saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay




153

shale gas para estudios posteriores”, y que la formación Monos de Tarija, cuenta con datos degeoquímica sobre yacimientos de Shale gas (http://ventanapetrol.blogspot.com/2013).

Es importante recordar que la formación Monos se encuentra en el Parque Nacional y Área Natural

de Manejo Integrado Serranía de Aguaragüe, con lo cual el riesgo del “Fracking” se aproxima auna de las regiones de mayor fragilidad del subandino chaqueño y que es considerada la “fábricade agua” para toda la región circundante.

En mayo del 2013, desde YPFB, se anunció la rma de un acuerdo con la empresa YPF Argentina,

por el cual dicha empresa, se sumaba como socio en el desarrollo de áreas de exploración yademás, así poder brindar asistencia en el primer desarrollo de “Tight o Shale gas’” en Bolivia. Estotiene como antecedente, que directivos de YPFB visitaron Vaca Muerta, el gigantesco yacimientode hidrocarburos no convencionales del suroeste argentino (Energy Press, 20 mayo 2013). Comodato anexo, YPF de Argentina ha rmado un acuerdo para el “Fracking” en Vaca Muerta, con la

transnacional CHEVRON, es decir la ecocida ex –TEXACO.

En diciembre del 2010, la empresa YPF (entonces todavía controlada por REPSOL) anunció eldescubrimiento de un mega-reservorio de “Shale gas” en la formación Vaca Muerta, en Neuquén.La compañía estimó el potencial del yacimiento en 4,5 billones de pies cúbicos (TCFs). Pocodespués, el gobierno provincial aclaró que esa era “la punta del iceberg”, ya que en el subsuelode la provincia se alojarían 257 TCFs, es decir, un tercio del potencial de gas de yacimientosno convencionales de la Argentina. (http://www.opsur.org.ar/blog/ 2012/10/23). Como resultadodel anuncio, las autoridades públicas y el sector empresario de la Argentina, presentaron al

gas no convencional como la única alternativa para superar la crisis energética de dicho paísy proclamaron el comienzo de una era dorada para los combustibles fósiles en la Argentina. La“buena nueva” era respaldada por un estudio de la Administración de Información de Energía deEstados Unidos. Las proyecciones son escalofriantes, en los próximos cinco años, se perforarían2500 pozos en yacimientos no convencionales, según el Ministerio de Energía, Ambiente yServicios Públicos de esa provincia. Esos trabajos demandarían 50 millones de metros cúbicosde agua, a razón de 20 mil metros cúbicos por pozo; dicho volumen por pozo, es la capacidadde almacenamiento de agua que tiene la ciudad de Cutral Có de Neuquen, para abastecerdiariamente a su población de 35 mil habitantes.

Algo más alarmante aún, y que muestra la temeridad de YPFB, se reportó a inicios de junio del2013, en referencia a una “minifractura” o “Fracking” realizada en el pozo Ingre X-2 (Chuquisaca),

por YPFB, y que según la fuente, permitió descubrir “Tight oil” en reservorios con baja porosidady permeabilidad con contenido de petróleo, donde se inyectó “material” (no se menciona cual)para darle permeabilidad articial y se pudo recuperar petróleo con los equipos disponibles en

el país. No se menciona si este proceso particular y delicado, contó con un estudio de impactoambiental. La zona explorada forma parte de la formación Tupambi, entre 1.640 a 1.650 metros de




154

profundidad; se debe recordar que las exploraciones anteriores en el pozo Ingre X-2, resultaron

negativos, (CBHE - Reporte Energía, 6 junio 2013).

El entusiasmo de YPFB por el tema de gas no convencional y su tecnología de obtención, el

Fracking, viene contagiando al sector petrolero en general, como se observa del informe deresultados del taller “Recursos Gasíferos Convencionales y No Convencionales” realizado en

noviembre en Santa Cruz. De acuerdo a YPFB, “los especialistas quedaron admirados de la

gran potencialidad que tiene la faja plegada subandina de Bolivia”. Según YPFB, en dicho evento

se discutieron los desafíos en la exploración, explotación, distribución y “manejo sustentable”

de reservorios gasíferos convencionales y no convencionales (AN-YPFB, 12 noviembre 2013).

Esto nos muestra, que la intención de YPFB, es impulsar la tecnología del Fracking en Bolivia,

acrecentándose el riesgo sobre la faja subandina, además, muestra la exacta dimensión de la

voracidad y temeridad del sector petrolero latinoamericano y del país.

