· CAPÍTULO I. PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A. Estudio de Impacto Ambiental para la Ampliación del Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88 . Introducción . Noviembre,

Estudio de Impacto Ambiental

para la Ampliación del Programa

de Exploración y Desarrollo en el

Lote 88

Capítulo I: Introducción

Noviembre 2012

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CAPÍTULO I

PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A.

Estudio de Impacto

Ambiental para la

Ampliación del Programa

de Exploración y

Desarrollo en el Lote 88

Introducción

Noviembre, 2012

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ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-I PLU_10_889

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 1

1.1 ANTECEDENTES .......................................................................................................... 2

1.2 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ............................................................................................ 5

1.3 ALCANCE DEL ESTUDIO ............................................................................................. 5

1.4 METODOLOGÍA DEL ESTUDIO ..................................................................................... 6

1.4.1 Revisión y Análisis de Información ....................................................................... 6

1.4.2 Planificación del Trabajo de Campo ....................................................................... 6

1.4.3 Trabajo de Campo................................................................................................... 7

1.4.3.1 Grupo Físico ............................................................................................................ 7

1.4.3.2 Grupo Biológico ..................................................................................................... 8

1.4.3.3 Grupo Social ........................................................................................................... 8

1.4.4 Procesamiento de la Información y Generación del Informe ................................ 10

2 GERENCIAMIENTO Y REVISIÓN .......................................................................... 11

2.1 ASPECTOS DE GESTIÓN ............................................................................................. 11

2.1.1 Director del Proyecto ........................................................................................... 11

2.1.2 Gerente del Proyecto ............................................................................................ 11

2.1.3 Grupo de Revisión ................................................................................................ 11

3 ESTRUCTURA DEL INFORME .......................................................................... 12

3.1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ................................................................................... 12

3.2 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................ 12

3.3 CAPÍTULO III: LÍNEA BASE AMBIENTAL .................................................................. 12

3.4 CAPÍTULO IV: LÍNEA BASE SOCIAL.......................................................................... 13

3.5 CAPÍTULO V: IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y

SOCIALES .................................................................................................................. 13

3.6 CAPÍTULO VI: PLAN DE MANEJO AMBIENTAL ........................................................ 13

4 ÁNÁLISIS DE ALTERNATIVAS ......................................................................... 14

4.1 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PRELIMINAR .............................................................. 15

4.1.1 Metodololgía y Variables Analizadas ................................................................... 15

4.1.1.1 Aspectos Sociales ..................................................................................................16

4.1.1.2 Superposición con Reserva Territorial Kugapakori Nahua Nanti (RTKNN),

Zona de Amortiguamiento del Parque Nacional Manu y Marco Normativo

.................................................................................................................................17

4.1.1.3 Estabilidad del Terreno ........................................................................................17

4.1.1.4 Cruce de Cuerpos de Agua ..................................................................................17

4.1.1.5 Unidades de Vegetación .......................................................................................18

4.1.2 Alternativas consideradas para cada subproyecto ................................................ 18

4.1.2.1 Sísmica 2D ..............................................................................................................19

4.1.2.2 Sísmica 3D ..............................................................................................................20

4.1.2.3 Perforación de Pozos Exploratorios ....................................................................22

4.1.2.4 Linea de Conducción SanMartín Este a San Martín 3 ......................................23

4.1.2.5 Descripción de las Alternativas en función de las Variables de Análisis ......25

4.1.3 Conclusión ........................................................................................................... 35

4.1.3.1 Sísmica 2D ..............................................................................................................35

4.1.3.2 Sísmica 3D ..............................................................................................................36

4.1.3.3 Perforación de Pozos Exploratorios ....................................................................36

4.1.3.4 Línea de Conducción de Gas ...............................................................................36

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ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-II PLU_10_889

4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA EVOLUTIVO .................................................................. 37 4.2.1 Sísmica 2D ........................................................................................................... 37

4.2.1.1 Aspecto Social ........................................................................................................37

4.2.1.2 Aspecto Ambiental ...............................................................................................38

4.2.1.3 Factibilidad técnica ...............................................................................................39

4.2.2 Sísmica 3D ........................................................................................................... 40

4.2.2.1 Aspecto Social ........................................................................................................40

5 MARCO INSTITUCIONAL Y LEGAL ............................................................... 41

5.1 AUTORIDADES ........................................................................................................... 41

5.1.1 Presidencia del Consejo de Ministros (PCM) ...................................................... 41

5.1.1.1 Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)41

5.1.2 Ministerio de Energía y Minas (MEM)............................................................... 41

5.1.2.1 Dirección General de Hidrocarburos (DGH) ....................................................42

5.1.2.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) ..............42

5.1.2.3 Oficina General de Gestión Social (OGGS) .......................................................43

5.1.3 Ministerio del Ambiente (MINAM) .................................................................... 44

5.1.3.1 Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) .......................44

5.1.3.2 Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (SERNANP)

.................................................................................................................................45

5.1.4 Ministerio de Agricultura (MINAG) .................................................................. 46

5.1.4.1 Autoridad Nacional del Agua (ANA) ................................................................46

5.1.4.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios .....................................48

5.1.4.3 Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre ...............................................49

5.1.5 Ministerio de Salud (MINSA) ............................................................................. 50

5.1.5.1 Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) ...........................................50

5.1.6 Ministerio de Defensa .......................................................................................... 51

5.1.6.1 Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI)............51

5.1.7 Ministerio del Interior.......................................................................................... 53

5.1.7.1 Dirección General de Control de Servicios de Seguridad, Control de Armas,

Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC) ...................................53

5.1.7.2 Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú (DIRANDRO) ...........54

5.1.8 Ministerio de Cultura .......................................................................................... 54

5.1.8.1 Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y

Afroperuanos (INDEPA) ......................................................................................55

5.1.9 Defensoría del Pueblo ........................................................................................... 55

5.1.10 Gobiernos Regionales ........................................................................................... 56

5.1.10.1 Dirección Regional de Energía y Minas (DREM) ..............................................57

5.1.10.2 Dirección Regional de Agricultura .....................................................................58

5.1.11 Gobiernos Locales ................................................................................................. 58

5.2 MARCO LEGAL AMBIENTAL GENERAL ...................................................................... 58 5.2.1 Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ......................... 59

5.2.1.1 Opinión Técnica del MINAG en la Aprobación del EIA .................................60

5.2.1.2 Opinión Técnica de la ANA en la Aprobación del EIA ...................................61

5.2.1.3 Opinión Previa Favorable del SERNANP ..........................................................62

5.2.1.4 Participación Ciudadana ......................................................................................63

5.2.2 Sistema Nacional de Recursos Hídricos ............................................................... 64

5.2.3 Ordenamiento Territorial ..................................................................................... 66

5.2.4 Clasificación de Tierras ........................................................................................ 68

5.2.5 Protección de Flora y Fauna Silvestre .................................................................. 69

5.2.6 Comunidades Nativas y Pueblos Indígenas ......................................................... 69

5.2.6.1 Ley para la Protección de Pueblos Indígenas u Originarios en Situación de

Aislamiento y en Situación de Contacto Inicial, Ley Nº 28736 ........................71

ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-III PLU_10_889

5.2.6.2 Reglamento de la Ley para la Protección de Pueblos Indígenas u Originarios

en Situación de Aislamiento y en Situación de Contacto Inicial, D.S. Nº

008-2007-MIMDES ................................................................................................71

5.2.6.3 Ley de Comunidades Nativas y de Desarrollo Agrario de la Selva y Ceja de

Selva. Decreto Ley Nº 22175, publicado el 10 de mayo de 1978 y su

Reglamento, D.S. Nº 003-79-AA ..........................................................................72

5.2.7 Patrimonio Arqueológico ..................................................................................... 72

5.2.7.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles .......................................................72

5.2.7.2 Informe Final del Proyecto de Evaluación Arqueológica ................................73

5.2.7.3 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) .........................73

5.2.7.4 Plan de Monitoreo Arqueológico ........................................................................74

5.2.8 Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles ..................... 75

5.2.8.1 Calidad de Agua/ Efluentes Líquidos ...............................................................75

5.2.8.2 Calidad de Aire .....................................................................................................77

5.2.8.3 Control de Ruidos .................................................................................................77

5.2.9 Manejo de Residuos Sólidos ................................................................................. 78

5.2.10 Materiales y Residuos Peligrosos ......................................................................... 80

5.2.11 Planes de Contingencias ...................................................................................... 81

5.3 MARCO LEGAL AMBIENTAL ESPECÍFICO ................................................................... 81 5.3.1 Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en Hidrocarburos ...................................... 82

5.3.1.1 Contenido del EIA ................................................................................................83

5.3.1.2 Participación Ciudadana ......................................................................................85

5.3.1.3 Plan de Manejo Ambiental (PMA) ......................................................................86

5.3.2 Areas Naturales Protegidas ................................................................................. 87

5.3.2.1 Parque Nacional del Manu ..................................................................................88

5.3.2.2 Reserva Territorial del Estado a Favor de los Grupos Étnicos en Aislamiento

Voluntario y Contacto Inicial Kugapakori, Nahua, Nanti y Otros .................89

5.3.3 Límites Máximos Permisibles en Hidrocarburos ................................................. 91

5.3.3.1 Efluentes .................................................................................................................92

5.3.3.2 Límites Máximos Permisibles para Emisiones Atmosféricas ..........................92

5.3.4 Monitoreo de Emisiones y Efluentes .................................................................... 93

5.3.5 Recursos Forestales .............................................................................................. 94

5.3.6 Fauna Silvestre .................................................................................................... 94

5.3.7 Informe Ambiental ............................................................................................... 95

5.3.8 Plan de Contingencias ......................................................................................... 95

5.3.9 Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos ....................... 96

5.3.10 Reglamento de las Actividades Exploración y Explotación de Hidrocarburos, D.S.

Nº 032-2004-EM y sus Modificatorias ............................................................... 97

5.3.11 Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencia en caso de Derrame

de Hidrocarburos y Sustancias Nocivas al Mar, Ríos o Lagos Navegables,

Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG............................................................. 98

5.3.12 Plan de Abandono ................................................................................................ 98

5.3.13 Fiscalización y Sanciones ..................................................................................... 98

5.4 NORMATIVA INTERNACIONAL ................................................................................. 100

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ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-IV PLU_10_889

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Coordenadas del Lote 88 ........................................................................................ 1

Tabla 2 Instrumento para el Levantamiento de Información en la RTKNN ...................... 9

Tabla 3 Comparativa entre las Alternativas para la Exploración Sísmica 2D Evaluadas20

Tabla 4 Comparativa de las Tres Alternativas para la Exploración de Sísmica 3D ......... 21

Tabla 5 Comparativa Alternativas a Locaciones de Pozos Exploratorios ........................ 23

Tabla 6 Comparativa Alternativas a la Línea de Conducción San Martín Este a San Martín 3 .............................................................................................................. 24

Tabla 7 Categorías del Sistema de Clasificación de Tierras .............................................. 68

Tabla 8 Fuentes de Normativa Internacional ................................................................. 101

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 Ubicación Mostrando las Principales Áreas de Exploración ................................. 4

Figura 2 Alternativas Analizadas para la Prospección Sísmica 2D .................................. 19

Figura 3 Alternativas Analizadas para la Prospección Sísmica 3D .................................. 21

Figura 4 Alternativas para la Exploración Sísmica 2D ..................................................... 22

Figura 5 Alternativas para la Línea de Conducción San Martín Este a San Martín 3 ..... 24

Figura 6 Alternativa 1 para Área de Material de Acarreo ................................................. 34

Figura 7 Alternativa 2 para Área de Material de Acarreo ................................................ 34

Figura 8 Alternativa 3 para Área de Material de Acarreo ................................................ 35

Figura 9 Alternativa Preseleccionada y Diseño de Proyecto que se Presenta Actualmente ............................................................................................................................. 39

ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-V PLU_10_889

LISTA DE ANEXOS

Anexo 1A Mapa de Ubicación del Proyecto

Anexo 1B Mapa de Áreas Naturales Protegidas

Anexo 1C Mapa de Comunidades Nativas

Anexo 1D Mapa de Alternativas del Proyecto

Anexo 1D - 1 Mapa de Alternativas del Sub Proyecto Sísmica 2D

Anexo 1D - 2 Mapa de Alternativas del Sub Proyecto Sísmica 3D

Anexo 1D - 3 Mapa de Alternativas del Sub Proyecto Pozos Exploratorios

Anexo 1D - 4 Mapa de Alternativas del Sub Proyecto Línea de Conducción SME-

SM3

Anexo 1D-5 Mapa comparativo Diseño final vs. Alternativa Seleccionada

Anexo 1E Documentación Sustentatoria Aprobación TdR y PPC

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ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-VI PLU_10_889

ABREVIACIONES

AID Área de Influencia Directa

AII Área de Influencia Indirecta

ANA Autoridad Nacional del Agua

ANP Áreas Naturales Protegidas

CAR Comisiones Ambientales Regionales

CECONAMA Central Comunidades Nativas Machiguengas Juan Carlos Atahuallpa

CIRA Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos

CONAM Consejo Nacional del Ambiente

DGAAE Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos

DGH Dirección General de Hidrocarburos

DIA Declaración de Impacto Ambiental

DICAPI Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú

DICSCAMEC Dirección General de Control de Servicios de Seguridad, Control de Armas, Municiones y Explosivos de Uso Civil

DIGESA Dirección General de Salud Ambiental

DIRANDRO Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú

DREM Dirección Regional de Energía y Minas

ECA Estándares Nacionales de Calidad Ambiental

EIA Estudio de Impacto Ambiental

EIAd Estudio de Impacto Ambiental Detallado

EIAsd Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado

EPS-RS Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos

ERM Environmental Resources Management

FONAGUA Fondo Nacional del Agua

INC Instituto Nacional de Cultura

INDECOPI Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual

INDEPA Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuanos

INRENA Instituto Nacional de Recursos Naturales

IPEN Instituto Peruano de Energía Nuclear

LBA Línea Base Ambiental

LBS Línea Base Social

LMP Límites Máximos Permisibles

MEM Ministerio de Energía y Minas

MINAG Ministerio de Agricultura

MINAM Ministerio del Ambiente

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ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-VII PLU_10_889

MINSA Ministerio de Salud

MMPCD Miles de Millones de Pies Cúbicos Día

OEFA Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental

OGATEIRN Oficina de Gestión Ambiental Transectorial, Evaluación e Información de Recursos Naturales

OGGS Oficina General de Gestión Social

OSINERGMIN Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería

PMA Plan de Manejo Ambiental

RTKNN Reserva Territorial Kugapakori, Nahua, Nanti y Otros

SEIA Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental

SERNANP Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas

SIG Sistemas de Información Geográfica

SINANPE Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado

TUO Texto Único Ordenado

ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES I-1 PLU_10_889

1 INTRODUCCIÓN

Pluspetrol Peru Corporation S.A. (en adelante Pluspetrol) comisionó a ERM

Perú S.A. (en adelante ERM) la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental

para la Ampliación del Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88 (el

Proyecto).

De acuerdo con el Anexo Nº 6 del Reglamento para la Protección Ambiental

en las Actividades de Hidrocarburos, Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, la

herramienta de gestión ambiental aplicable a este proyecto, por tratarse de

una ampliación de actividades exploratorias y desarrollo en un mismo lote

corresponde a un Estudio de Impacto Ambiental.

El Proyecto se desarrollará dentro del ámbito del Lote 88, ubicado en el

extremo norte del Departamento del Cusco, Provincia de La Convención,

Distrito de Echarate. El Lote tiene una extensión de 143,495 hectáreas (ha) y se

localiza geográficamente entre los 11°30’ y 12° Latitud Sur, y entre 72°20’ y

73°30’. Limita por el Oeste con el Lote 56, operado también por Pluspetrol; por

el Suroeste, con el Lote 58, de Petrobras Energía Perú S.A.; por el Sur, con

terreno de propiedad del Estado en proceso de ser titulada a favor de la

Comunidad de Chirumbia, y por el este y norte, con la Reserva Territorial

Kugapakori, Nahua, Nanti y Otros (RTKNN) y la Zona de Amortiguamiento

del Parque Nacional del Manu.

El Lote 88 se superpone parcialmente a la RTKNN y a la Zona de

Amortiguamiento del Parque Nacional del Manu en un área de 105,254 ha, lo

cual representa el 73% de la superficie del Lote.

A continuación se muestran los puntos que definen el polígono del Lote 88:

Tabla 1 Coordenadas del Lote 88

Punto Coordenadas UTM ESTE

(WGS84 Zona 18S)

Coordenadas UTM NORTE

(WGS84 Zona 18S)

A 733772 8709631

B 774772 8709631

C 733772 8674631

D 774772 8674631

Fuente: Pluspetrol

El Proyecto propuesto consiste en la Adquisición de Sísmica 2 y 3 D, la

construcción y perforación de Pozos exploratorios en 6 locaciones y la

construcción y operación de la línea de transporte de gas entre las locaciones

San Martín Este y San Martín 3. (Ver Anexo 1A, Mapa de Ubicación).