De esta forma, se ha abierto en Bolivia, un nuevo frente, que incrementa el riesgo socioambientalen las actividades petroleras, considerando que, sin el “Fracking”, el riesgo de las operaciones

convencionales ya es muy alto.

El Fracking tiene una raíz perversa, como lo demuestra el investigador John Saxe-Fernández

(9 octubre 2013). Los promotores de la explotación del Shale gas, vía Fracking, no detallan las

características del proceso, como el consumo de energía para producir un barril de petróleo o

un btu de gas, tampoco mencionan los impactos y costos sobre el entorno inmediato, la salud

de la población, fauna y ora o el ambiente global. En general no se menciona que cada pozo

de Fracking requiere entre 20 a 30 millones de litros de agua, la cual contiene hasta cuatrotoneladas de cientos de sustancias químicas, muchas de ellas altamente tóxicas, mutagénicas

y cancerígenas. Esa “mezcla” tóxica, es un “secreto corporativo” legalizado en Estados Unidos,

durante el gobierno de Bush y promovida por la nociva corporación HALLIBURTON (que

aprovechó la guerra de Irak para especular con temas de seguridad), por lo que se la conoce

como “The Halliburton Loophole” (“rendija legal”). Cada rma elabora su propia y secreta fórmula,

a la cual no tienen acceso ni siquiera las ocinas ambientales, a pesar de este hermetismo

perverso, hasta el momento se han identicado cerca de 519 sustancias de las mezclas tóxicas

del Fracking”. El agua cargada de tóxicos, se inyecta por debajo de los mil quinientos metros de

profundidad, hasta llegar a la roca madre y de ahí, usando la perforación horizontal, se dispersa

otros mil quinientos metros o más, serpenteando en todas direcciones y produciendo cientos omiles de fracturas de la roca. Parte de la tóxica agua retorna a la supercie luego de recoger

otros elementos depositados por la naturaleza a lo largo de millones de años: metales pesados

y sustancias radiactivas como radón, radio o uranio. El resultado sobre la salud humana, animal

y vegetal, así como al medio ambiente en general, es semejante al de la minería a cielo abierto.




155

Es una pena que revistas de alto prestigio como National Geographic (Versión Latinoamérica-

Argentina), que siempre tuvieron una posición rme en defensa de la naturaleza y el medio

ambiente, abrieran sus páginas publicitarias a nes del 2013 (Ed. Noviembre 2013), para difundir

las supuestas bondades y benecios del Fracking en Neuquén (Vaca Muerta), y no solo eso, sino

que destinaron una edición completa, como número extraordinario, a nes de diciembre paraexponer la “grandiosidad” de las operaciones de YPF en Vaca Muerta. Llama la atención el nuevo

léxico tecnocrático que YPF usa en dicha revista par mimetizar el impacto del fracking, cuando

denomina la demolición subterránea de la fractura hidráulica como “inducción hidráulica”. Como

dirían los argentinos, National Geographic, se vendió por cuatro mangos.

Críticas a la nueva Ley de hidrocarburos

El acceso al último proyecto de Ley de hidrocarburos, anunciado para su aprobación el año

2013, fue imposible, y es considerado un “secreto de Estado”. En la versión difundida por el

Ministerio de Hidrocarburos y Energía, el año 2011, se pudo constatar un enorme número de

vacíos y falencias relacionadas con temas socio ambientales. Las observaciones que se resumen

a continuación, fueron realizadas en base a la última versión de proyecto de Ley del año 2011.

La propuesta en cuestión, no fue construida de forma participativa, con la sociedad civil, menos

con las naciones y pueblos indígena originario campesinos, que son los directos afectados por las

operaciones petroleras. Se trata de una propuesta netamente sectorial, elaborada esencialmente

a partir de la visión de técnicos, empresas y de la Cámara de Hidrocarburos.

La mencionada propuesta de la Ley de Hidrocarburos mostraba un evidente retroceso respectodel tratamiento ambiental, con respecto de la anterior Ley 3058, la cual fue con frecuencia

observada por soslayar o minimizar los aspectos socioambientales. El tratamiento ambiental del

nuevo proyecto es en extremo pobre, supercial y deciente. De las pocas menciones ambientales

y socioculturales que presenta, todas son exiguas y evidencian una falta de correlación con lo

establecido en la materia, en la Constitución Política del Estado. Existe una subordinación total

de la gestión ambiental a las proyecciones y necesidades del sector de hidrocarburos y la política

extractivista, dejando de lado los recaudos para la protección del Patrimonio cultural y natural

del país. Como ejemplo de lo anterior, no se menciona en ningún momento el tema de las áreas

protegidas, situación que al menos, tenía un regular tratamiento en la anterior ley 3058. Este es

un vacío alarmante, además de sintomático, puesto que imposibilitaría incorporar el tema en unfuturo reglamento.

También, el tratamiento de los Derechos Indígenas es muy espurio y no gura como uno

de los principios que debería orientar la política, estrategia y gestión de los hidrocarburos.

Adicionalmente, el tema del control social es ambiguo y carece de contundencia. La propuesta

contradecía los principios de la Consulta previa y obligatoria de la Constitución Política del Estado




156

y de otras normas vigentes, como el Reglamento de Consulta y Participación para Actividades

Hidrocarburíferas (Reg. 29033 del año 2007), al abrir la posibilidad del procedimiento de consulta

parcial y dispersa por comunidades, relegando a las instancias representativas de los pueblos

indígenas. Esto no condice con el mandato de “buena fe” que menciona la Constitución y las

diversas normas internacionales, como el Convenio 169.

Como en épocas pasadas, el monitoreo y seguimiento socio ambiental a YPFB y las empresas

contratistas, vuelve a quedar bajo responsabilidad de una instancia del Ministerio de Hidrocarburos,

dando lugar a una gura de “juez y parte” y de incertidumbre en la efectividad y transparencia de

dicho proceso. En cuanto a la evaluación y remediación de los pasivos ambientales de YPFB,

se observa que se conere la principal carga de procuración de recursos de la cooperación, al

Ministerio de Medio Ambiente y Aguas, siendo que constituye una instancia estatal profundamente

debilitada y con escasa capacidad operativa, además de carencias presupuestarias.

En relación a la transparencia de información, la propuesta no menciona la obligación de lasocinas estatales de hidrocarburos, de brindar información cuando las organizaciones sociales,

civiles, prensa o los simples ciudadanos, la soliciten, siendo que en la actualidad la falta de

acceso a la información por esta, vía de solicitud directa es un gran problema. Sin duda, está

situación se agravará con el anuncio de excluir de la Ley SAFCO a las empresa públicas (Página

Siete, 21 junio 2013) y el proyecto de Ley de la Empresa Pública, que restringe la entrega de

información considerada “estratégica” (Los Tiempos, 19 julio 2013).

La propuesta de Ley apunta claramente a consolidar el modelo extractivista primario, el magro

tratamiento de otros ámbitos restringe, inclusive las posibilidades de escenarios promisorioshacia el cambio de matriz energética o una efectiva industrialización. Además, se observa que la

cadena productiva de la actividad hidrocarburífera no está enmarcada en una política nacional de

tecnologías limpias para el respeto de la Madre Tierra.

Se observa con mucha preocupación el año 2011, que si la mencionada propuesta de Ley era

aprobada sin modicaciones sustanciales, se vulnerará aún más la ya debilitada gestión ambiental

en el país, con negativas consecuencias para las políticas y proyecciones de protección de la

biodiversidad y los derechos indígenas.

Respecto al tema de las compensaciones, a nes del 2012, YPFB solicitó al Gobierno una normaque elimine la compensación económica a las comunidades indígenas, ya que esa medida,

provoca demora en los planes y se ha convertido en una disposición “perniciosa” (Página Siete,

26 diciembre 2012). La presidencia interina de la empresa estatal, recordó que YPFB cuenta

con el respaldo de un decreto supremo que la libera de realizar esas compensaciones, pero que

sería pertinente generalizar este hecho para todas las empresas y, de tal manera, eliminar la

compensación económica. Se citaron lo casos del campo Sábalo a cargo de PETROBRAS, que




157

espera una Licencia Ambiental hace tres años por las exigencias económicas de la APG Itika

Guazu; además, está el caso de la planta de separación de Río Grande y el conicto con la TCO

Takovo Mora. La propuesta de Ley Marco de Consulta impulsada por el Gobierno, contempla

el pedido de YPFB, en sentido de eliminar las compensaciones monetarias (Página Siete, 26

diciembre 2012). Es de suponer que similar decisión se encuentra en el proyecto fnal de la Leyde Hidrocarburos.

En octubre del 2013, desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (La Razón, 3 octubre 2013),

se afrmó que el consenso para la aprobación de la nueva Ley de Hidrocarburos debe darse

entre dicho Ministerio, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la Agencia Nacional

de Hidrocarburos (ANH) y la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH).