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El Proyecto propuesto se superpone a la Zona de Amortiguamiento del

Parque Nacional Manu y a la Reserva Territorial Kugapakori, Nahua, Nanti y

Otros y a las Comunidades Nativas de Segakiato, Cashiriari y Ticumpinía

(Ver Anexo 1B, Mapa de Áreas Naturales Protegidas y CCNN).

1.1 ANTECEDENTES

En 1999, el Gobierno inició un proceso licitatorio que se estructuró dividiendo

el Proyecto Gas de Camisea en dos grandes módulos: uno de explotación y

procesamiento, y otro de transporte y distribución.

El primer módulo se adjudicó el 16 de febrero del año 2000, bajo licitación

pública, al Consorcio integrado por Pluspetrol Peru Corporation S.A., como

Operador; Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú; SK

Corporation, Sucursal Peruana; Tecpetrol y Sonatrach. El segundo módulo se

adjudicó a Transportadora de Gas del Perú (TGP) el 20 de octubre del mismo

año. Ambos contratos fueron suscritos el 9 de diciembre de 2000.

A partir de la fecha señalada, el consorcio adjudicatario del módulo de

explotación inició las actividades requeridas para cumplir con el compromiso

contractual de iniciar la provisión de gas natural a la ciudad de Lima en un

plazo de 44 meses.

Desde diciembre de 2001 a agosto de 2004, se realizó la ejecución de los

siguientes subproyectos:

Subproyecto Sísmica 3D.

Subproyecto Planta de Gas Malvinas e instalaciones asociadas.

Subproyecto Perforación en Locaciones San Martín 1 y San Martín 3.

Subproyecto Líneas de Conducción desde los Pozos San Martín 1 y San

Martín 3 hacia la Planta de Gas Malvinas.

El 6 de agosto de 2004 se realizó con éxito la puesta en marcha oficial de la

Planta de Gas Malvinas (con una capacidad instalada de 440 MMPCD) y,

asimismo, entraron en operación los pozos ubicados en las locaciones San

Martín 1 y San Martín 3, y la línea de conducción desde estas locaciones a la

Planta de Gas.

Entre los años 2005 y 2008, se realizó una ampliación de la Planta de Gas

Malvinas, con lo cual se logró una capacidad instalada final de 1,160 MMPCD.


También forma parte del Lote 88 el Proyecto Cashiriari, cuyas actividades

constructivas iniciales se realizaron a partir del mes de mayo de 2008. En julio

de 2009 se inicia, de manera progresiva, la operación de los pozos situados en

Cashiriari 1, mientras que en el mes de setiembre de 2010 concluye la

perforación de los pozos de Cashiriari 3.

Actualmente en el Lote 88 se tienen en operación los Pozos Cashiriari 1,

Cashiriari 3, San Martín 1, San Martín 3 y las Líneas de Conducción Cashiriari

– Malvinas y San Martín – Malvinas.

Recientemente se ha aprobado el EIA para la perforación de pozos de

desarrollo en la locación San Martín Este.

La creciente demanda en el mercado nacional de gas natural y los

compromisos asumidos con el Estado han conducido al Consorcio a cargo del

Lote 88 a programar la exploración de nuevas áreas del Lote, las cuales

requieren, para su ejecución, de la elaboración y aprobación previa de un

Estudio de Impacto Ambiental

Casi desde el inicio de las operaciones en Camisea, el Perú viene consumiendo

las reservas de gas y líquidos de gas natural de manera creciente y sostenida.

Con la finalidad de reponer esos volúmenes producidos e incrementar las

reservas de gas y líquidos de gas natural, el consorcio Camisea viene

realizando una serie de estudios geológicos que permitan identificar áreas con

posibles prospectos exploratorios, y así aumentar las reservas de gas para el

país.

Basado en los estudios geológicos preliminares, se identificaron tres zonas con

posible potencial de encontrar gas para lo cual se requieren estudios de

detalle. Estas áreas son las que a continuación describimos y pueden ser

observadas en la Figura 1.

Complejo Kimaro: El área se encuentra al noreste de la estructura San Martin

Este – Samani. Corresponde a una serie de estructuras vinculadas entre sí,

alineadas sobre un tren estructural ubicada al Norte del alineamiento San

Martin.

El prospecto fue identificado basado en la interpretación de antiguas líneas

sísmicas 2D, imágenes satelitales y mapas geológicos antiguos que no

permiten definir positivamente la presencia de los principales elementos del

sistema hidrocarburífero. Por ejemplo, no es posible asegurar la presencia de

los reservorios, la trampa posee un altísimo riesgo de sello al Este, existe un

riesgo en cuanto a la carga de hidrocarburos, etc.

000008


La adquisición de datos sísmico 3D, el estudio de suelos y la geología de

campo ayudaría significativamente en la definición de los elementos del

sistema hidrocarburífero, la geometría de la estructura y en la reducción de los

riesgos e incertidumbres del prospecto.

Complejo Maniti (llamado también Armihuari): El área se encuentra al Sur

de la estructura Cashiriari. El prospecto es apenas insinuado sobre la parte

final de una antigua línea sísmica 2D. Su tamaño, su ubicación espacial y

todos los elementos del sistema hidrocarburífero son desconocidos.

La adquisición de datos sísmico 2D, y la geología de campo ayudarían

significativamente en la definición de los principales elementos del sistema

hidrocarburífero el cual reduciría los riesgos e incertidumbres y la ubicación

correcta del prospecto.

Estructura San Martin Norte: El área se encuentra ubicado al Norte de la

estructura San Martin. Los resultados preliminares de la interpretación sísmica

adquirida en el 2002 y re-procesada con nuevas tecnologías indicarían la

presencia de una estructura adosada al campo San Martin por el lado Norte

que probablemente estaría separada de la misma por una falla inversa. Para

comprobar su existencia se requeriría la perforación de un pozo exploratorio

hacia esa zona.

Figura 1 Ubicación Mostrando las Principales Áreas de Exploración


Pluspetrol de acuerdo a compromisos asumidos con el Estado de asegurar la

producción de gas natural para la demanda interna, ha visto la necesidad de

realizar actividades exploratorias en el Lote 88, con lo cual se podría certificar

la existencia de nuevas reservas de gas natural.

De igual manera, el desarrollo del presente proyecto traerá consigo la

generación de nuevos puestos de trabajo, compensaciones por uso de

recursos, inversiones realizadas en el país, así como la posibilidad de

descubrir nuevas reservas de gas natural, con lo cual en una siguiente etapa de

desarrollo podría generar nuevos ingresos al Estado por concepto de regalías.

1.2 OBJETIVOS DEL ESTUDIO

Los objetivos del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la Ampliación del

Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88 son los siguientes:

Describir la naturaleza de las posibles interacciones entre el Proyecto

propuesto y su entorno, incluidos los posibles efectos acumulativos y

sinérgicos.

Identificar las medidas de manejo ambiental y social que se aplicarán para

limitar los potenciales impactos ambientales y sociales negativos a niveles

aceptables, y potenciar los impactos positivos.

Establecer los compromisos del proponente con respecto a la protección

ambiental del entorno del Proyecto.

1.3 ALCANCE DEL ESTUDIO

Los alcances del Estudio de Impacto Ambiental presentado en este documento

están definidos por:

La revisión de la normativa legal vigente y aplicable al Proyecto.

Análisis de alternativas del Proyecto

Los Términos de Referencia elaborados para la preparación del EIA, los

cuales contaron con aportes de la Dirección General de Asuntos

Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas

(MEM), del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP)

del Ministerio del Ambiente y del Instituto Nacional de Desarrollo de

Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuano (INDEPA) del Ministerio de

Cultura que fueron considerados en el alcance del EIA.

La compatibilidad de la actividad de Ampliación del Programa de

Exploración y Desarrollo en el Lote 88 fue otorgado por la SERNANP

según Oficio N° 1340-2010-SERNANP-DGANP de fecha 16 de diciembre

del 2010.

La descripción del Proyecto elaborada por Pluspetrol, donde se indican las

actividades a realizar en las diferentes etapas del proyecto.

000009


El establecimiento de las áreas de influencia directa e indirecta del

Proyecto.

La elaboración de las líneas base ambiental y social del área de influencia

del Proyecto, de acuerdo a un relevamiento de campo a cargo de un

equipo multidisciplinario de profesionales y con el apoyo de personal de

la zona, así como sobre la base de bibliografía y otras herramientas

disponibles, como por ejemplo, imágenes satelitales.

La determinación y evaluación de los posibles impactos ambientales y

sociales que podrían generarse como consecuencia de la implementación

del Proyecto.

La elaboración del Plan de Manejo Ambiental que cuente con los

diferentes planes específicos, tales como medidas preventivas y/o

correctivas, manejo de residuos, capacitación, monitoreo ambiental,

contingencias, abandono, relaciones comunitarias, entre otros.

1.4 METODOLOGÍA DEL ESTUDIO

1.4.1 Revisión y Análisis de Información

Inicialmente el equipo de trabajo de ERM revisó la información técnica

proporcionada por Pluspetrol, referida al diseño preliminar de los tres

Subproyectos Sísmica 2D y 3D, Perforación de Pozos Exploratorios y Línea de

Conducción de Gas.

Una vez conocidos el alcance y las características de cada Subproyecto, se

procedió a revisar las áreas de influencia directa e indirecta, con la finalidad

de delimitar la evaluación de campo, así como para la revisión y el análisis de

la información bibliográfica existente, relacionada con las condiciones de línea

base dentro de dichas áreas.

Dentro de este marco, para la elaboración de la Línea Base Ambiental y la

Línea Base Social se ha utilizado información de estudios previos que ERM, ha

realizado y continúa realizando, por encargo de Pluspetrol, dentro del área del

Lote 88.

1.4.2 Planificación del Trabajo de Campo

El área de trabajo en campo para la elaboración de la Líneas Base Ambiental y

Línea de Base Social se determinó de acuerdo a la ubicación cada subproyecto

y su área de influencia, así como en base a la información disponible y a la

necesidad de obtener información complementaria a la existente.

Para la evaluación en campo se tomaron en cuenta los siguientes aspectos

básicos:

Tipo de información a recolectar.


Método de recolección de información y tiempo necesario para recabar

dichos datos.

Duración de la visita al campo (incluyendo tiempos de viaje, días de

trabajo, etc.).

Itinerario de los tiempos de viaje, lugares de trabajo y tiempo destinado

a la evaluación.

Número de investigadores, personal local, así como la cantidad de

personal para el apoyo logístico.

1.4.3 Trabajo de Campo

Para la elaboración de la Línea Base Ambiental (medios físico y biológico), se

consideraron las campañas de evaluación realizadas en las siguientes fechas:

Primera campaña: del 02 al 28 de octubre de 2010, en la estación

correspondiente a vaciante.

Segunda campaña: del 01 de febrero al 30 de abril de 2011, en la estación

correspondiente a creciente.

Tercera campaña: del 06 de julio al 08 de agosto de 2011, en la estación

correspondiente a vaciante.

El trabajo de campo para la Línea Base Social (LBS) en las Comunidades

Nativas del área de influencia del proyecto se desarrolló del 10 al 27 de Agosto

e incluyó la realización de talleres, encuestas y entrevistas estructuradas

(individuales y grupales) en las Comunidades Nativas de Segakiato,

Cashiriari, Ticumpinía y Nueva Luz. El trabajo de campo para la Línea Base

Social (LBS) al interior de la RTKNN se desarrolló en Junio del 2011 e incluyó

la realización de un recorrido junto al personal de la microrred de salud en los

Centros Poblados de Montetoni, Marankeato y Santa Rosa de Serjali.

Los diferentes equipos de campo estuvieron compuestos por profesionales

especializados en diversas disciplinas, así como por personal técnico y

personal local que actuaron como co-investigadores y acompañaron a los

diferentes grupos de especialistas, contribuyendo con su conocimiento del

área. Asimismo, se contó con la presencia de vigías Nahua y Machiguenga que

participaron durante las 3 campañas de campo para garantizar la aplicación

del Plan de Contingencia Antropológico de PLUSPETROL (ver Plan de

Manejo Ambiental, Capitulo 6).

1.4.3.1 Grupo Físico

El alcance de trabajo del grupo físico comprendió la recolección de muestras

de agua superficial sobre los ríos y las quebradas cercanas a cada Subproyecto.

Asimismo, se realizó la recolección de muestras de suelo, la determinación de

la calidad de aire y la evaluación de parámetros meteorológicos y de ruido

ambiental. Todos los datos recogidos fueron georreferenciados.

000010


El equipo físico estuvo conformado por cinco (5) profesionales de diferentes

especialidades (geología, edafología, hidrología, química), apoyados por

pobladores locales que participaron como co-investigadores.

1.4.3.2 Grupo Biológico

El alcance de las actividades del grupo biológico comprendió la recolección,

avistamiento y evaluación de diferentes especies de flora y fauna (mamíferos,

reptiles, anfibios y aves) en las unidades de paisaje comprendidas en el área

de cada subproyecto. Asimismo, se efectuó una evaluación hidrobiológica

para conocer el estado de conservación de los ambientes acuáticos del área del

Proyecto. Cabe indicar que se contó con especialistas en sistemas de

información geográfica (SIG) que georreferenciaron todos los hallazgos de los

diferentes grupos de trabajo.

El equipo estuvo conformado por 14 profesionales por cada frente de trabajo

(2 frentes de trabajo) de diferentes especialidades para cada una de las

campañas de campo (ornitólogos, herpetólogos, zoólogos, hidrobiológicos,

botánicos e ingenieros forestales), apoyados por pobladores de la zona que

participaron como co-investigadores locales, y personal logístico.

1.4.3.3 Grupo Social

Levantamiento de Información en Comunidades Nativas

El alcance del trabajo de campo del grupo social comprendió la realización de

talleres, con los miembros de las Comunidades Nativas, Ticumpinía,

Segakiato y Cashiriari, para la identificación de posibles impactos percibidos

por la población respecto de las actividades en torno a la Ampliación del

Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88.

Dentro de estos talleres de evaluación rural participativa se elaboraron mapas

de uso de recursos naturales de los pobladores en el área de la Reserva

Territorial Kugapakori, Nahua, Nanti y otros (RTKNN) y el mapa de uso de

recursos de la Comunidad. De igual modo, se recogió información sobre la

historia de estas Comunidades Nativas (línea del tiempo), las actividades

diferenciadas que realizan los hombres y las mujeres que las conforman

(matriz de género), sobre la distribución de sus labores agrícolas (calendario

agrícola) y su organización (matriz de organizaciones).

El trabajo de campo comprendió también la recopilación de información a

través de entrevistas a profundidad a personas claves sobre la ocupación y el

uso de recursos naturales dentro de la RTKNN, y a través de encuestas a

hogares, donde se recogió información sociodemográfica, económica y

cultural.

Durante la fase de campo participaron cuatro (04) profesionales (sociólogos y

antropólogos). Además, se contó con la participación activa de un

representante del Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario (PMAC) y


de cuatro co-investigadores, durante el trabajo en cada una de las

Comunidades Nativas donde se trabajó la Línea de Base Social, quienes fueron

elegidos por su propia organización y comunidad.

Estas personas se integraron al equipo, recibieron una capacitación sobre el

proceso y participaron en todas las tareas de trabajo de campo, a la vez que

facilitaron la comunicación lingüística e intercultural con la población.

Levantamiento de Información en la RTKNN

Para el levantamiento de información de la RTKNN se realizaron diversas

actividades de recojo de información a través de entrevistas a actores clave del

área. Esta información se comenzó a recabar desde inicios del año 2010. Esta

actividad recabo copiosa información de testimonios sobre encuentros con

estos grupos de personas de carácter nómade que habitan en el interior de la

RTKNN. En algunos casos tienen algún lazo de parentesco con los pobladores

de las comunidades nativas más cercanas. Estas entrevistas, recojo de

testimonios y elaboración de mapas de uso tuvieron lugar en Sepahua, Nueva

Luz y Timpía. Los primeros datos fueron brindados a inicio del 2010 por los

padres dominicos de las comunidades de Sepahua y de Timpía.

Se entrevistó a un grupo de pobladores Nahua actualmente residentes en

Sepahua y; entre junio y agosto del 2011 se ingresó a la RTKNN acompañando

a un grupo del ministerio de salud lo que sirvió para corroborar la gran

mayoría de data que fue transmitida vía diversos instrumentos por parte de

los habitantes de las CCNN.

Tabla 2 Instrumento para el Levantamiento de Información en la RTKNN

Instrumento Descripción Año

Encuesta

Aplicada en las comunidades nativas del área de estudio (Segakiato, Cashiriari y Chocoriari-Ticumpinía). La información proporcionada es acerca de las actividades (caza, pesca, recolección y madera) que realizan los pobladores de dichas comunidades en la RTKNN.

También se consultó a través de la encuesta si el jefe de hogar sabía de instituciones o particulares que entran a la zona de la RTKNN.

2011: Trabajo de Campo CCNN área de estudio

Entrevistas

Entrevistas aplicadas a personas que conocen y/o tienen vínculos con poblaciones de la RTKNN: maestros, guías machiguengas, sacerdotes de las misiones, médicos, pobladores, entre otros.

2010: Trabajo de Campo Nueva Luz, Camisea y Sepahua

2011 y 2012: Trabajo de Campo CCNN área de estudio del proyecto

Bibliografía

Revisión de bibliografía que da cuenta de población dentro de la RTKNN. Historia, crónicas, estudios, relatos, investigación, informes y noticias actuales. (En el Anexo 4J, se encuentra el detalle de dicha bibliografía)

Bibliografía de diferentes años

(ver anexo 4J)

000011


Instrumento Descripción Año

Mapas Cognitivos

Uso RRNN y Zonas

Importantes

Mapas elaborados por personas que conocen la zona de estudio dentro de la RTKNN.

2010: Trabajo de Campo Nueva Luz y Sepahua

2011: Trabajo de Campo CCNN área de estudio

Imágenes Satelitales

Las imágenes satelitales muestran cómo áreas de la RTKNN, intervenidas por pobladores de la misma, han crecido paulatinamente.

Imágenes satelitales 2001, 2006 y 2010

Avistamientos

La empresa Pluspetrol, dentro de las actividades que realiza en los pozos ubicados dentro de la RTKNN tiene como procedimiento registrar las visitas y/o encuentros con pobladores de las CCNN y de la RTKNN.

Información, años, 2006, 2008, 2009, 2010 y 2011.

Adicionalmente se realizó un seguimiento espacial a la huella dejada por los

asentamientos existentes hoy día en el interior de la RTKNN y cuya presencia

puede ser un foco mayor del que representa la presencia de la mano de obra

requerida para este tipo de emprendimientos al no contar con revisiones

médicas y vacunaciones periódicas que garanticen su buen estado de salud

que impida la dispersión de enfermedades a la población local la cual no tiene

este grupo de personas en constante contacto fuera de la población de la. Este

seguimiento se realizó mediante la comparación de imágenes satelitales de

distintos años y se cruzó con las referencias obtenidas de los talleres

realizados a lo largo del 2010.

La interpretación de estas imágenes fue corroborada mediante sobrevuelos

realizados en conjunción con el personal de INDEPA (Viceministerio de

Interculturalidad el último de los cuales fue enjulio del 2011.

1.4.4 Procesamiento de la Información y Generación del Informe

Luego del trabajo de campo, se procesó y sistematizó la información obtenida

tanto durante la etapa de revisión y análisis de la información bibliográfica

existente, como en las campañas de campo.

Los datos adquiridos sobre factores físicos, biológicos y sociales fueron

incorporados al Sistema de Información Geográfica (SIG), con la finalidad de

consolidar en una sola fuente de información los mapas, bases de datos,

perfiles, gráficos, tablas, fotografías, cuadros estadísticos, etc., recopilados en

gabinete y campo. Con la ayuda del SIG, se realizó el análisis de los datos y la

generación de reportes por disciplinas, documentos que constituyeron la base

principal para la integración y síntesis en la generación y preparación del

informe final de campo.

Finalmente, con los resultados del levantamiento de información de campo

(línea base) y la Descripción de Proyecto se identificaron y evaluaron los

potenciales impactos para luego establecer las medidas de prevención y/o

mitigación contenidas en los diferentes planes de manejo.


2 GERENCIAMIENTO Y REVISIÓN

2.1 ASPECTOS DE GESTIÓN

En esta sección se describe el enfoque propuesto para la gestión del trabajo,

presentando las posiciones claves del equipo responsable de ERM.

2.1.1 Director del Proyecto

La dirección y supervisión del estudio estuvo a cargo del Lic. Gerardo Leunda,

Director de Proyectos de ERM Perú, quien trazó e hizo el seguimiento de la

táctica para la incorporación, en este EIA, de los conocimientos ganados en el

desarrollo y la ejecución de proyectos de similares características y garantizó

la disponibilidad de los recursos corporativos requeridos para enriquecer el

estudio. Además, supervisó el trabajo en sus aspectos generales y realizó la

revisión final para cumplir satisfactoriamente las metas propuestas.

El Director del Proyecto mantuvo reuniones periódicas con el equipo de

administración y Gerencia de Proyectos de Pluspetrol para la revisión de

todos los aspectos que pudieran ser críticos y establecer estrategias de

presentación del Proyecto y el desarrollo de líneas de comunicación.

2.1.2 Gerente del Proyecto

La responsabilidad principal del Gerente de Proyecto de ERM fue tomar

decisiones en el trabajo diario para llevar a cabo las actividades relacionadas al

EIA, así como la supervisión general de la calidad de estas. La Gerencia del

Proyecto fue desempeñada por el Arq. Jorge Málaga Chocano, quien estuvo a

cargo de la comunicación con Pluspetrol y de la coordinación de actividades

de los diferentes equipos de especialistas.

El Gerente de Proyecto participó en las reuniones de planificación y selección

de los equipos de profesionales de las áreas de trabajo (biológica, física y

social), así como en reuniones internas con el equipo de gestión del Proyecto y

los responsables técnicos. Entre sus responsabilidades estuvieron también la

coordinación, en conjunto con el Director del Proyecto, de aspectos críticos del

trabajo de campo y la entrega de reportes preliminares y finales a Pluspetrol.

2.1.3 Grupo de Revisión

Se contó con un grupo de revisores de alto nivel, altamente calificados y con

amplia experiencia en este tipo de estudios, que proporcionó una revisión

técnica general y aseguró la calidad del trabajo. La revisión del estudio fue un

proceso interno llevado a cabo por ERM en puntos claves del mismo.

El equipo de asesores participó en la discusión sobre temas técnicos críticos

que requirieron revisión o discusión bajo la dirección del Gerente de Proyecto.

000012


La conformación del equipo de asesores y revisores es la siguiente:

Dra. Martha Rodríguez Achung - Departamento de Ciencias Sociales de la

Pontificia Universidad Católica del Perú.

Ing. Aldo Izquierdo – Director de Proyectos de ERM Perú S.A.

Biol. Francisco Pinilla – Director de Proyectos de ERM Perú S.A.

Dante Santos - Coordinador del Estudio

Oscar Romaní - Aspectos Sociales

Edith Azañero - Aspectos Ambientales

Erika Palacios - GIS/CAD

3 ESTRUCTURA DEL INFORME

El presente Estudio de Impacto Ambiental está estructurado en seis (6)

capítulos, con el fin de facilitar su lectura y permitir la comprensión del

Proyecto y el entorno en el que se desarrollará. A continuación se ofrece un

resumen de los capítulos presentados.

3.1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN

Se presenta una introducción general al Proyecto, las consideraciones

generales sobre el enfoque metodológico que se ha dado al estudio, el análisis

de alternativas y el marco legal en el cual se desenvuelve el Proyecto.

3.2 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

En este capítulo se presenta una descripción de las principales actividades que

conllevará la ejecución de cada Subproyecto (Sísmica 2D y 3D, Perforación de

Pozos Exploratorios y Línea de Conducción). Si bien el personal de ERM

participó en el ordenamiento y sistematización de esta información, el

contenido del capítulo se ha generado íntegramente en base a la información

proporcionada por Pluspetrol y conforma la base para identificar los posibles

impactos ambientales.

3.3 CAPÍTULO III: LÍNEA BASE AMBIENTAL

Este capítulo está dedicado al tratamiento de la línea base de los medios físico

y biológico del área de estudio. Se ha analizado e incluido información de

estudios recientes (no mayores a 5 años) realizados dentro del área del Lote 88.


En este capítulo se detallan también las metodologías integrales aplicadas en

cada una de las disciplinas que han formado parte de la línea base general, y

se puntualizan los hallazgos realizados.

Se incluyen, además, los mapas temáticos realizados a partir de los datos

generados en campo por los profesionales de cada una de las disciplinas

específicas y se presenta la metodología de muestreo, marco regulatorio y

resultados de los análisis realizados para los componentes aire, suelos y agua.

3.4 CAPÍTULO IV: LÍNEA BASE SOCIAL

Este capítulo presenta el estudio de Línea Base Social llevado a cabo en el área

de influencia directa e indirecta del proyecto propuesto. Contiene la

descripción de la metodología de recolección de información, introduce

aspectos relevantes del proceso de ocupación del área y analiza las

características socioculturales de la población, poniendo énfasis en los

principales aspectos sociodemográficos, el capital humano y capital social de

la población, así como en los recursos físicos y el uso de los recursos naturales

por parte de las poblaciones consideradas en el área de estudio.

3.5 CAPÍTULO V: IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y

SOCIALES

El análisis de los datos desarrollados en los capítulos anteriores permite

efectuar la evaluación de los posibles impactos ambientales y sociales que

podría ocasionar la implementación de cada Subproyecto. Esta evaluación es

tratada en matrices y valorizada considerando las particularidades de cada

Subproyecto.

Los posibles impactos son categorizados de acuerdo a su magnitud, para

visualizar qué acciones del Proyecto son las que requieren un mayor cuidado

en el manejo ambiental y social. Asimismo, se desarrolla una evaluación de los

impactos sinérgicos y acumulativos. Este capítulo incluye también una sección

donde se realiza la valorización económica de los potenciales impactos.

3.6 CAPÍTULO VI: PLAN DE MANEJO AMBIENTAL

En esta sección se incluyen los Planes de Manejo específicos desarrollados

para prevenir y mitigar los potenciales impactos ambientales del Proyecto. El

alcance de estos planes comprende al personal de Pluspetrol, así como a todos

los contratistas y subcontratistas que participen en las actividades del

Proyecto.

000013


Los planes presentados en este capítulo se basan en las exigencias planteadas

en el marco legal nacional e internacional de referencia, así como en los

estándares y buenas prácticas de la industria de hidrocarburos. Asimismo,

dado que el Lote 88 se encuentra actualmente en operación, se ha procurado

en todo momento mantener los estándares de gestión, monitoreo y

contingencias desarrollados a lo largo del Proyecto Camisea, a fin aprovechar

la experiencia adquirida, dar continuidad a las actividades de monitoreo

actuales, y permitir su inclusión dentro del Sistema Integrado de Gestión de

Salud, Seguridad y Medio Ambiente de Pluspetrol.

4 ÁNÁLISIS DE ALTERNATIVAS

Previo a la definición del Proyecto, se consideraron distintas posibilidades

acerca de la mejor ubicación, temporalidad y tecnología de las actividades a

desarrollarse, de modo que el desarrollo de este proyecto generase el menor

impacto socioambiental y a su vez fuera viable tanto económica como

técnicamente. Para esto se planteó desarrollar un análisis en dos tiempos. Este

análisis propone el analizar los puntos más resaltantes que el proyecto pudiera

desarrollar en base a la disponibilidad de una información del área todavía

muy general. Estos puntos generales nos guían para volcar nuestros esfuerzos

en una alternativa de proyectos preliminarmente filtrada. Es decir se trata de

analizar las diversas posibilidades de desarrollar un proyecto sobre las cuales

se desarrollan la toma de decisiones. Este análisis fue desarrollado de macro a

micro, resultando en el diseño de un proyecto final que tiene considerado en

su propio diseño la mayoría de medidas de control, prevención y mitigación

que de manera general no son contempladas como parte del diseño

conceptual de otros proyectos.

Análisis preliminar. Consistió en el análisis de posibles alternativas técnicas

para obtener los objetivos buscados (incrementar la información geológica del

Lote 88 y transportar hidrocarburos de forma segura y socioambientalmente

amigable entre las Locaciones San Martín Este y San Martín 3. Para esto se

contempló 3 subproyectos:

Subproyecto de Exploración Sísmica (este a su vez se diferenció en

Sísmica 3D y Sísmica 2D)

Perforación de Pozos Exploratorios

Línea de Conducción entre San Martín Este y San Martín 3

Sobre la alternativa escogida fruto de este primer análisis preliminar se

desarrolló la segunda parte del análisis.


Análisis evolutivo. Este análisis contempló las variantes menores del proyecto

que dieron forma al diseño final que se presenta en el EIA. Este análisis fue

realizado de manera secuencial lo que resulto en un análisis dinámico. El

diseño inicial del proyecto fue evolucionando hasta resultar en el diseño final

el cual incorpora un análisis de las medidas necesarias para su buen

desempeño tanto técnico, ambiental y social. El diseño final se concibió

teniendo en cuenta lo siguiente:

Obtener información geológica en áreas sin explorar dentro del Lote 88,

la cual es la razón de ser del proyecto,

Garantizar un transporte de hidrocarburos seguro y eficiente, e

Incorporar las medias necesarias para que este proyecto sea compatible

con el entorno social, ambiental, jurídico y político siendo

económicamente viable.

4.1 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PRELIMINAR

4.1.1 Metodololgía y Variables Analizadas

Se basa en la comparación de variables predeterminadas y busca optimizar la

selección final. El análisis de cada una de las alternativas fue desarrollado por

un panel de expertos el cual definió las variables a analizaren base a las que

por experiencia suelen ser las más relevantes en el desarrollo de los

subproyectos contemplados. Las variables de análisis contempladas fueron las

siguientes:

Aspectos sociales

Superposición con la RTKNN y ZA PNM y su marco normativo

Cruce de cuerpos de agua

Unidades de vegetación

Estabilidad estructural del terreno

Las dos primeras variable se refieren a la interacción del proyecto con la

población y el área reservada para el mantenimiento del estilo de vida y la

cultura de la Población no contactada o en aislamiento voluntario Kugapakori,

Nahua, Nanti y otros. Las dos siguientes abarcan las interacciones

medioambientales más importantes (y directa o indirectamente también

sociales). La última variable se contempla por estar asociada a la estabilidad

de las instalaciones en el terreno (lo cual es definitivamente prioritario en aras

de evitar el mayor de los problemas asociados a las actividades de perforación

de pozos y transporte de Gas Natural por comprometer la integridad de la

infraestructura.

000014


Con ayuda del SIG (Sistemas de Información Geográfica) se ha calculado el

área (en hectáreas) que cada una de las opciones implica, tomando en cuenta

un derecho de vía de 20 metros para la línea de conducción de gas, un ancho

de línea sísmica de 2 metros y un área de 5.7 ha por locación.

4.1.1.1 Aspectos Sociales

En los aspectos sociales se consideró el número de Asentamientos Rurales y

Comunidades Nativas (fuera de la RTKNN), Asentamientos Humanos dentro

del área de la RTKNN sobre los que se superpone el proyecto y áreas de uso

por parte de población dispersa nómade sin vivienda fija o permanente

(dentro de la RTKNN) potencialmente involucrados.

Se estableció un orden de importancia para estos aspectos de acuerdo al grado

de sensibilidad frente a los cambios en su entorno que presentan.

Interior de la RTKNN

Población nómade Su ubicación y comportamiento se colectó mediante el

empleo de bibliografía o realización de entrevistas con los actores locales que

actualmente mantienen de una u otra forma vínculos con alguno de estos

grupos nómades bien sea por tener algún tipo de amistad, encuentros

fortuitos o vínculos familiares.

Rutas de desplazamiento- Se ha considerado que la sobreposición del

proyecto con las rutas de desplazamiento identificadas y mapeadas en los

talleres de trabajo no solo son importantes para los grupos nómades sino

también para la población de las CCNN que hacen uso de la Reserva para

la obtención de recursos de subsistencia, visita a familiares o conocidos

que habitan en el interior de la Reserva, como parte de las actividades

tradicionales y de la relación que mantienen con su entorno las cuales

exceden los límites políticos de sus territorios comunales llegando a

extenderse inclusive hasta la cuenca del Manu.

Asentamiento Humanos. Población estable (grupos en contacto inicial, o

en aislamiento voluntario). Algunos pobladores de estos Asentamientos

Humanos son familiares o provenientes de CCNN aledañas a la Reserva.

Esta población identificada y fácilmente rastreable tiene un vínculo ya

establecido con nuestro estilo de vida occidental aunque todavía bastante

primario. Es población que en gran parte tiene vínculos con Comunidades

nativas aledañas de una u otra manera. Están familiarizados con los

motores de combustión, carpas con techos de lonas pláticas, luz eléctrica y

artículos metálicos los cuales ellos mismos poseen en mayor o menor

medida. Igualmente se considera que su deseo de refugiarse en un área

con menos densidad de población y a la cual les vincula un sentimiento

de pertenencia histórica se verá afectado con las actividades del proyecto

y la presencia de fuerza laboral.