Esto reafrma el carácter de verticalidad y escasa participación que tuvo dicha Ley, dejando de

lado a las organizaciones sociales, instancias organizadas de la sociedad civil y el pueblo en

general. En agosto del 2013, un anteproyecto de dicha Ley “fue aprobada” por una comisión de

organizaciones campesinas e indígenas (consideradas por los movimientos indígenas, como no

orgánicas o ilegítimas) afnes al Gobierno. Adicionalmente, desde el Ministerio de Hidrocarburos

y Energía, se señaló que la nueva Ley de Hidrocarburos, espera la promulgación de la “Ley de

Consulta Previa Libre e Informada”, respecto a las aplicaciones sobre pueblos indígenas (La

Razón, 3 octubre 2013). Para empezar, el nombre de la Ley pendiente no es de “Consulta Previa

Libre e Informada”, sino Ley Marco de Consulta, lo cual da indicios de desinformación por parte

del sector petrolero. Se observa una notable sintonía entre la Ley Marco de Consulta y la nueva

Ley de Hidrocarburos.

El tema de la consul ta

Es importante mencionar que el tema de la consulta constituyó un punto álgido de debate y

conicto desde el año 2008, situación agravada por las posiciones del Gobierno, de YPFB y

de las empresas, de reducir su relevancia, simplifcarla y hasta eliminarla del todo, llegando a

contradecir la Constitución Política y las normas internacionales con vigencia legal en el país. En

este contexto, uno de los puntos de reivindicación de los movimientos indígenas fue el derecho a

la consulta previa, libre e informada, incorporada en el nuevo texto constitucional.

Otro elemento relevante, es el relacionado al Decreto 29033 o Reglamento de Consulta y

Participación de pueblos indígenas en actividades hidrocarburíferas, aprobado el año 2007, perocuya efectividad y aplicación fueron casi nulas. Se conocen pocos antecedentes de aplicación

de dicha norma y lo avanzado se dio principalmente bajo demanda y presión de la APG. Esto

muestra la escasa voluntad de la autoridad competente, es decir el Ministerio de Hidrocarburos,

para lograr su cumplimiento. A lo largo de seis años de vigencia, se dieron múltiples procesos

de consulta, distorsionados y sin ningún apego u observancia a la normativa, tanto en el Chaco,

como en el caso de Liquimuni, en el norte de La Paz. Uno de los más recientes se quiso realizar




158

en relación al proyecto de Sísmica 3D, a cargo de PETROBRAS, en la zona de campo Sábalo en

Tarija y que afecta la TCO Itikaguazu.

Reglamento de Consulta y Participación para activ idades hidrocarburíferas

Decreto Supremo Nº 29033, 2007

Aspectos relevantes:

y Primer momento.- Fase para la licitación, autorización contratación, convocatoria y aprobación de

las medidas, obras o proyectos hidrocarburíferos y antes del EEIA.

y Segundo momento.- Previa a la aprobación del EEIA e incorporación de los resultados de la

consulta en dicho estudio.

y El Ministerio de Hidrocarburos o autoridad competente (AC) es responsable de la ejecución del

proceso. La Autoridad Ambiental competente AAC, es una instancia de coordinación.

y La AC convoca por escrito a la Instancia Representativa del Pueblo Indígena, adjuntando toda la

información pública de la AOP, a una reunión informativa preliminar.

y La Instancia Representativa del Pueblo Indígena en coordinación interna con sus diversos niveles,

elabora y presenta una propuesta escrita para la realización de la consulta.

y La AC jará una reunión en el área de inuencia del proyecto, para analizar la propuesta y la

contrapropuesta de la AC, para llegar a acuerdos y aprobar un acta de entendimiento que garantice

la ejecución de la consulta.

y

El proceso de Consulta y Participación será nanciado con cargo a la AOP hidrocarburífero. y El proceso de consulta será ejecutada por la AC en coordinación con la Instancia Representativa

del Pueblo Indígena, dando cumplimiento al acta de entendimiento suscrita.

y Los resultados de la consulta concluirán con un documento de validación de acuerdos y un

Convenio suscrito entre la AC y la Instancia Representativa del Pueblo Indígena

y Las observaciones, sugerencias, complementaciones y recomendaciones concertadas, en la

consulta, deberán ser consideradas como criterios fundamentales para la elaboración y aprobación

del EEIA analítico integral de la AOP.

y A solicitud de la Instancia Representativa del Pueblo Indígena, la Autoridad Ambiental Competente

podrá iniciar proceso administrativo a la empresa consultora encargada de elaborar el EEIA y alrepresentante legal de la AOP, cuando no se incorporen debidamente los resultados del proceso

de consulta y participación.

y El proceso de consulta ser nulo en caso de incumplimiento de los requisitos y condiciones

establecidos en el presente reglamento y en particular, cuando:

1. La información o parte de la misma presentada por la AC fuere falsa o contradictoria.




159

2. La consulta fuera realizada alterando totalmente el procedimiento establecido en el presente

reglamento.

3. El proceso de consulta y participación sea realizado sin considerar el Acta de Entendimiento

suscrito.

4. La rma del convenio de validación de acuerdos, fuere logrado por presión, amedrentamiento,

soborno, chantaje o violencia y no cuente con el acuerdo mutuo.

Respecto al caso de la Sísmica 3D, a cargo de PETROBRAS, una nota de prensa (El Deber,

11 marzo 2013) mencionaba que la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guasu (APG IG) “trabó

el proyecto de exploración sísmica 3D”, del bloque San Antonio (megacampo Sábalo), por

considerar que el proceso de consulta del Gobierno y la brasileña PETROBRAS, estaba viciado

de nulidad. La nota de prensa añadía, “La petrolera pide reiniciar el proceso de consulta” y el

Ministerio de Hidrocarburos mantiene silencio. El 20 de mayo de 2011, la empresa PETROBRAS,

rechazó toda negociación, por haber recibido “instrucciones de las autoridades de Gobierno”, que

determinaban que la empresa “no estaba facultada para realizar acuerdos de ninguna naturaleza”

con la organización. De acuerdo a la APG, el proceso impulsado por PETROBRAS es una prueba

agrante de una práctica de mala fe y que imposibilita toda posibilidad de utilización del derecho

de consulta. La Gerencia de exploración de PETROBRAS, solicitó posteriormente una reunión

con la APG para dar viabilidad al proceso de consulta y participación, pero fue rechazada por ser

improcedente. En el medio de prensa se expresaban visiones totalmente utilitaristas en sentido

de “lamentar de que tal acción frenaba la optimización para encontrar futuros pozos productores

de gas y petróleo en el megacampo y ponía en tela de juicio el aumento de las reservas degas en el país y que las regiones del país no se benefcien con mayores ingresos de regalías e

impuestos”.

Nótese la absoluta incongruencia y manejo arbitrario del proceso, mientras la AC, que es el

Ministerio de Hidrocarburos y tiene la responsabilidad de liderar el proceso, “guarda silencio” (y

da instrucciones a la empresa…). Por su parte, la empresa asume el lugar de la AC (de acuerdo

al Decreto 29033, la empresa no debe asumir ninguna acción, salvo el otorgar los recursos

económicos para el proceso de consulta). Sin embargo, convoca al proceso y pide, después del

conicto, el reinicio “para dar viabilidad al mismo. Una muestra concreta del papel decorativo

del Reglamento 29033 y de la falta de voluntad del Ministerio de Hidrocarburos para hacerlocumplir. Afortunadamente, por presión de la APG, este proceso distorsionado, posteriormente

fue recticado.

Sin embargo, la consulta a los pueblos indígenas, implica también otras circunstancias diferentes

y anteriores, al inicio de las actividades u operaciones propiamente y que son del todo obviadas.

En mayo del 2012, se dio la sanción o aprobación legal por el pleno de la Cámara de Senadores,




160

de las dos leyes de contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de las áreas

reservadas a favor de YPFB: a) Sanandita en Tarija, empresa China EASTERN PETROLEUM y

GAS, y b) Azero, entre Santa Cruz y Chuquisaca, al consorcio TOTAL E&P Bolivia y GAZPROM

(La Razón, 13 mayo 2013). Adicionalmente, el Directorio de YPFB autorizó el 17 de octubre de

2012, la suscripción de este contrato de servicios petroleros, y la conformación de una nuevaSAM, entre GAZPROM-TOTAL y YPFB. También se informaba, en septiembre del 2013, la

suscripción de contratos (sanción de la Cámara de Senadores) para la empresa YPFB-CHACO

en las áreas El Dorado Oeste en el departamento de Santa Cruz e Isarsama-San Miguel en el

trópico de Cochabamba; para PETROBRAS, Cedro, en Santa Cruz; para BG, Huacareta entre

Chuquisaca y Tarija y para la GAZPROM, Azero, entre Santa Cruz y Chuquisaca (Oxígeno, 13

septiembre 2013).

Es importante considerar que todos los procesos legales (sanción de Cámara de Senadores

y/o aprobación de la Asamblea) o administrativos (rma de contratos por YPFB), contradicen

la Declaración de los Derechos Indígenas de las Naciones Unidas (Artículo 19) que dice: “ Los

Estados celebrarán consultas y cooperarán de buena fe con los pueblos indígenas interesados

por medio de sus instituciones representativas antes de adoptar y aplicar medidas legislativas

o administrativas que los afecten, a n de obtener su consentimiento libre, previo e informado”.