Fuera de la RTKNN

Comunidades Nativas- Se consideró un aspecto sensible y por tanto

importante para la toma de decisiones debido a su vínculo cultural con el

área del proyecto y por las diferencias socioculturales que a pesar de

existir ya un vínculo más de una década de presencia de la empresa en el

área todavía son patentes.

Asentamientos Rurales- Se considera que a pesar de ser asentamientos de

personas originarias de otras áreas del país y de no contar con un vínculo

ancestral en el área, su presencia por más de una década ha generado

nuevos lazos con el entorno y una cierta relación de dependencia.

4.1.1.2 Superposición con Reserva Territorial Kugapakori Nahua Nanti (RTKNN),

Zona de Amortiguamiento del Parque Nacional Manu y Marco Normativo

Las alternativas de exploración sísmica, perforación de pozos exploratorios y

línea de conducción de gas contemplan el trabajo dentro de la RTKNN y ZA

PNM. La Compatibilidad de uso por SERNANP fue concedida y por tanto se

considera que pese a estar en un área sensible esto no sería un obstáculo legal,

no obstante se sigue considerando esto como un criterio de vital importancia y

por tanto toda reducción en los trabajos a desarrollarse en el interior de la

RTKNN será considerado como una ventaja sustancial. Adicionalmente las

dos primeras alternativas contemplan trabajos en un área de la RTKNN que

excede los límites del Lote 88. Estas alternativas son descartadas por no estar

contempladas dentro del marco normativo pues exceden el área del Lote

concedido dentro de la RTKNN.

4.1.1.3 Estabilidad del Terreno

La geomorfología de la zona está relacionada con la estabilidad del terreno y

su sensibilidad a las actividades tanto de detonación y registro sísmico como

para el establecimiento de las plataformas de perforación exploratoria y la

construcción y operación segura de la línea de conducción. Las pendientes

altas y muy pronunciadas, así como los bordes muy elevados de los cuerpos

de agua en la zona del proyecto pueden conllevar a deslizamientos y

derrumbes, lo cual implica una modificación del territorio adicional a la huella

del proyecto y la posibilidad de cambios en los parámetros físico químicos de

los cuerpos de agua existentes en las inmediaciones pendiente abajo.

4.1.1.4 Cruce de Cuerpos de Agua

Los cuerpos de agua son la base sobre la cual se estructura tanto los

ecosistemas como las poblaciones que viven directamente de sus recursos. La

población del área se mueve siguiendo en gran medida los cauces de las

quebradas y ríos de la zona los cuales se convierten en las "carreteras" del área

por tanto consideramos que son parte importante tanto del sustento de los

ecosistemas como de la cultura local. Se analizó el número de cruces de los

cuerpos de agua planteada para las alternativas de cada Sub proyecto.

000015


4.1.1.5 Unidades de Vegetación

Para fines del proyecto, se han definido cuatro macro unidades de vegetación

o paisaje, utilizando como base el mapa elaborado como parte del PMB de

Camisea (2005) y una interpretación de las imágenes satelitales. El orden de

importancia de estos se ha definido según su resiliencia, o capacidad del

sistema de retornar a su condición original. Las unidades definidas en orden

de menor a mayor importancia ecológica son:

Áreas Intervenidas

Bosque primario denso con pacal

Bosque primario denso

Pacal

Las áreas intervenidas van a quedar con esta categoría mientras sigan siendo

trabajadas y durante el periodo de tiempo que tarde (variable) en regenerarse

el bosque origina con sus funciones ecológicas asociadas, son zonas donde hay

nula o muy baja diversidad natural.

El pacal es un sistema que se recupera rápidamente debido a condiciones

propias de esta especie avanzando sobre el bosque colindante, contando con

una menor diversidad de especies que los bosques primarios densos. Su

composición es bastante homogénea y el crecimiento de la “paca” Guadua

sarcocarpa es bastante rápido.

Los bosques primarios con paca o Bosques primarios semidensos, son en su

conjunto homogéneos, presentando parches de pacal embebidos dentro de un

bosque primario denso, ninguno de los parches aisladamente mantiene las

características funcionales completas ni de un Bosque primario denso ni de un

Pacal. En algunas zonas puede presentarse como una unidad de vegetación de

tránsito entre la unidad de pacal y la de bosque primario denso.

Por último, los bosques primarios presentan una gran heterogeneidad en su

composición aunque como unidades funcionales suelen ser bastante

homogéneos. Presentan la mayor diversidad de especies dentro de las

macrounidades atravesadas por las alternativas evaluadas. El tiempo de

recuperación es el más elevado, siendo las zonas que se deberían intervenir

menos.

4.1.2 Alternativas consideradas para cada subproyecto

A continuación, se presentan las distintas alternativas de diseño que fueron

evaluadas para cada uno de los subproyectos. (Ver Anexo 1D Mapas de

Alternativas del Proyecto).


4.1.2.1 Sísmica 2D

Alternativa 1 (En la Figura 2, se grafica de color rojo). Contempla trabajar

214 km lineales distribuidos en 9 líneas sísmicas: 8 desde el río Camisea, hasta

el río Timpía cruzando el río Cashiriari y una transversal a estas desde el

vértice inferior derechos del lote 88 hasta el río Urubamba atravesando terreno

del Asentamiento rural Túpac Amaru (ver Tabla comparativa 1 y Anexo 1D-1

Mapa de Alternativas Sísmica 2D).

Alternativa 2 (En la Figura 2, se grafica de color azul). Contempla trabajar

241 km lineales distribuidos en 8 Líneas sísmicas: 7 desde el río Camisea hasta

el río Timpía cruzando el río Cashiriari y una transversal a estas desde el

vértice inferior derecho del Lote 88 hasta el lindero del asentamiento rural

Túpac Amaru (ver Tabla Comparativa 1 y Anexo 1D-1 Mapa de Alternativas

Sísmica 2D).

Alternativa 3 (En la Figura 2, se grafica de color verde). Contempla trabajar

207 km lineales distribuidos en 9 Líneas sísmicas: 8 desde el río Camisea hasta

el límite de la divisoria de aguas entre el río Timpía cruzando el río Cashiriari

y 1 transversal a estas desde el vértice inferior derecho del lote 88 hasta el

límite con el asentamiento rural Túpac Amaru (ver Tabla Comparativa 1 y

Anexo 1D-1 Mapa de Alternativas Sísmica 2D).

Figura 2 Alternativas Analizadas para la Prospección Sísmica 2D

000016


Tabla 3 Comparativa entre las Alternativas para la Exploración Sísmica 2D

Evaluadas

Sísmica 2D Alternativa 1

Sísmica2D Alternativa 2

Sísmica 2D Alternativa 3

Longitud de Sísmica (km) 213.9 241.0 206.7

Unidades de Vegetación

Bosque amazónico primario denso (BAPd)

127.8 132.3 95.3

Bosque amazónico primario semidenso (BAPsd)

68.4 86.5 95.4

Pacal de bosque amazónico (PBA) 14.1 18.0 13.2

Playas (Pl) 1.7 2.0 0.7

Cuerpos de Agua 1.4 2.2 2.0

Área Intervenida (AI) 0.5 0.0 0.0

Ríos (Número de Intersecciones) 84 95 78

4.1.2.2 Sísmica 3D

Alternativa 1. (Ver Figura 3 Diseño de alternativas a la Sísmica 3D)

Contempla desarrollar el trabajo de prospección sísmica 3D en un área de

503 ha en la parte norte del lote 88 e incluye un área de 45.5 ha superpuesta a

la CN Segakiato y una franja de que transita por fuera del límite norte y

noreste del lote 88 (ver Tabla comparativa 2 y Anexo 1D-2 Mapa de Alternativas

Sísmica 3D).

Alternativa 2. (Ver Figura 3 Diseño de alternativas a la Sísmica 3D).


411 ha en la parte norte del lote 88 e incluye un área de 13 ha superpuesta a la

CN Shivankoreni y 25 ha a ala CN Segakiato. No contempla trabajo fuera del

límite del Lote 88 (ver Tabla Comparativa 2 y Anexo 1D-2 Mapa de Alternativas

Sísmica 3D).

Alternativa 3. (Ver Figura 3 Diseño de alternativas a la Sísmica 3D).


397 ha en la parte norte del lote 88. No contempla trabajo en área de la CCNN

Shivankoreni ni fuera de los límites del Lote 88 aunque si contempla trabajos

en un área de 25 ha de la CN Segakiato y en las quebradas de Jayapaari y

Koentiari en el interior de la RTKNN las cuales son zonas de uso por parte de

los asentamientos ubicados en la boca de estas quebradas (ver Tabla

Comparativa 2 y Anexo 1D-2 Mapa de Alternativas Sísmica 3D).


Figura 3 Alternativas Analizadas para la Prospección Sísmica 3D

Tabla 4 Comparativa de las Tres Alternativas para la Exploración de Sísmica 3D

Sísmica 3D

Alternativa 1

Sísmica3D Alternativa

2

Sísmica 3D Alternativa

3

Área del Sub proyecto 503 ha 411 ha 397 ha

Estabilidad Geodinámica (ha)

Baja 8,390 7,743 7,619

Moderada 41,833 33,355 32,162

Alta 102 7 7

Comunidad Nativa (ha) Shivankoreni 2,193 1,320

Segakiato 2,680 2,485 2,485

Reserva Territorial Kugapakori Nahua Nanti(ha) 45,453 37,324 37,324

Unidades de Vegetación (ha)

Bosque amazónico primario denso 16,169 13,553 12,900

Bosque amazónico primario semidenso

33,891 27,487 26,901

Pacal de bosque amazónico 192 89 7

Playas 34

Cuerpos de Agua 39

Ríos (Número de Intersecciones) 215 172 163

000017

ENVIRONMENTAL MANAGEMENT RESOURCES 1-22 PLU_10_889

Figura 4 Alternativas para la Exploración Sísmica 2D

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 2

4.1.2.3 Perforación de Pozos Exploratorios

Las 3 alternativas evaluadas contemplan la ubicación de cuatro (4) Locaciones

en común (Kimaro Norte, Kimaro Centro, Kimaro Oeste y San Martín Norte)

siendo la diferencia la ubicación de las Locaciones Armihuari-Norte y

Armihuari-Sur, ambas ubicadas al Sur del Lote (ver Anexo 1D-3 Mapa de

Alternativas para la Locación de Pozos Exploratorios).


Alternativa 1: (En la Figura 4 - Diseño de alternativas a las locaciones

Armihuari Sur y Armihuari Norte se gráfica de color rojo). Locación

Armihuari Sur ubicada en las cercanías a l Río Camisea próxima al

Asentamiento Humano Shimpenashiari y la Locación Armihuari Norte

ubicada al norte de Armihuari Sur en las proximidades de Cashiriari 1 (ver

Anexo 1D-3 Mapa de Alternativas para Locaciones de Pozos Exploratorios).

Alternativa 2. (En la Figura 4 -Diseño de alternativas a las locaciones

Armihuari Sur y Armihuari Norte se grafica de color azul) Locación

Armihuari Sur alejada aproximadamente 1500m del río Camisea y del

Asentamiento Humano Shimpenashiari y La Locación Armihuari Norte

ubicada al Noreste de Armihuari Sur al sur de Cashiriari 3 (ver Anexo 1D-3

Mapa de Alternativas para las Locaciones de Pozos Exploratorios).

Alternativa 3 (En la Figura 4 -Diseño de alternativas a las locaciones

Armihuari Sur y Armihuari Norte se grafica de color verde). Armihuari

Norte ubicado al noreste de la Locación Armihuari Sur a 1500 m del río en un

punto intermedio entre Cashiriari 1 y Cashiriari 3. (Ver Anexo 1D-3 Mapa de

Alternativas para las Locaciones de Pozos Exploratorios).

Tabla 5 Comparativa Alternativas a Locaciones de Pozos Exploratorios

SM-

N KIM-

W KIM-

N KIM-

C ARM-

S

ARM-S Alt.

1

ARM-N Alt.

3

ARM-N Alt.

1

ARM-N Alt.

2

Estabilidad Geodinámica

Baja 5 5

Moderada 1.6 5 5 5

Alta 3.4 5 5 5

Reserva Territorial 5 5 5 5 5 5 5 5 5


Bosque Primario Amazónico semidenso

5 5

Bosque Primario Amazónico denso

5 5 5 5 5 5 5

Cuerpos de agua (número de cruces)

4.1.2.4 Linea de Conducción SanMartín Este a San Martín 3

Alternativa 1. (En la Figura 5 Diseño de alternativas a la Línea de Conducción

de San Martin Este a San Martín 3, se grafica de color rojo) Traza de aprox.

8.4 km lineales que transcurre casi en línea recta desde la locación San Martín

Este hasta la Locación San Martín 3 casi en paralelo a la quebrada Shiateni.

Alternativa 2. (En la Figura 5 Diseño de alternativas a la Línea de Conducción

de San Martin Este a San Martín 3, se grafica de color azul) Traza de aprox.

11.2 km lineales que transcurre al sur de la quebrada Shiateni.

000018


Alternativa 3. (En la Figura 5 - Diseño de alternativas a la Línea de

Conducción de San Martin Este a San Martín 3 se grafica de color verde)

Traza de aprox. 10.5 km lineales que transcurre al norte de la quebrada

Shiateni.

En el Anexo 1D-4 Mapa de Alternativas para la Línea de Conducción SM-E /

SM-3 se puede ver un mayor detalle de las alternativas consideradas

Tabla 6 Comparativa Alternativas a la Línea de Conducción San Martín Este a San

Martín 3

Línea Conducción

SMe-SM3 Alt. 1

Línea Conducción

SMe-SM3 Alt. 2

Línea Conducción

SMe-SM3 Alt. 3

Estabilidad Geodinámica

Baja 2.76 9 1.14

Alta 3.5 0.51 7.23

Reserva Territorial 8.42 11.23 10.43


Bosque amazónico primario denso

8.42 11.23 8.67

Bosque amazónico primario semidenso

1.4

Área intervenida 0.34

Cuerpos de agua 4 5 3

Figura 5 Alternativas para la Línea de Conducción San Martín Este a San Martín 3


4.1.2.5 Descripción de las Alternativas en función de las Variables de Análisis

4.1.2.5.1 Sísmica 2D

4.1.2.5.1.1 Aspectos Sociales

Alternativa 1

Implica en su mayor parte a la población existente dentro de la RTKNN. Los

asentamientos humanos identificados mediante evidencias físicas (sobrevuelo)

que pueden estar en el área de desarrollo de las actividades de exploración

sísmica son Inaroato o Raya, Shiateni, Tsenkoriato, Shimpenashiari y

Mashopoari. Adicionalmente a los Asentamientos Humanos estables

registrados mediante evidencias físicas también se considera que pueden

verse afectada la población nómade que tiene como rutas de desplazamiento

los pasos entre las cabeceras del Timpía y el Cashiriari que de acuerdo a

información obtenida mediante entrevistas y talleres de trabajo con actores

locales conocedores de esta población. Estos desplazamientos son constantes

en el tiempo y responden a un patrón cultural común en la población en

aislamiento existente en la RTKNN que es el no tener asentamientos estables

sino desplazarse constantemente a lo largo de rutas constantes en busca de los

recursos existentes de acuerdo a cada momento del año en lugares concretos.

El desplazamiento de cuenca a cuenca es común por lo que los pasos entre las

cuencas de los ríos se presuponen zonas clave así como los márgenes de los

ríos propiamente. El área del territorio empleado por esta población nómade

no es posible dimensionarla con la misma precisión que el de la población en

asentamientos estables, no obstante se estimó en base a las referencias de

actores clave y a los mapas elaborados durante los talleres de trabajo.

Adicionalmente a la población dentro de la RTKNN también implica a

población establecida fuera como es el caso de CN Timpía, CN Ticumpinía,

CN Segakiato, CN Cashiriari y AR Túpac Amaru.

Alternativa 2

Implica su mayor parte a la población existente dentro de la RTKNN. Son 5

asentamientos (Inaroato o Raya, Shiateni, Tsenkoriato, Shimpenashiari y

Mashopoari) humanos identificados mediante evidencias físicas (sobrevuelo)


sísmica

Adicionalmente a los Asentamientos Humanos estables registrados mediante

evidencias físicas también se considera que pueden verse afectada la

población nómade que tiene como rutas de desplazamiento los pasos entre las

cabeceras del Timpía y el Cashiriari de acuerdo a información obtenida

mediante entrevistas y talleres de trabajo con actores locales conocedores de

esta población. Estos desplazamientos son constantes en el tiempo y

responden a un patrón cultural común en la población en aislamiento

000019


existente en la RTKNN que es el no tener asentamientos estables sino

desplazarse constantemente a lo largo de rutas constantes en busca de los








Adicionalmente a la población existente dentro de la RTKNN también implica

a población establecida fuera como es el caso de la CN Timpía, CN

Ticumpinía, CN Segakiato, CN Cashiriari y AR Túpac Amaru.