Similar situación establece el Convenio 169 como un derecho: A ser consultados de buena fe,

mediante procedimientos apropiados y a través de sus instituciones representativas, respecto de

decisiones administrativas o legislativas, así como planes de desarrollo. Dichas aprobaciones en

el pleno de la Asamblea plurinacional, y las autorizaciones a las ocinas de YPFB, para rma de

contratos o conformación de SAM con nes de exploración, el Estado no desarrolló ningún de

proceso de consulta, por cuanto podrían ser considerados como procedimientos ilegales y demala fe.

En otro ámbito, a lo largo de los años 2012 y 2013, el Gobierno impulsó la elaboración de la

propuesta de Ley Marco de Consulta, a nes de marzo y después de una socialización, sólo con

organizaciones sociales anes, convocó a un evento de presentación y validación, juntamente

con la representación de las Naciones Unidas. Todo el proceso fue duramente criticado por

las organizaciones indígenas originarias, armando que “el Gobierno nacional y el Sistema de

Naciones Unidas montaron un “encuentro” ilegítimo para validar un proyecto de ley de Consulta

elaborado a espaldas de las organizaciones de los pueblos y naciones indígenas, supuestamente

elaborado en consenso”.

Al evento, realizado el 22 de marzo, no fueron invitadas las organizaciones legítimamente elegidas

y reconocidas como la CIDOB, CONAMQ y la APG, solo estaban presentes las representaciones

reconocidas por el Gobierno, como los interculturales y las organizaciones paralelas fomentadas

por el Gobierno (Bolpress, 25 marzo 2013). Las dirigencias legítimas de la CIDOB, APG y

CONAMAQ, exigieron ingresar al evento y presentaron un pronunciamiento de cuatro páginas,




161

en el que denunciaron que el proceso de elaboración del anteproyecto en cuestión, estaba

viciado por la mala fe del Gobierno, ya que no había considerado las propuestas presentadas

oportunamente por las organizaciones CIDOB, CONAMAQ y APG, lo cual, ha generado división

al interior de las organizaciones indígenas y no ha respetado las estructuras orgánicas. En el

pronunciamiento se enfatizó el rechazo a todo el proceso de elaboración del anteproyecto deLey Marco de Consulta con recursos proporcionados por las Naciones Unidas, que fueron mal

utilizados por el Gobierno para la división y manipulación del movimiento indígena originario de

Bolivia (Bolpress, 25 marzo 2013). El pronunciamiento de las organizaciones sociales, también

denunciaba que la propuesta tenía una intención clara de mantener la política extractivista y

de entrega de los recursos a las transnacionales, facilitando que las empresas privadas sigan

ampliando e intensifcando sus proyectos, especialmente sobre los territorios indígenas, con los

consiguientes impactos negativos sociales, culturales y ambientales. El Gobierno se vio obligado

a suspender el proceso de validación, bajo presión de los movimientos sociales y el tema quedo

en cuarto intermedio hasta lograr una mayor participación y consenso. En todo este asunto,

queda lamentar el accionar de la representación de las Naciones Unidas en Bolivia, en un tema

muy delicado y en base a una propuesta que paradójicamente vulneraba la propia Declaración

de Derechos Indígenas de las Naciones Unidas.

En términos generales, la propuesta gubernamental del proyecto de Ley Marco de Consulta

es llamativamente confusa y tendenciosa. Por ejemplo, el controversial artículo 6, inciso g, que

exime de la consulta: No son objeto de consulta…..las medidas legislativas y reglamentarias

mediante las cuales se aprueban contratos de la industria extractiva. Para empezar, este inciso

del artículo 6, por su carácter genérico y abierto, entra en franca contradicción con varios artículos

del cuerpo normativo de la misma propuesta, y que establecen la consulta previa en espaciosindígenas tradicionales, por ejemplo, con el Artículo 18, o el Artículo 16, que dice: Las naciones

y pueblos indígenas originarios, tienen el derecho a la consulta, de buena fe cuando se prevean

medidas legislativas o administrativas susceptibles de afectar directamente sus derechos

colectivos en sus Tierras Comunitarias de origen. Curiosamente, las medidas más atentatorias

a los derechos colectivos indígenas en sus TCOs, provienen precisamente de las industrias

extractivas. En opinión de las organizaciones sociales, separar de la consulta a las actividades de

las industrias extractivas, implica ignorar el hecho de que los pueblos y territorios ancestrales

indígenas están cada vez más afectados por actividades mineras y de hidrocarburos. El