Alternativa 3

Implica su mayor parte a la población existente dentro de la RTKNN. Los



sísmica son Inaroato o Raya, Shiateni, Tsenkoriato, Shimpenashiari y

Mashopoari. Adicionalmente a los Asentamientos Humanos estables

registrados mediante evidencias físicas también se considera que pueden

verse afectada la población nómade que tiene como rutas de desplazamiento

los pasos entre las cabeceras del Timpía y el Cashiriari que de acuerdo a

información obtenida mediante entrevistas y talleres de trabajo con actores

locales conocedores de esta población. Estos desplazamientos son constantes

en el tiempo y responden a un patrón cultural común en la población en

aislamiento existente en la RTKNN que es el no tener asentamientos estables

sino desplazarse constantemente a lo largo de rutas constantes en busca de los



cuencas de los ríos son zonas clave así como los márgenes de los ríos

propiamente. El área del territorio empleado por esta población nómade se

estimó en base a las referencias de actores clave y a los mapas elaborados

durante los talleres de trabajo.


población establecida fuera como es el caso de, CN Ticumpinía y

CN Cashiriari.

4.1.2.5.1.2 Superposición con la RTKNN, PNM y su marco normativo

Alternativa 1

Contempla líneas sísmicas dentro de la RTKNN y que están excediendo los

límites del Lote 88. Esto constituye un impedimento legal.


Alternativa 2

Contempla líneas sísmicas dentro de la RTKNN y que están excediendo los

límites del Lote 88. Esto constituye un impedimento legal.

Alternativa 3

No contempla trabajar en áreas dentro de la RTKNN que estén fuera de los

límites del Lote 88.

4.1.2.5.1.3 Cruce de cuerpos de agua

Alternativa 1

Esta alternativa contempla 84 cruces de cuerpos de agua.

Alternativa 2

Esta alternativa contempla 95 cruces de cuerpos de agua.

Alternativa 3

Esta alternativa contempla78 cruces de cuerpos de agua.

4.1.2.5.1.4 Estabilidad del terreno

Alternativa 1

Esta alternativa contempla trabajos en 24 km de áreas inestables y 103 km en

zonas de moderada estabilidad.

Alternativa 2

Esta alternativa contempla trabajos en 30 km de Zonas Inestables y 126 km en

zonas de moderada estabilidad.

Alternativa 3

Esta alternativa contempla trabajos en 22 km de zonas de estabilidad

moderada.

4.1.2.5.1.5 Unidades de Vegetación

Alternativa 1

Esta alternativa contempla trabajos en 128 km de ´Bosque primario denso y 68

km en Bosque Primario semidenso, lo que se traduce en que el área de

intervención correspondiente a la unidad de vegetación más sensible es justo

la que mayor intervención tendrá (en torno al doble que los demos tipos de

unidades de vegetación).

000020


Alternativa 2

Esta alternativa contempla trabajos en 132 km de ´Bosque primario denso y 87

km en Bosque Primario semidenso, lo que se traduce en que el área de

intervención correspondiente a la unidad de vegetación más sensible es justo

la que mayor intervención tendrá

Alternativa 3

Esta alternativa contempla trabajos en 95 km de zonas de Bosque primario

denso y 87 km en Bosque Primario semidenso lo que presenta un escenario

más positivo.

4.1.2.5.2 Sísmica 3D

4.1.2.5.2.1 Aspectos sociales y Superposición con Reserva Territorial Kugapakori Nahua

Nanti (RTKNN) y marco normativo

Alternativa 1

Implica su mayor parte a la población existente dentro de la RTKNN. Los



sísmica son Kovantiari y Shivageato-Koentiari y en Shiateni medio

Adicionalmente a los Asentamientos Humanos estables registrados mediante

evidencias físicas también se considera que pueden verse afectada la

población nómade que tiene como rutas de desplazamiento los pasos entre

Shiateni y las cabeceras del Paquiría, así como las márgenes de las quebradas

Bobinzana y el río Serjali Estos desplazamientos son constantes en el tiempo y

responden a un patrón cultural común en la población en aislamiento

existente en la RTKNN que es el no tener asentamientos estables sino

desplazarse constantemente a lo largo de rutas constantes en busca de los









población establecida fuera como es el caso de CN Shivankoreni y CN

Cashiriari.

Alternativa 2

Implica mismos actores que la Alternativa 1 sin contemplar área en la RTKNN

fuera de los límites del Lote 88.


Alternativa 3

Contempla misma ubicación que la Alternativa 2 con la excepción de la CN

Shivankoreni cuyo territorio no es incluido como parte del diseño.

4.1.2.5.2.2 Cruce de cuerpos de agua

Alternativa 1

Implica realizar como parte del trabajo215 cruces e intersecciones sobre los

cuerpos de agua.

Alternativa 2

Implica realizar como parte del trabajo 172 cruces e intersecciones sobre los

cuerpos de agua.

Alternativa 3


cuerpos de aguan.

4.1.2.5.2.3 Estabilidad del Terreno y Unidades de Vegetación

Alternativa 1

Implica realizar actividades como parte del trabajo en 83 ha de zonas de baja

estabilidad geodinámica y 418 ha de moderada estabilidad sin contar con las

casi 50 ha dentro de los terrenos de la CN Shivankoreni y CN Cashiriari.

Alternativa 2




Alternativa 3





Alternativa 1

Implica realizar actividades como parte del trabajo en 162 ha de zonas de

Bosque Primario denso y 339 ha de Bosque Primario semidenso desarrollando

se el resto en Pacal y áreas de la CN Shivankoreni y CN Cashiriari.

000021


Alternativa 2


Bosque Primario denso y 275 ha de Bosque Primario semidenso desarrollando

se el resto en Pacal y áreas de la CN Shivankoreni y CN Cashiriari.

Alternativa 3


Bosque Primario denso y 269 ha de Bosque Primario semidenso

desarrollándose el resto en Pacal y áreas de la CN Shivankoreni y CN

Cashiriari.

4.1.2.5.3 Perforación Pozos exploratorios

4.1.2.5.3.1 Aspectos sociales

Alternativa 1

Las 6 locaciones para pozos exploratorios contempladas se encuentran en el

interior de la RTKNN. La locación de Armihuari Sur esta cercana al

Asentamiento Humano de Shimpenashiato y la locación Armihuari Norte

alejado de cuerpos de agua principales. La locación Kimaro Norte se

encuentra en las proximidades del área de paso entre la cuenca del Urubamba

y la Cuenca del Manu esta vía transcurre siguiendo la quebrada Bobinzana y

la parte alta del río Serjali. Las locaciones Kimaro Centro y Kimaro Oeste se

encuentran relativamente cercanas a esta ruta de paso.

Alternativa 2

Tiene en común la ubicación de cuatro locaciones cambiando exclusivamente

la ubicación de la locación Armihuari Sur que se ubica un poco más alejado

del río Cashiriari y la Locación Armihuari Norte que se reubica a un kilómetro

al norte de la Locación Armihuari Sur.

Alternativa 3

Se diferencia de la alternativa 2 en la ubicación de la locación Armihuari Norte

la cual se ubica al noreste de la locación Armihuari Sur. Se encuentra en un

"escalón" del alto estructural que corre paralelo al río Cashiriari.

4.1.2.5.3.2 Superposición con Reserva Territorial Kugapakori Nahua Nanti (RTKNN) y

ZA PNM

Las 6 locaciones contempladas en cada una de las 3 alternativas se encuentran

ubicadas en el interior de la RTKNN y ZA PNM.


4.1.2.5.3.3 Estabilidad del terreno

Alternativa 1

Las 6 locaciones para pozos exploratorios contempladas se encuentran en el

interior de la RTKNN. La locación de Armihuari Sur esta cercana al

Asentamiento Humano de Shimpenashiato y la locación Armihuari Norte

alejado de cuerpos de agua principales. La locación de Kimaro Norte se

encuentra en las proximidades del área de paso que cruza de la cuenca del

Urubamba a la Cuenca del Manu esta vía transcurre siguiendo la quebrada

Bobinzana y la parte alta del río Serjali. Las locaciones Kimaro Centro y

Kimaro Oeste se encuentran en relativamente cercanas a esta ruta de paso.

Alternativa 2

Tiene en común la ubicación de cuatro locaciones de pozo cambiando

exclusivamente la ubicación locación Armihuari Sur que se ubica un poco más

alejado del río y Armihuari Norte que se reubica a un kilómetro escaso al

norte de Armihuari Sur.

Alternativa 3

Se diferencia de la alternativa 2 en la ubicación de la locación Armihuari Norte

la cual se ubica al noreste de la locación Armihuari Sur. Se encuentra en un

"escalón" del alto estructural que corre paralelo al río y separa las cuencas del

Río Cashiriari y el Río Camisea que no la hace visible desde el borde del río.

4.1.2.5.3.4 Unidades de Vegetación y Cruces de Cuerpos de Agua

No se presentan diferencias en las unidades de vegetación existentes en cada

una de las tres alternativas evaluadas ni en los cuerpos de agua.

4.1.2.5.4 Linea de Conduccion San Martín 3-San Martín Este

4.1.2.5.4.1 Aspectos sociales y Superposición con Reserva Territorial Kugapakori Nahua

Nanti (RTKNN) y marco normativo

Alternativa 1. Implica trabajos a darse exclusivamente al interior de la

RTKNN en un área donde a pesar de haberse considerado la presencia de una

familia en Shiateni medio el sobrevuelo realizado no indicó evidencias

recientes de presencia activa de una grupo de población estable.

Alternativa 2. Implica mismos actores que la Alternativa 1.

Alternativa 3. Contempla mismos actores que la Alternativa 1 y 2.

000022


4.1.2.5.4.2 Cruce de Cuerpos de Agua

Alternativa 1


cuerpos de agua.

Alternativa 2


cuerpos de agua.

Alternativa 3


cuerpos de agua.

4.1.2.5.4.3 Estabilidad del Terreno

Alternativa 1


estabilidad geodinámica y 5 ha de moderada estabilidad a buena.

Alternativa 2


estabilidad geodinámica y 2 ha de moderada a buena estabilidad.

Alternativa 3


estabilidad geodinámica y 9 ha de moderada estabilidad.


Alternativa 1

Implica realizar actividades como parte del trabajo en 8 ha de zonas de Bosque

Primario denso.

Alternativa 2


Bosque Primario denso.

Alternativa 3

Implica realizar actividades como parte del trabajo en 8 ha de zonas de Bosque

Primario denso y 2 ha de Bosque Primario semidenso.


4.1.2.5.4.5 Locaciones de Pozos Exploratorios y Línea de Conducción (Áreas de

Extracción de Material de Acarreo)

Para el desarrollo de los subproyectos de Perforación de Pozos y Línea de

Conducción de Gas se requerirá la extracción de material de acarreo. Estas

áreas serán comunes para ambos Sub proyectos. Para la ubicación de estas

áreas, se evaluaron distintas alternativas.

Cabe precisar que las alternativas de ubicación están limitadas a las

características de las márgenes de los ríos, las cuales deberían poder

proporcionar suficiente cantidad de material sin comprometer las cualidades

socioambientales de su entorno.

De las posibles ubicaciones planteadas se descartó la Alternativa 1 por estar

ubicada dentro de la RTKNN y ZA PNM y dado que por la naturaleza de esta

actividad se desarrolla en los márgenes de los ríos Camisea y Cashiriari

incumpliría la decisión tomada de no desarrollar actividad en las cercanías de

cuerpos de agua importantes dentro de la RTKNN. Esta alternativa

representaba menor costo económico y horas de vuelo en el transporte del

material agregado por encontrarse más cerca al área de los subproyectos.

La Alternativa 2 se descartó al implicar dos cuencas y encontrarse en los

límites de la RTKNN en comparación con la alternativa seleccionada que

contempla la densificación de las áreas de extracción de material de acarreo,

pudiendo resultar en un aumento de la intensidad local de los impactos pero

contando con la ventaja de estar muy limitado en el espacio, acotado a una

sola cuenca hídrica y alejado de los linderos de la RTKNN. Además la

alternativa 3 considera áreas de extracción de material de acarreo utilizada en

proyectos anteriores.

000023


Figura 6 Alternativa 1 para Área de Material de Acarreo




4.1.3 Conclusión

Tras comparar las tres alternativas en función a las 5 variables presentadas es

que recomendamos el uso de la Alternativa 3 por las siguientes razones:

4.1.3.1 Sísmica 2D

Desde el punto de vista ambiental (contemplado en las variables

“Estabilidad del Terreno”, “Cruce de cuerpos de agua”, “Unidades de

vegetación”) el diseño de la Alternativa 3 es el más recomendable debido

a que es la alternativa que presenta la menor extensión de líneas sísmicas,

cruza la menor cantidad de cuerpos de agua y la menor área de Bosque

Primario denso y la que está planteada sobre la menor cantidad de zonas

inestables.

Desde el punto de vista social la Alternativa 3 es la más ventajosa. Dado

que es la que menos extensión presenta en zonas de uso manifestadas por

la población y no planificar actividades en los pasos intercuenca con el rio

Timpía. Adicionalmente no contempla la sobreposición con el terreno de

AR Túpac Amaru.

Figure 1 Figure 2

000024


4.1.3.2 Sísmica 3D

Desde el punto de vista ambiental (contemplado en las variables

“Estabilidad del Terreno”, “Cruce de cuerpos de agua”, “Unidades de

vegetación”) el trazado de la Alternativa 3 es el más recomendable debido

a que es el planteamiento menos extenso no excede los límites del Lote 88

ubicados en el interior de la RTKNN y ZA PNM lo cual presenta un

impedimento legal. La alternativa 3 es la alternativa que menos extensión

presenta en Bosque Primario denso, en áreas con terrenos inestables y la

que presenta un menor número de cruce de cuerpos de agua.

Desde el punto de vista social la Alternativa 3 es la más ventajosa al

contemplar menor área y no contemplar actividad en la CN Shivankoreni,

así como presentar la menor extensión de actividades superpuestas al

territorio de la Segakiato.

4.1.3.3 Perforación de Pozos Exploratorios

Desde el punto de vista ambiental las tres alternativas presentan casi las

mismas características.

Desde el punto de vista de la integridad y estabilidad de las plataformas

de las locaciones la Alternativa 3 es la más estable atendiendo a la

estructura del terreno. Las otras alternativas contempladas, si bien son

viables conllevan una gran diseño ingenieril para hacer frente a la

prevención de riesgos de estabilidad que pudieran comprometer la

seguridad del pozo exploratorio.

Desde el punto de vista social la Alternativa 3 es la más ventajosa al

plantear al igual que la Alternativa 2 el alejamiento de la Locación

Armihuari Sur del río Cashiriari donde hay zonas de uso del

asentamiento de Shimpenashiari, todo lo técnicamente factible, y

reubicando la Locación Armihuari Norte a diferencia de las otras dos

Alternativas en un área que sin comprometer los objetivos del proyecto,

impide la visibilidad desde el margen del río con la mejora sobre el

impacto visual y consiguiente percepción negativa que esto conlleva.

4.1.3.4 Línea de Conducción de Gas

Desde el punto de vista ambiental (contemplado en las variables, “Cruce

de cuerpos de agua”, “Unidades de vegetación”) el trazado de la

Alternativa 3 es el más recomendable debido a que a pesar de ser la

segunda alternativa en extensión es la que presenta menos kilómetros de

líneas sísmicas en Bosque Primario denso y cruza el menor número de

cuerpos de agua.


Desde el punto de vista de la integridad del futuro ducto (contemplado en

“sensibilidad geomorfológica”) el trazado de la Alternativa 3 es el que

transcurre en su gran mayoría por zonas estables y moderadamente

estables, quedando una pequeña parte del trazado en zonas de fuertes

pendientes. Esto es importante ya que la integridad del ducto es

fundamental para evitar contingencias (impactos potencialmente severos).

Las otras dos alternativas presentan un mayor riesgo el cual sería

manejado con obras de ingeniería que además de requerir una

intervención mayor del terreno, son siempre un motivo de riesgo.

Desde el punto de vista social las tres Alternativas son similares.

4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA EVOLUTIVO

4.2.1 Sísmica 2D

Sobre la alternativa seleccionada en el Análisis preliminar (Alternativa 3) se ha

modificado el diseño de la sísmica 2D en base a los distintos puntos críticos de

sensibilidad socioambiental identificados durante la evaluación de

alternativas preliminar. Este análisis del diseño se ha realizado de forma

dinámica durante todo el proceso de elaboración del EIA.

Es por esto que la alternativa seleccionada preliminarmente de sísmica 2D

finalmente difiere de la presentada en la descripción del proyecto final (ver

Anexo 1D-5 Mapa comparativo Diseño final vs. Alternativa Seleccionada). Los

cambios se dieron fundamentalmente en base a:

4.2.1.1 Aspecto Social

Áreas de Uso y Cercanía del proyecto a viviendas y/o chacras. El diseño

de líneas sísmicas fue recortado en aquellas áreas dentro de la RTKNN y

ZA PNM con evidencia demostrada de presencia actual y activa de

población. Se hizo especial hincapié en áreas con vivienda y chacras, así

como en las áreas de uso de las familias que viven en estos asentamientos

(en base a entrevistas de familiares y de la visita realizada acompañando a

la microrred de salud). El recorte del diseño de las líneas lleva asociado

también la prohibición de paso por estas zonas y a distanciar los HPs y

CVs desde los cuales se movilizará el personal para retomar los trabajos al

otro lado de estas áreas. Este es el caso de Shimpenashiari, Mashopoari,

Shiateni bajo, Tsenkoriato, Kovantiari y Shivageato-Koentiari entre otros.

Zonas de importancia espiritual y zonas de colpas. En concordancia con

la medida anterior también se optó por evitar cualquier cruce de los ríos

principales o de aquellos cuerpos de agua ubicados en área de uso directo

de población identificada dentro de la RTKNN, collpas o evidencias de

senderos o un gran cúmulo de citas en las entrevistas realizadas a actores

locales sobre la ubicación de recursos importantes para la población que

habita en la RTKNN. Es por esto que ninguna línea sísmica cruzará los

000025


ríos Camisea y Cashiriari y ningún trabajador transitará por estos al

cortarse cualquier actividad a una distancia precautoria desde la cual los

trabajadores pasarán al otro lado vía aérea. Con esto se minimiza la

posibilidad de contacto con población vinculada principalmente a los

cuerpos de agua al ser estos las “vías” de la zona y zonas de uso

importantes por el aporte de pesca y acumulación de animales que

acuden a beber.

Rutas de desplazamiento y áreas de uso. No se contemplará el transporte

fluvial dentro de la RTKNN. Se optó por desarrollar una operación del

estilo “Off Shore in land” o costa afuera, que a pesar de ser más costosa

posibilita el no tener presencia en los ríos que son ruta de desplazamiento

preferente de la población local y de uso para el aporte de proteína (la

pesca es quizás el mayor aporte proteico a la dieta local). Paralelamente se

pretende minimizar la posibilidad de migración al no generar nuevas

rutas de acceso al área.

4.2.1.2 Aspecto Ambiental

Reducción del impacto sonoro. Para minimizar el impacto del ruido que

pueda afectar a la fauna se optó por el empleo de taladro manual de

perforación con aire y fluidos para la perforación de los hoyos sísmicos.

Esta técnica de perforación de hoyos sísmicos genera menos ruido que los

martillos neumáticos cuyo compresor genera una elevada presión sonora.

No solo la preferencia es por el menor ruido directo de la maquinaria sino

el menor requerimiento de horas de vuelo y por ende menor impacto

sonoro asociado al vuelo de helicópteros al ser estor taladros portátiles

fácilmente transportables.

Reducción de la huella del proyecto. La decisión de ubicar Campamentos

sub base en mismas áreas que serán usadas para la habilitación de las

locaciones o en campamentos ya existentes los cuales serán ampliados. De

esta forma el campamento en el KP19 a requerirá habilitar 1 ha menos al

contemplar únicamente la ampliación de campamentos actualmente en

uso. Si bien es cierto se requerirá desboscar 3 ha el impacto sobre el medio

es menor que si fueran 4 ha sobre un área sin intervención alguna ya que

el área ya ha tenido un periodo de adaptación a la presencia del proyecto

por lo que la presencia de más personas debería tener un impacto menor

que el esperado si se tratara de un área sin presencia antrópica.

Adicionalmente el contemplar como ubicación para campamento sub base

Armihuari Norte se minimiza la huella del proyecto al emplear un área

que posteriormente será aperturada para la instalación de la Locación.

Con esto se consigue reducir en 5 ha la huella del proyecto


Cruces de cuerpos de agua. Ninguna línea sísmica cruzará los ríos

(Camisea y Cashiriari) y ningún trabajador transitará por estos al cortarse

cualquier actividad a una distancia precautoria desde la cual los

trabajadores pasarán al otro lado vía aérea. Esta decisión se ha tomado

para optimizar el desempeño social del proyecto pero también pensada en

evitar perturbar estas zonas donde generalmente se encuentran las colpas

Estabilidad del terreno. Para la perforación de los hoyos sísmicos se

establece la restricción de no perforar a menos de 50 metros de cualquier

barranco o zona inestable y/o a menos de 50 metros de los bordes de río o

quebradas con el ánimo de evitar los derrumbes o incremento de la

inestabilidad del terreno en ciertas zonas ya de por si poco estables. Con

esto se persigue además disturbar lo menos posible la vida en los cuerpos

de agua donde generalmente confluye un mayor número de especies.

4.2.1.3 Factibilidad técnica

Las opciones de ubicación de las líneas sísmicas no pueden variar mucho

en aras de obtener los objetivos buscados

La opción de perforación mediante taladros portátiles se establecerá como

prioritaria.

Figura 9 Alternativa Preseleccionada y Diseño de Proyecto que se Presenta Actualmente

000026


4.2.2 Sísmica 3D

4.2.2.1 Aspecto Social

Rutas de desplazamiento y áreas de uso Para el desarrollo de la sísmica

3D se ha optado por evitar el establecimiento de CVs y HPs en las

inmediaciones del río Serjali al ser este una zona de uso frecuente y

sostenido por población en aislamiento o en contacto inicial durante su

desplazamiento estacional en busca de recursos. Es además una ruta de

paso muy importante al ser el acceso entre la cuenca del Urubamba y la

del Río Manu. Esta ruta de paso forma parte del acervo cultural histórico

de los pobladores locales que todavía mantienen vínculos con los

pobladores de la cuenca del Manu. Esta ruta de paso se conoce en base a

referencias de actores locales y a la numerosa bibliografía que hace

mención a las rutas de paso hacia el río Las Piedras. Se contempla

establecer un control con vigías conocedores del área y del idioma nativo

el cual se ubicará aguas arriba del Serjali con el objeto de identificar la

posible presencia de población desplazándose y así poder tomar las

acciones preventivas que permitan evitar el contacto de esta población

con la fuerza laboral.

Áreas de Uso y Cercanía del proyecto a viviendas y/o chacras Se recortó

el diseño sísmico seleccionado en el análisis preliminar desestimando los

trabajos aguas arriba de las quebradas que dan recursos a los

asentamientos de Kovantiari y Shivageato-Koentiari.

Asimismo se optó por descartar el trabajo en el área que se superpone con

la CN Shivankoreni para evitar desarrollar actividades en un área de

importancia espiritual para esta Comunidad y al existir la posibilidad de

recortar esta área de exploración y mantener todavía la posibilidad de

alcanzar los objetivos de obtención de información buscados. Esto no es

viable si se incrementa el recorte sobre la cuenca del Serjali y desde la CN

Segakiato hasta donde se ubican rutas empleadas por la población para la

extracción de recursos en la quebrada Komaginaroato ya que

comprometería la obtención de información sísmica vital para la el

objetivo de este proyecto. De todas formas es tomado en cuenta para

evitar desarrollar actividades en las inmediaciones de estas rutas, se

mantendrá la restricción de trabajar a 150 m de los cuerpos de agua

principales o sensibles como es el caso del Serjali y la presencia de

avanzada de los vigías del Plan de Contingencia Antropológico.


5 MARCO INSTITUCIONAL Y LEGAL

5.1 AUTORIDADES

5.1.1 Presidencia del Consejo de Ministros (PCM)

La PCM tiene como organismo público descentralizado adscrito a ella, al

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas - OSINERGMIN,

entidad que cuenta con competencia en asuntos ambientales y energéticos, y

posee las atribuciones que se indican a continuación.

5.1.1.1 Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)

Este organismo es el ente regulador, supervisor y fiscalizador de las

actividades que desarrollan las personas jurídicas de derecho público o

derecho privado y las personas naturales, en los subsectores de electricidad,

hidrocarburos y minería. Tiene competencia para supervisar y fiscalizar a las

entidades del Subsector Hidrocarburos velando por la calidad, seguridad y

eficiencia del servicio y/o productos brindados a los usuarios en general;

fiscalizando el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los

concesionarios en los contratos de concesión eléctrica y otras establecidas por

ley; supervisar y fiscalizar que las actividades de los Subsectores de

Electricidad, Hidrocarburos y Minería se desarrollen de acuerdo a los

dispositivos legales y normas técnicas vigentes1. Asimismo, el Decreto

Supremo 004-2010-EM, transfiere el manejo del Registro de Hidrocarburos de

la Dirección General de Hidrocarburos a OSINERGMIN, siendo este

organismo competente para administrar, regular y simplificar el referido

registro.

Cabe señalar que el OSINERGMIN también contaba con competencias en

asuntos ambientales para el Sector Energía, Subsector Hidrocarburos. Sin

embargo, por Resolución del Consejo Directivo N° 001-2011-OEFA/CD,

publicada el 03 de marzo de 2011, el Organismo de Evaluación y Fiscalización

Ambiental –OEFA, órgano adscrito al Ministerio del Ambiente, asumió las

funciones de supervisión, fiscalización y sanción ambiental en materia de

Hidrocarburos en General.

5.1.2 Ministerio de Energía y Minas (MEM)

El MEM es la entidad del Estado encargada de regular el otorgamiento y

aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos a nivel nacional, en

armonía con la política ambiental nacional y debe elaborar, aprobar, proponer

y aplicar la política del sector, así como dictar las demás normas pertinentes

1 Artículo 5 de la Ley N° 26734.

000027


para este fin. Tiene como objetivo promover el desarrollo integral de las

actividades minero–energéticas, normando, supervisando o evaluando, según

sea el caso, el cumplimiento de las disposiciones vigentes, y cautelando el uso

racional de los recursos naturales.

De acuerdo con el Reglamento de Organización y Funciones del MEM,

aprobado por el Decreto Supremo Nº 031-2007-EM y modificatoria, publicado

el 26 de junio de 2007, el MEM se organiza funcionalmente sobre la base de

direcciones, tales como la Dirección General de Asuntos Ambientales

Energéticos, la Dirección General de Hidrocarburos, las cuales se detallan a

continuación.

5.1.2.1 Dirección General de Hidrocarburos (DGH) 2

La Dirección General de Hidrocarburos es el órgano técnico normativo

encargado de proponer y evaluar la política del Sector Hidrocarburos;

proponer y expedir las normas técnicas y legales relacionadas al Sector

Hidrocarburos que sean necesarias; promover las actividades de exploración,

explotación, transporte, almacenamiento, refinación, procesamiento,

distribución y comercialización de hidrocarburos, y ejercer el rol concedente a

nombre del Estado para las actividades de hidrocarburos, según el Decreto

Supremo Nº 031-2007-EM y modificatoria le corresponda, conforme a lo

establecido en el Reglamento de Organizaciones y Funciones del Ministerio de

Energía y Minas). Este órgano está a cargo de un Director General, quien

depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

5.1.2.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE)3

Esta dirección del Ministerio de Energía y Minas, creada a través del Decreto

Supremo Nº 025-2003-EM, .,es el órgano técnico normativo encargado de

proponer y evaluar la política ambiental del sector energético, proponer o

expedir la normatividad necesaria, promover la ejecución de actividades

orientadas a la conservación y protección del medio ambiente referidas al

desarrollo de las actividades energéticas, y promover el fortalecimiento de las

relaciones armoniosas de las empresas sectoriales con la sociedad civil que

resulte involucrada en las actividades del Sector. La Dirección General de

Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) está a cargo de un Director

General, quien, como en el caso de la Dirección General de Hidrocarburos,

depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

Conforme al Artículo 91° del Reglamento de Organizaciones y Funciones del

Ministerio de Energía y Minas (Decreto Supremo N° 031-2007-EM), dentro de

las principales atribuciones de la DGAAE se encuentran, entre otras, las

siguientes:

2 Artículos 79 y 80 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM. 3 Artículos 90 y 91 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM.


Proponer la política de conservación y protección del medio ambiente

para el desarrollo sostenible de las actividades energéticas, en

concordancia con las políticas de desarrollo sostenible sectorial y

nacional.

Formular, proponer y aprobar, cuando corresponda, las normas técnicas

y legales relacionadas con la conservación y protección del medio

ambiente en el Sector Energía.

Normar la evaluación de los estudios ambientales de las actividades del

Sector Energía.

Analizar y emitir opinión sobre las denuncias por transgresión de la

normatividad ambiental y establecer las medidas preventivas y

correctivas necesarias para el control de dichos impactos.

Elaborar y promover estudios ambientales necesarios para el desarrollo

y crecimiento de las actividades del Sector.

Evaluar y aprobar los estudios ambientales y sociales que se presenten al

MEM referidos al Sector Energía.

Cabe señalar que en numerosas normas y disposiciones en vigencia, todavía

se encuentra la denominación “Dirección General de Asuntos Ambientales”

(DGAA) para referirse a lo que actualmente constituyen la “Dirección General

de Asuntos Ambientales Energéticos” (DGAAE) y la “Dirección General de

Asuntos Ambientales Mineros (DGAAM)”, según corresponda.

5.1.2.3 Oficina General de Gestión Social (OGGS) 4

Es el órgano de asesoramiento del MEM encargado de promover las relaciones

armoniosas entre las empresas minero-energéticas y la sociedad civil,

incluidos los gobiernos locales y regionales, así como de propiciar el manejo

de mecanismos de diálogo y concertación en el sector, y de colaborar en el

diseño de programas de desarrollo sostenible. La OGGS depende

jerárquicamente del Despacho Ministerial y tiene entre sus principales

funciones: formular políticas y colaborar en el diseño de programas de

desarrollo sostenible a favor de las poblaciones asentadas en las zonas de

influencia de proyectos minero-energéticos; asesorar a la alta dirección en el

fortalecimiento de las relaciones armoniosas entre las empresas minero-

energéticas, los gobiernos regionales y locales, la sociedad civil y otras

entidades públicas y privadas; proponer las normas legales para el

mejoramiento de las relaciones entre las empresas del sector, los gobiernos

locales y regionales y la sociedad civil, así como para la prevención y solución

de conflictos; efectuar el seguimiento de los compromisos sociales que asumen

las empresas con las poblaciones involucradas en coordinación con las

direcciones generales correspondientes, y promover, en coordinación con la

4 Artículos 50 y 51 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM.

000028


DGAAE y la Dirección General de Asuntos Ambientales Mineros, la

realización de estudios sociales necesarios para el desarrollo y crecimiento

responsable de las actividades privadas en el sector minero-energético.

5.1.3 Ministerio del Ambiente (MINAM)

El MINAM fue creado mediante el Decreto Legislativo N° 1013 (Decreto

Legislativo que aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del

Ministerio del Ambiente), publicado el 14 de mayo de 2008, el cual fue

modificado por el Decreto Legislativo Nº 1039, publicado el 26 de junio de

2008. El MINAM ha asumido las funciones, bienes, recursos, personal y

materiales del Consejo Nacional del Ambiente (CONAM)5 y de la Intendencia

de Áreas Naturales Protegidas del INRENA, al incorporarse dentro del

Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas del MINAM (SERNANP).

Asume parte de la gestión de los recursos hídricos, y algunas competencias de

la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) del Ministerio de Salud.

De igual modo, el MINAM es ahora responsable de la evaluación,

fiscalización, control y sanción ambiental en el ámbito de sus competencias, es

decir, en materia ambiental, a través del Organismo de Evaluación y

Fiscalización Ambiental (OEFA), creado por la Segunda Disposición

Complementaria Final del Decreto Legislativo N° 1013.

Este Ministerio cuenta con dos viceministerios: el Viceministerio de Recursos

Naturales y el Viceministerio de Gestión Ambiental. Las funciones de ambos

viceministerios están descritas en los Artículos 116 y 12 del Decreto Legislativo

N° 1013. Dentro de ellas destaca el diseño de la política y estrategia nacional

de gestión integrada de los recursos naturales y la supervisión de su

implementación, que deberá ser ejercida por el Viceministerio de Recursos

Naturales. Por su parte el Viceministerio de Gestión Ambiental tiene como

funciones: el diseño y coordinación del plan y la estrategia de gestión

ambiental, su supervisión e implementación, y la elaboración de planes,

aprobación de los lineamientos, metodologías, procesos y planes para la

aplicación, de los estándares de calidad ambiental (ECA) y límites máximos

permisibles (LMP), que deberán contar con la opinión del sector

correspondiente y ser aplicados por las entidades públicas en el ámbito de sus

competencias.