Artículo 6, contradice la Declaración de los Derechos Indígenas de las Naciones Unidas (lo cual

resulta paradójico, considerando el apoyo brindado al Gobierno por las ofcinas de NacionesUnidas a impulsar dicha Ley), que en su artículo 19 dice: Los Estados celebrarán consultas y

cooperarán de buena fe con los pueblos indígenas interesados por medio de sus instituciones

representativas antes de adoptar y aplicar medidas legislativas o administrativas que los afecten,

a n de obtener su consentimiento libre, previo e informado. Nótese además la ambigüedad del

texto de la propuesta, pues hace referencia a medidas “reglamentarias”. También contradice

expresamente el Convenio 169 que establece el derecho: A ser consultados de buena fe,




162

mediante procedimientos apropiados y a través de sus instituciones representativas, respecto de

decisiones administrativas o legislativas, así como planes de desarrollo.

Las organizaciones indígenas originarias han observado el hecho del uso arbitrario del concepto

“vida digna”, en el artículo 6, pues vulnera la libre determinación de los pueblos y nacionesindígena originarias, quienes deben defnir qué es la vida digna de acuerdo a su cultura y cuál es

el horizonte de desarrollo que desean. El concepto es absolutamente ambiguo, pero además es

reduccionista e incluso tendencioso, debido a que el Gobierno o las empresas, fácilmente pueden

argumentar, que la construcción de un camino, un ducto o una planta industrial, contribuye a la

vida digna de las comunidades locales., y no requerir de consulta. Esto parece reejar lo que ha

sucedido en el TIPNIS.

En relación al principio de consentimiento previo, libre e informado, la propuesta tiene un enfoque

unidireccional al asumir que el Estado deberá lograr el consentimiento, vale decir que la fnalidad

de la consulta previa es lograr el consentimiento de la Naciones y Pueblos indígenas, bajo unalógica “si o si”, que desconoce el derecho al veto y el concepto mismo de la palabra “consentir”

o consentimiento.

El pronunciamiento de las organizaciones sociales menciona que: Nunca el derecho

Internacional relativo a la Consulta Previa, propuso que hubiera materias que no requirieran

ser consultadas.

El 20 de agosto del 2013, el Gobierno impulsó y logró, “la aprobación” del anteproyecto de la

Ley Marco de Consulta, por el llamado nuevo “Pacto de Unidad”, conformado únicamente por lasorganizaciones afnes al Gobierno, como la CSUTCB, sector Colonización, o la CIDOB aliada al

Gobierno y considerada inorgánica por las organizaciones indígenas. El documento trabajado en

ausencia de las organizaciones indígenas legítimas, como la APG y la CIDOB orgánica, contempla

la creación de un Consejo Consultivo Plurinacional para la “Gestión Intercultural” del Derecho a

la Consulta, integrado por las organizaciones afnes al Gobierno (La Razón, 20 agosto 2013). En

dicho evento se negó el ingreso y participación de representantes de organizaciones indígenas

del TIPNIS, contrarios a los planes del Gobierno. En el supuesto consenso, no se consideraron

las varias observaciones de las organizaciones que resisten el modelo pro-extractivista, como ser

el carácter vinculante de la opción de veto a partir de consentimiento libre, previo e informado.

Tampoco se tomó en cuenta el derecho de rechazar una consulta cuando está mal encaminada.Los delegados de las organizaciones indígenas de tierras bajas, abandonaron la reunión por

estar manipulada. Por su parte, la dirigencia de la APG, desistió de participar, debido a que la

aprobación del proyecto, iba a darse por presión de los sectores campesinos y colonizadores

(ERBOL, 20 agosto 2013).




163

Investigación y monitoreo ambiental

El año 2011 destaca la investigación de la especialista ambiental Teresa Coaquira: “ Análisis

ambiental de la política energética boliviana”, 2010 (CEDLA-CEJIS), (Plataformaenergetica.org

La Paz, 24, mayo, 2011). Entre las conclusiones de dicho estudio resaltan por ejemplo: a) La

reducción del ancho del derecho de vía de los ductos de 30 a 20 metros, que signifcaría reducir

un 33% de impactos directos sobre los medios biótico y físico; b) Se minimizaría el daño ambiental

petrolero, si se estableciera la prohibición de utilizar lodos en base de aceite en la perforación

de pozos, por ser sustancias peligrosas, c) La actualización, corrección y complementación de

límites permisibles para las operaciones petroleras; d) La prohibición de actividades extractivas

en las áreas protegidas, al menos en zonas de protección estricta (Zona Intangible o Zona

Núcleo), Zona de Uso Moderado (Zona de Uso Extensivo No Extractivo) y en las Zonas de Uso

Intensivo No extractivo, además de mecanismos de intervención en áreas donde los servicios

ambientales, recursos genéticos, espacios arqueológicos y socio-culturales se pongan en riesgo.