5.1.3.1 Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA)

El Decreto Legislativo N° 1013 estableció en la Segunda Disposición

Complementaria Final, la creación del OEFA como organismo público técnico

especializado adscrito al Ministerio del Ambiente, encargado de la

fiscalización, supervisión, control y sanción en materia ambiental, cuyas

5 Resolución Ministerial N° 054-2008-MINAM. 6 Modificado por el artículo1 del Decreto Legislativo 1039, publicado el 26 de junio de 2008.


funciones principales girarían en torno a la dirección y supervisión del

régimen común de fiscalización y control ambiental, así como del control y

fiscalización directos del cumplimiento de aquellas actividades que le

correspondan por Ley. Asimismo, debe ejercer la potestad sancionadora en el

ámbito de sus competencias, aplicando las sanciones por las infracciones que

sean determinadas y de acuerdo al procedimiento que se apruebe para tal

efecto, ejerciendo su potestad de ejecución coactiva, en los casos que

corresponda; elaborar y aprobar el plan anual de fiscalización ambiental, así

como elaborar el informe de resultados de aplicación del mismo.

Al OEFA le corresponde además -de acuerdo con su Reglamento de

Organización y Funciones, aprobado por Decreto Supremo Nº 022-2009-

MINAM y publicado el 15 de diciembre de 2009-, realizar las acciones de

fiscalización ambiental en el ámbito de su competencia y supervisar que las

entidades competentes cumplan con las funciones de fiscalización establecidas

por la legislación vigente.

Por Resolución del Consejo Directivo N° 001-2011-OEFA/CD, ha asumido,

desde el 4 de marzo de 2011, las funciones de supervisión, control y

fiscalización ambientales en materia de hidrocarburos y electricidad.

5.1.3.2 Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (SERNANP)

Con la creación del Ministerio del Ambiente (MINAM), también se creó el

Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (SERNANP),

como organismo público técnico especializado con personería jurídica de

derecho público interno, constituyéndose en pliego presupuestal adscrito al

Ministerio del Ambiente, así como en el ente rector del Sistema Nacional de

Áreas Naturales Protegidas por el Estado (SINANPE) y su autoridad técnica

normativa.

Mediante Decreto Supremo N° 006-2008-MINAM, del 15 de noviembre del

2008, se publicó el Reglamento y Organización de Funciones (ROF) del

SERNANP. En este decreto se indica que son funciones del SERNANP:

aprobar las normas y establecer los criterios técnicos y administrativos, así

como los procedimientos para el establecimiento y gestión de las Áreas

Naturales Protegidas (ANP); aprobar los instrumentos de gestión y

planificación de las ANP de administración nacional y de las Áreas de

Conservación Privada, así como suscribir los contratos de uso o

aprovechamiento de recursos naturales en las ANP de administración

nacional y emitir opinión técnica respecto de los Instrumentos de Gestión

Ambiental correspondientes a actividades en ANP. Asimismo, define la

compatibilidad de proyectos, obras o actividades con la categoría, zonificación

y Plan Maestro de las ANP.

000029


5.1.4 Ministerio de Agricultura (MINAG)

El Artículo 4 del Decreto Legislativo N° 997, publicado el 14 de mayo de 2008,

Ley Orgánica y Funciones del MINAG, señala que dicho Ministerio es el

órgano rector del Sector Agrario, el mismo que comprende las tierras de uso

agrícola, pastoreo, las tierras forestales, las tierras eriazas con aptitud agrícola,

los recursos forestales y su aprovechamiento, la flora y fauna, los recursos

hídricos, entre otros.

Como parte de sus funciones7, el MINAG debe dictar las normas para la

gestión integral, social, eficiente y moderna de los recursos hídricos, así como

establecer las políticas nacionales para el aprovechamiento y desarrollo

sostenible de los recursos forestales, flora y fauna, en concordancia con la

Política Nacional del Ambiente.

Mediante el Decreto Supremo N° 030-2008-AG se aprobó la fusión del

Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA) y el Instituto Nacional

de Desarrollo (INADE) con el Ministerio de Agricultura (MINAG). Por lo

tanto, la función del INRENA de emitir opinión técnica previa en aquellos

proyectos de inversión de todos los sectores productivos cuyas actividades

puedan modificar el estado natural de los recursos naturales agua, suelo, flora

y fauna silvestre, es actualmente responsabilidad del MINAG. Sin embargo,

la función de emitir opinión previa sobre aquellos proyectos que pudieran

afectar áreas naturales protegidas no fue transferida al MINAG, sino al

Ministerio del Ambiente, a través del SERNANP.

Cabe mencionar que el MINAG tiene bajo su dependencia a la Autoridad

Nacional del Agua (ANA), la cual se creó bajo Decreto Legislativo 997, cuyo

Reglamento de Organización y Funciones aprobado por Decreto Supremo N°

039-2008-AG del 21 de diciembre de 2008, ha sido derogado por el Decreto

Supremo 006-2010-AG, publicado el 08 de julio de 2010que aprueba el nuevo

Reglamento de Organización y Funciones de la Autoridad Nacional del Agua

(ANA), vigente desde el 8 de julio de 2010.

5.1.4.1 Autoridad Nacional del Agua (ANA)

Mediante Decreto Legislativo Nº 997, publicado el 13 de marzo de 2008, se

modificó la institucionalidad referida al recurso hídrico, creándose la

Autoridad Nacional del Agua (ANA) como organismo público adscrito al

MINAG, responsable de dictar las normas y establecer los procedimientos

para la gestión integrada y sostenible de los recursos hídricos.

7 Artículo 6 de la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, aprobada por Decreto

Legislativo N° 997, y el artículo 5 de su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 031-2008-AG.


Bajo esas consideraciones, mediante Decreto Supremo Nº 014-2008-AG,

publicado el 20 de junio de 2008, se aprobó la fusión por absorción de la

Intendencia de Recursos Hídricos del Instituto Nacional de Recursos

Naturales (INRENA) en la ANA, transfiriéndole todas sus funciones con

excepción de aquellas referidas a la supervisión, promoción y evaluación de la

operación y mantenimiento de los sistemas de riego y drenaje. De acuerdo con

los alcances del Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 036-2008-AG, el proceso de

fusión de la Intendencia de Recursos Hídricos del INRENA al ANA concluyó

el 31 de diciembre de 2008.

En ese sentido, de acuerdo el Artículo 14 de la Ley N° 29338, Ley de Recursos

Hídricos, la ANA es el ente rector y la máxima autoridad técnico-normativa

del Sistema Nacional de Gestión de Recursos Hídricos. Tiene como funciones

elaborar la política nacional de los recursos hídricos; establecer los

lineamientos para la formulación y actualización de los planes de gestión de

los recursos hídricos; proponer normas legales en materia de su competencia,

así como dictar normas y establecer procedimientos para asegurar la gestión

integral y sostenible de los recursos hídricos; determinar el valor de las

retribuciones económicas por el derecho de uso de agua y por el vertimiento

de aguas residuales; así como aprobar las tarifas por uso de la infraestructura

hidráulica; otorgar, modificar y extinguir, previo estudio técnico, derechos de

uso de agua, así como aprobar la implementación, modificación y extinción de

servidumbres de uso de agua; así como emitir opinión técnica vinculante

respecto a la disponibilidad de los recursos hídricos para la viabilidad de

proyectos de infraestructura hidráulica que involucren su utilización.

La ANA ejerce jurisdicción administrativa exclusiva en materia de aguas,

desarrollando acciones de administración, fiscalización, control y vigilancia,

para asegurar la preservación y conservación de las fuentes naturales de agua,

de los bienes naturales asociados a estas y de la infraestructura hidráulica,

ejerciendo para tal efecto, la facultad sancionadora y coactiva.

Como parte de su estructura orgánica, la ANA cuenta con órganos

desconcentrados denominados Autoridades Administrativas del Agua, las

mismas que según el alcance del Artículo 35 del Reglamento de Organización

y Funciones de la Autoridad Nacional del Agua, aprobado por Decreto

Supremo N° 006-2010-AG, tiene como principales funciones las siguientes:

Aprobar los estudios y obras de aprovechamiento hídrico en fuentes

naturales de agua, de acuerdo a los planes de gestión de recursos

hídricos de la cuenca.

Otorgar, modificar y extinguir derechos de uso de agua, así como

aprobar la implantación, modificación y extinción de servidumbres de

uso de agua.

Otorgar autorizaciones de reúso de aguas residuales tratadas previa

opinión de la autoridad ambiental sectorial competente, la que se

expresa con la certificación ambiental correspondiente.

000030


Desarrollar acciones de supervisión, control y vigilancia para asegurar la

conservación, protección de calidad y uso sostenible de los recursos

hídricos, ejerciendo facultad sancionadora.

Supervisar el cumplimiento del pago de la retribución económica por el

uso de agua y por vertimientos de aguas residuales tratadas en las

fuentes naturales de agua.

Aprobar el valor de las tarifas por utilización de infraestructura hidráulica y

de las tarifas de monitoreo y de gestión de aguas subterráneas propuesta por

los operadores.

Por su parte, la Autoridades Administrativas del Agua cuentan con unidades

orgánicas llamadas Administraciones Locales de Agua, las mismas que

administran recursos hídricos en sus respectivos ámbitos territoriales.

Dependen jerárquicamente del Director de la Autoridad Administrativa del

Agua. Asimismo, de acuerdo con el Artículo 40 del el Reglamento de

Organización y Funciones de la ANA, el ámbito territorial de las

Administraciones Locales de Agua se aprueba por Resolución Jefatural de la

Autoridad del Agua, y se establece por la agrupación de unidades

hidrográficas indivisas y contiguas.

Dentro de las funciones principales de las Administraciones Locales de Agua

destaca la competencia para otorgar permisos de uso de agua de acuerdo a la

Ley de Recursos Hídricos y su Reglamento, dando cuenta al Director de la

Autoridad Administrativa del Agua; desarrollar acciones de control y

vigilancia para asegurar el uso sostenible, la conservación y protección de la

calidad de los recursos hídricos, instruyendo procedimientos sancionadores;

emitir opinión técnica previa vinculante para el otorgamiento, por parte de las

municipalidades, de autorizaciones de extracción de material de acarreo en los

cauces naturales, sujeta a los lineamientos que establezca la Alta Dirección, y

supervisar el cumplimiento del pago de la retribución económica por el uso de

agua y por vertimientos de aguas residuales tratadas en las fuentes naturales

de agua, remitiendo la información a la Dirección de la Autoridad

Administrativa del Agua.

5.1.4.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios

De acuerdo con los alcances del numeral 3 del Artículo 1 del Decreto Supremo

N° 030-2008-AG, publicado el 11 de diciembre de 2008, toda referencia hecha a

la Intendencia Forestal de Fauna Silvestre y a la Oficina de Gestión Ambiental

Transectorial, Evaluación e Información de Recursos Naturales del INRENA

han sido transferidas al Ministerio de Agricultura y serán ejercidas a través de

la Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios cuya función principal

es ejecutar los objetivos y disposiciones del Sistema Nacional de Gestión

Ambiental, en el ámbito de su competencia.


La Dirección General cuenta con dos unidades orgánicas, la Dirección de

Gestión Ambiental Agraria y la Dirección de Evaluación de Recursos

Naturales. La primera de ellas tiene dentro de sus funciones específicas

evaluar los instrumentos de gestión ambiental de su competencia y aquellos

relacionados con el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales

renovables en el ámbito de su competencia, así como emitir opinión previa en

los procedimientos de evaluación de impacto ambiental que le sean referidos

por otros sectores o por el Ministerio del Ambiente.

5.1.4.3 Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre

De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 57 del Decreto Supremo N° 031-

2008-AG, publicado el 11 de diciembre de 2008, Reglamento de Organización

y Funciones del Ministerio de Agricultura, la Dirección General Forestal y de

Fauna Silvestre es el organismo encargado de proponer las políticas,

estrategias, normas, planes, programas y proyectos nacionales relacionados al

aprovechamiento sostenible de los recursos forestales y de fauna silvestre, los

recursos genéticos asociados en el ámbito de su competencia, en concordancia

con la política nacional del ambiente y la normativa ambiental.

La entidad del MINAG encargada de ejercer las funciones que detentaba la

Intendencia Forestal y de Fauna Silvestre del INRENA es la Dirección General

Forestal y de Fauna Silvestre. En este sentido, dentro de las funciones que le

corresponden a esta Dirección se encuentran:

Proponer las políticas, normas, programas, estrategias y proyectos para

la administración, control, gestión y promoción de la conservación y

aprovechamiento sostenible de los recursos forestales, de fauna silvestre

y los recursos genéticos asociados en el ámbito de su competencia.

Realizar el seguimiento y evaluar, a nivel nacional, el cumplimiento de

las políticas, normas, planes, estrategias y programas propuestos dentro

del ámbito de su competencia.

Realizar el seguimiento y evaluación de las actividades de

administración, control y vigilancia forestal y de fauna silvestre a nivel

nacional para su conservación y aprovechamiento sostenible.

Proponer y formular lineamientos para el otorgamiento de

autorizaciones, concesiones y permisos de aprovechamiento forestal y

de fauna silvestre, y para la aprobación de planes de manejo forestal y

de fauna silvestre.

Ejercer la autoridad administrativa de la Convención sobre el Comercio

Internacional de Especies Amenazadas de Fauna y Flora Silvestres

(CITES) para los recursos forestales y de fauna silvestre.

Esta Dirección se organiza a través de las siguientes unidades orgánicas: la

Dirección de Promoción Forestal y de Fauna Silvestre, la Dirección de Gestión

Forestal y Fauna Silvestre y la Dirección de Información y Control Forestal y

de Fauna Silvestre.

000031


5.1.5 Ministerio de Salud (MINSA)

Mediante la Ley Ministerio de Salud (Ley Nº 27657) publicada el 29 de enero

de 2002, se estableció el ámbito, competencia, finalidad y organización del

Ministerio de Salud (MINSA), así como la de sus organismos públicos

descentralizados y órganos desconcentrados.

Asimismo, la Ley Orgánica del Poder Ejecutivo, Ley Nº 29158 publicada el 20 de diciembre de 2007, señala en su Artículo 23°, que los ministerios tiene como funciones entre otras la de formular, planear, dirigir, coordinar, ejecutar, supervisar y evaluar la política nacional y sectorial bajo su competencia, aplicable a todos los niveles de gobierno.. Como autoridad de salud, señalada por la Ley General de Salud, Ley N° 26842, publicada el 20 de julio de 1997, este ministerio tiene a su cargo la dirección y gestión de la política nacional de salud y actúa como la máxima autoridad normativa en esta materia. En este sentido, tiene competencia sobre aspectos relacionados con la calidad del agua, del aire y del suelo, y, conforme a la Ley General de Residuos Sólidos (Ley N° 27314, publicada el 21 de julio de 2000 y modificada por el Decreto Legislativo Nº 1065 publicado el 28 de junio de 2008), también en temas de gestión de los residuos fuera del ámbito de las áreas productivas o instalaciones industriales, correspondiéndole, entre otras, las siguientes atribuciones en materia ambiental:

Dictar las medidas necesarias para minimizar y controlar los riesgos

para la salud de las personas derivados de elementos, factores y agentes

ambientales, de conformidad con lo que establece, en cada caso, la ley de

la materia.

Dictar las medidas de prevención y control indispensables para que

cesen los actos o hechos que ocasionan contaminación ambiental,

cuando esta comporte riesgo o daño a la salud de las personas.

Dictar las normas sanitarias que regulen las descargas de desechos o

sustancias contaminantes en el agua, el aire o el suelo.

Dictar las normas relacionadas con la calificación de las sustancias y

productos peligrosos, las condiciones y límites de toxicidad y

peligrosidad de dichas sustancias y productos, los requisitos sobre

información, empaque, envase, embalaje, transporte, rotulado y demás

aspectos requeridos para controlar los riesgos y prevenir los daños que

esas sustancias y productos puedan causar a la salud de las personas.

Asimismo, es importante considerar lo establecido mediante la Resolución

Ministerial 405-2005/MINSA, la cual reconoce a las Direcciones Regionales de

Salud como las únicas autoridades de salud en cada Gobierno Regional.

5.1.5.1 Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA)

Es el órgano de línea del Ministerio de Salud encargado de las tareas de

protección del ambiente, saneamiento, higiene alimentaria y salud

ocupacional. DIGESA fue creada mediante Decreto Legislativo Nº 584, el cual

fue derogado por la Ley del Ministerio de Salud, Ley Nº 27657, publicada el 29

de enero de 2002, la cual establece que DIGESA es el órgano técnico-


normativo en los aspectos relacionados al saneamiento básico, salud

ocupacional, higiene alimentaria, zoonosis y protección del ambiente. DIGESA

tiene como principal función proponer, a la Alta Dirección, la política nacional

y normas pertinentes en relación a la protección de la salud de la población en

riesgo a causa de alteraciones ambientales y ocupacionales.