Otro aporte importante fue el texto, Gas y Desarrollo, elaborado el año 2012, editado por Leonith

Hinojosa, el cual se centra en dinámicas territoriales rurales en Tarija y que da especial énfasis a

las regiones productoras de hidrocarburos, a través de un enfoque que busca indagar, cómo la

expansión de la industria del gas ha incidido en dichas dinámicas.

Un informe del Gobierno señala que, a la fecha, no se pudo implementar el monitoreo

socioambiental en las actividades hidrocarburíferas (bajo responsabilidad del Ministerio de

Hidrocarburos y Energía), ni tampoco se abrió una cuenta bancaria para que las petroleras

depositen dinero para fscalizar estas tareas, dato que emerge de una respuesta del Ministerio de

Medio Ambiente y Agua a la petición de Informe Escrito N° 406, elevado por la diputada MirthaNatividad Arce (La Razón, 5 junio 2013). Esto muestra una vez más, la profunda debilidad de la

gestión ambiental, tanto en el sector petrolero, como a nivel general.

Nota.- En la actualización del siguiente reporte se contó con los valiosos aportes de las

Instituciones Miembros de LIDEMA, de los departamentos de Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz,

Cochabamba y La Paz, así como de las Coordinaciones departamentales.

Fuentes

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plataformaenergetica.org/content/3704.

Coaquira,T. 2010. Análisis ambiental de la política energética boliviana. CEDLA-CEJIS.

Gandarillas,G.M. 2012. La orientación extractivista de la inversión pública. Petropress No 28. CEDIB.

Cochabamba, Bolivia.




164

Hinojosa,E. (ed.) 2012. Gas y Desarrollo. Dinámicas Territoriales Rurales en Tarija – Bolivia. (variosautores), CERDET, F.Tierra.

Katie M. Keranen. Et al. 2012. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between

wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence.

Propuesta de Ley Marco de Consulta de la Asamblea de Pueblo Guarani APG. 2013

Propuesta de Ley Marco de Consulta de CIDOB – CONAMAQ. 2013

Propuesta de Ley Marco de Consulta. Ministerio de Gobierno. 2013

Constitución Política del Estado. Estado Plurinacional de Bolivia. 2009

Medrano,M.V., Zárate,R.T. 2013. Seguimiento de la situación ambiental causada por el sector dehidrocarburos en el departamento de Cochabamba. PAAC. CAH-LIDEMA. Cochabamba, Bolivia.

Reglamento de Consulta y Participación para Actividades Hidrocarburíferas. DS. 29033. 2007.

Ribera,A.M.O. 2010. Sector Hidrocarburos: Análisis general, Zona Tradicional, Norte de La Paz.Actualización 2009-2010. Serie de Estudios de Caso sobre Problemáticas Ambientales en Bolivia.LIDEMA. La Paz, Bolivia. 220 p

Ribera,A.M.O. 2011. Primera aproximación a un inventario de unidades ecoregionales amenazadas.Cartografía y análisis SIG. LIDEMA. 302 p.

UMSA. 2013. Seis controversias de la gestión económica actual de Bolivia. Julio 2013. La Paz, Bolivia.

Bolpress, 25 marzo 2013. Organizaciones sociales paran la validación de la propuesta de Ley marco deConsulta.

Fundación Jubileo, 2013. Recursos del IDH y ejecución presupuestaria de los municipios de Bolivia. YPFB Corporación. 2010. Plan de exploración 2011-2020. MHE.

http://ventanapetrol.blogspot.com/2013

YPFB, Enero 23 2013. Devolución de áreas de exploración.

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Unidos sobre “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera de Estados

Unidos”.

Energypress 18 julio 2011. Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, y posibilidad de estudiar el

“Shale gas” en Bolivia. La Razón, 7 febrero 2013. YPFB promueve estudios de Shale gas en Aguaragüe-Los Monos

RENACER (RED NACIONAL DE ACCIÓN ECOLOGISTA –Argentina. 10 marzo 2013. Referencia a lasexploraciones de Shale gas en Neuquen.

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http://www.opsur.org.ar/blog/ 2012/10/23

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