Asimismo, de acuerdo con el Reglamento de Organización y Funciones del

Ministerio de Salud, aprobado por Decreto Supremo 023-2005-SA, publicado

el 01 de enero de 2006 y modificado por la Ley Nº 29459 publicada el 26 de

noviembre de 2009, tiene entre sus funciones articular y concertar los planes,

programas o proyectos nacionales de salud ambiental; establecer las normas

de salud ambiental, monitorear y evaluar su cumplimiento; conducir la

vigilancia de riesgos ambientales y la planificación de medidas de prevención

y control; desarrollar la investigación de los riesgos ambientales identificados,

entre otras.

Por otro lado, de acuerdo con el Artículo 79 de la Ley de Recursos Hídricos,

Ley N° 29338, la Autoridad Nacional del Agua autoriza el vertimiento del

agua residual tratada a un cuerpo de agua natural continental o marítima,

previa opinión técnica favorable de la DIGESA sobre el cumplimiento de los

Estándares de Calidad Ambiental del Agua (ECA-Agua) y los Límites

Máximos Permisibles.

Adicionalmente, la Ley N° 27657 creó el Centro Nacional de Salud

Ocupacional y Protección del Ambiente para la Salud8 encargado de formular

y proponer políticas y normas orientadas a la protección del ambiente para la

salud. El Centro Nacional de Salud Ocupacional y Protección del Ambiente

para la Salud, es el órgano de línea del Ministerio de Salud encargado de

normar, supervisar, controlar, evaluar y concertar con los gobiernos

regionales, locales y demás componentes del Sistema Nacional de Salud, así

como con otros sectores, los aspectos de protección del ambiente, saneamiento

básico, entre otros

5.1.6 Ministerio de Defensa

5.1.6.1 Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI)

La DICAPI es la autoridad marítima nacional adscrita al Sector Defensa.

Cuenta para el ejercicio de sus funciones con los Distritos de Capitanías,

Capitanías de Puerto y Unidades Guardacostas. Siendo la autoridad marítima

nacional, regula los aspectos ambientales de las actividades que se desarrollan

en el mar, ríos y lagos del país.

Depende de la Comandancia General de la Marina de Guerra del Perú y está

regulada por la Ley Nº 26620, Ley de Control y Vigilancia de las Actividades

8 Tercera Disposición Complementaria de la Ley 27657

000032


Marítimas, Fluviales y Lacustres, publicada el 09 de junio de 1996 y su

reglamento Decreto Supremo N° 028-DE.MGP, publicado el 02 de junio de

2001 y modificado por el Decreto Supremo N° 024-2007-DE-MGP, publicado el

20 de diciembre de 2007, aplicable a las personas naturales y jurídicas cuyas

actividades se desarrollan en los ámbitos marítimos, fluviales y lacustres, sin

perjuicio de las atribuciones que correspondan a otras autoridades sectoriales.

Son funciones de DICAPI9, como Autoridad Marítima Nacional:

Velar por la seguridad de la vida humana en el mar, ríos y lagos

navegables.

Controlar el tráfico acuático en las aguas de soberanía y jurisdicción

nacionales.

Ejercer control y vigilancia para prevenir y combatir los efectos de la

contaminación del mar, ríos y lagos navegables, y en general todo

aquello que ocasione daño ecológico en el ámbito de su competencia,

con sujeción a las normas nacionales y convenios internacionales sobre

la materia, sin perjuicio de las funciones que les corresponden ejercer a

otros sectores de la administración pública y de conformidad con la

legislación vigente sobre la materia.

Administrar y operar las estaciones de radio costeras, con sujeción a la

normativa vigente sobre la materia.

Coordinar con la Autoridad Portuaria Nacional en los casos que se

requieran condiciones especiales de seguridad para los permisos de

navegación que otorga dicha autoridad, y que sean establecidos en el

reglamento de la Ley del Sistema Portuario.

De acuerdo al Artículo 7° de la Ley, la DICAPI tiene competencia para

sancionar e imponer multas ante la contravención de las normas de su

competencia, sin perjuicio de las aplicables por otros sectores de la

administración pública.

Además, la DICAPI está encargada de coordinar y controlar la ejecución de las

actividades correspondientes al Plan Nacional de Contingencia, para los casos

de contaminación acuática por acción de sustancias nocivas.

Para el ejercicio de sus funciones en el ámbito fluvial, la DICAPI se vale de las

Capitanías de Puerto, que tienen como funciones10 relevantes para el presente

Proyecto, las siguientes:

Controlar el tráfico acuático dentro de sus jurisdicciones.

Controlar el ingreso y salida de embarcaciones de los puertos.

9 Artículo 6 de la Ley N° 26620. 10 Establecidas en la Sección VII A-010701 del D.S. 028-DE-MGP.


Vigilar el cumplimiento de las normas relativas a la protección de los

recursos y riquezas existentes en las aguas de su jurisdicción y en sus

respectivos suelos y subsuelos.

Ejercer control del transporte, manipuleo, estiba y etiquetado de

mercancías peligrosas, en naves y terminales.

Efectuar el control y supervisión de naves que transportan explosivos,

permitiendo su carga y descarga solamente por terminales autorizados y

comunicando a las autoridades competentes para los efectos del

transporte en tierra.

Controlar, prevenir y mitigar la contaminación en las aguas de su

jurisdicción.

Efectuar reconocimiento e inspección a naves, y otorgar los certificados

que correspondan.

Efectuar el registro de personas naturales y jurídicas vinculadas a las

actividades acuáticas.

5.1.7 Ministerio del Interior

5.1.7.1 Dirección General de Control de Servicios de Seguridad, Control de Armas,

Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC)

La Dirección General de Control de Servicios de Seguridad, Control de Armas,

Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC) es un organismo que

desde el año 1964 controla el uso de las armas de fuego y explosivos de uso

civil. Mediante Ley N° 27095 publicada el 28 de abril de 1999, Ley que

autoriza al Ministerio del Interior a reestructurar la Dirección de Control de

Servicios de Seguridad, Control de Armas, Municiones y Explosivos de Uso

Civil –DISCAMEC. La DICSCAMEC fue elevada al nivel orgánico de

Dirección General. Pertenece funcional y administrativamente de la Alta

Dirección del Ministerio del Interior.

De acuerdo con la normativa aplicable, la DICSCAMEC es competente para

fiscalizar y autorizar la manipulación, almacenamiento, adquisición,

transporte, comercio, uso y destrucción de explosivos, entre otras actividades,

según lo establecido por el Decreto Ley Nº 25707, publicado el 06 de setiembre

de 1992, ley que declara en emergencia la utilización de explosivos de uso civil

y conexos (modificado por el Decreto Legislativo Nº 867), y su reglamento, el

Decreto Supremo Nº 086-92-PCM, publicado el 02 de noviembre de 1992.

Dicho decreto ley otorga, además, la función de expedir, ampliar, renovar o

cancelar autorizaciones o licencias para la fabricación, comercialización,

exportación, almacenamiento, uso, manipulación, traslado, destrucción y

destino final de explosivos, insumos y conexos de uso civil.

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Asimismo, la DICSCAMEC tiene la función de establecer los mecanismos de

control para el uso de explosivos, en coordinación con el Ministerio de Energía

y Minas. En ese sentido, es la encargada de otorgar autorizaciones semestrales

y eventuales para la adquisición de explosivos previa opinión favorable del

MEM y del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, otorgar la licencia de

actividad para las operaciones con explosivos, inspeccionar cuantas veces sea

necesario y sin previo aviso los locales de fabricación, comercialización y

almacenamiento de explosivos, conexos e insumos, y controlar la seguridad y

vigilancia de los polvorines.

5.1.7.2 Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú (DIRANDRO)

La Dirección Antidrogas en la Policía Nacional del Perú (DIRANDRO) es la

entidad del Ministerio del Interior que regula el uso de productos químicos y

materiales que, según lo establecido por la Ley 28305, pueden ser destinados,

directa o indirectamente, a la elaboración ilícita de drogas derivadas de la hoja

de coca, de la amapola y otras que se obtienen a partir de procesos de síntesis.

Las acciones de regulación por parte de la DIRANDRO, referentes a la

adquisición y uso de productos químicos fiscalizados se encuentran

establecidas en la Ley 28305, Ley de control de insumos químicos y productos

fiscalizados, publicada el 29 de julio de 2004,su reglamento, Decreto Supremo

053-2005-PCM, publicado el 28 de julio de 2005 y modificatorias. Conforme a

dichas normas, las personas que utilicen insumos químicos y productos

fiscalizados (denominados IQPFs) están sujetas a una serie de obligaciones,

tales como registrarse, mantener un inventario de los movimientos de dichos

insumos, presentar a la DIRANDRO un reporte mensual, y solicitar

autorización para el transporte de IQPFs, entre otros.

5.1.8 Ministerio de Cultura

El Ministerio de Cultura es el organismo del Poder Ejecutivo a cargo del Sector

Cultura, creado por la Ley N° 29565, publicada el 22 de julio de 2010, Ley de

Creación del Ministerio de Cultura Conforme al Artículo 4 de la referida

norma, este ministerio tiene las siguientes áreas programáticas de acción de

sus competencias y funciones:

a) Patrimonio Cultural de la Nación, Material e Inmaterial.

b) Creación cultural contemporánea y artes vivas.

c) Gestión cultural e industrias culturales.

d) Pluralidad étnica y cultural de la Nación.

Como parte de su estructura orgánica, el Ministerio de Cultura tiene al

Instituto Nacional de Cultura (INC) como organismo público adscrito con

competencia en materia cultural, cuya fusión por absorción a dicho ministerio

fue aprobada por el Decreto Supremo N° 001-2010-MC, publicado el 25 de

setiembre de 2010, el cual aprueba fusiones de entidades y órganos en el

Ministerio de Cultura.


5.1.8.1 Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y

Afroperuanos (INDEPA)

Mediante Ley N° 28495, Ley del Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos

Andinos, Amazónicos y Afroperuano, publicada el 15 de abril de 2005, se creó

el Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y

Afroperuanos (INDEPA), como organismo público descentralizado con rango

ministerial, con autonomía funcional, técnica, económica, financiera,

administrativa y presupuestal, y con un pliego presupuestal adscrito a la

Presidencia del Consejo de Ministros.

El INDEPA es el ente rector encargado de proponer y supervisar el

cumplimiento de las políticas nacionales y coordinar con los gobiernos

regionales la ejecución de los proyectos y programas dirigidos a la promoción,

defensa, investigación y afirmación de los derechos y desarrollo con identidad

de los Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuanos.

No obstante, con la creación del Ministerio de Cultura, mediante Ley Nº 29565, el INDEPA se adscribe al Ministerio de Cultura, como organismo público adscrito al Ministerio y mediante Decreto Supremo Nº 001-2010-MC se fusiona por absorción a dicho ministerio.

5.1.9 Defensoría del Pueblo

La Defensoría del Pueblo es un órgano constitucional autónomo creado por la

Constitución de 1993, cuyo titular es el Defensor del Pueblo, a quien le

corresponde defender los derechos constitucionales y fundamentales de la

persona y de la comunidad, supervisar el cumplimiento de los deberes de la

administración pública y supervisar la adecuada prestación de los servicios

públicos.

En este sentido, conforme lo establece el Artículo 9º de la Ley Orgánica de la

Defensoría del Pueblo, Ley Nº 26520 publicada el 08 de agosto de 1995, el

Defensor del Pueblo está facultado en el ejercicio de sus funciones, para:

Iniciar y proseguir, de oficio o a petición de parte, cualquier

investigación conducente al esclarecimiento de los actos y resoluciones

de la administración pública y sus agentes que, implicando el ejercicio

ilegítimo defectuoso, irregular, moroso, abusivo o excesivo, arbitrario o

negligente de sus funciones, afecte la vigencia plena de los derechos

constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad.

Ejercitar ante el Tribunal Constitucional la acción de

inconstitucionalidad contra las acciones de rango de ley a que se refiere

el inciso 4) del Artículo 200° de la Constitución Política. Igualmente,

puede interponer acción de habeas corpus, acción de amparo, acción de

habeas data, acción popular y acción de cumplimiento, en tutela de los

derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la

comunidad. Además, tiene capacidad o facultad para intervenir en los

procesos de habeas corpus para coadyuvar a la defensa del perjudicado.

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Iniciar o participar, de oficio o a petición de parte, en cualquier

procedimiento administrativo en representación de una persona o grupo

de personas para la defensa de los derechos constitucionales y

fundamentales de la persona y de la comunidad.

Ejercer el derecho de iniciativa legislativa conforme al Artículo 162° de

la Constitución.

En este sentido, conforme al Artículo 26° de la Ley Orgánica de la Defensoría

del Pueblo (Ley N° 26520), el Defensor del Pueblo puede, con ocasión de sus

investigaciones, formular advertencias, recomendaciones, o recordatorios de

los deberes legales de las autoridades, funcionarios y servidores de la

administración pública, así como realizar sugerencias para la adopción de

nuevas medidas en relación a las funciones que le han sido atribuidas.

5.1.10 Gobiernos Regionales

El Artículo 192º, inciso 7 de la Constitución Política del Perú (modificada por

la Ley de Reforma Constitucional del Capítulo XIV del Título IV, sobre

Descentralización, Ley Nº 27680, publicada el 07 de marzo de 2002, estipula

que los gobiernos regionales promueven el desarrollo y la economía regional,

fomentan las inversiones, actividades y servicios públicos de su

responsabilidad, en armonía con las políticas y planes nacionales y locales de

desarrollo. En este contexto, son competentes para promover y regular

actividades y/o servicios en materia, entre otros, de medio ambiente,

conforme a ley. Por otro lado, el Artículo 191º establece que los gobiernos

regionales tienen autonomía política, económica y administrativa en los

asuntos de su competencia.

La Ley Orgánica de Gobiernos Regionales (Ley N° 27867, publicada el 18 de

noviembre de 2002 y modificada por las Leyes Nº 27902 y N° 29053,

publicadas el 01 de enero de 2003 y 26 de junio de 2007, respectivamente.)

establece que los gobiernos regionales, a través de sus órganos de gobierno,

dictan las normas pertinentes mediante Ordenanzas Regionales, las mismas

que norman asuntos de carácter general, la organización y la administración

del Gobierno Regional y reglamentan materias de su competencia.

La Ley Nº 27783,Ley de Bases de la Descentralización, publicada el 20 de julio

de 2002 distingue entre competencias exclusivas (Artículo 13º, numeral 13.1),

cuyo ejercicio corresponde de manera exclusiva y excluyente a cada nivel de

gobierno, conforme a la Constitución y a la Ley, competencias compartidas

(numeral 13.2), en las que intervienen dos o más niveles de gobierno (central,

regional o local) que comparten fases sucesivas de los procesos implicados,

encargándose la ley de indicar la función específica y responsabilidad que

corresponde a cada nivel, y competencias delegadas (numeral 13.3), que son

las que un nivel de gobierno delega a otro de distinto nivel, de mutuo

acuerdo, manteniendo la entidad que delega la titularidad de la competencia.


En tal contexto, el Artículo 45º de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales,

señala que las funciones de definir, dirigir, normar y gestionar las políticas

sectoriales, como la correspondiente al Sector Hidrocarburos, son competencia

exclusiva del Gobierno Nacional, y las políticas y funciones de los Gobiernos

Regionales deben concordar con tales políticas sectoriales.

Siguiendo lo dispuesto por la Ley de Bases de la Descentralización y la Ley

Orgánica de Gobiernos Regionales, se han venido aprobando, desde el año

2004, Planes Anuales de Transferencia de Competencias Sectoriales a los

Gobiernos Regionales y Locales.

Cabe mencionar que mediante las Resoluciones Ministeriales Nº 550-2006-

MEM/DM, publicada el 15 de noviembre de 2006, N° 009-2008-MEM/DM,

publicada el 16 de enero de 2008 y la Nº 562-2009-MEM/DM, publicada el 05

de enero de 2010, el Gobierno Regional del Cusco ha ido concluyendo el

proceso de transferencia de funciones sectoriales en materia de energía y

minas.

5.1.10.1 Dirección Regional de Energía y Minas (DREM)

Las Direcciones Regionales de Energía y Minas (DREM) son las entidades que,

a nivel de cada región del país, asumen el rol promotor y fiscalizador para el

desarrollo integral de la actividad minero-energética y asuntos ambientales.

Las actividades de estas unidades se enmarcan dentro de las facultades

otorgadas a los gobiernos regionales según la Ley de Bases de

Descentralización (Ley N° 27783) y la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales

(Ley N° 27867). Los Directores Regionales, designados a través de concurso

público, son responsables de la implementación y ejecución de las políticas

nacionales sectoriales y de las políticas regionales sectoriales en el ámbito

regional. En lo relativo a la implementación y ejecución de las políticas

regionales sectoriales, son dirigidos por la Gerencia Regional, conforme a la

Duodécima Disposición Transitoria, Complementaria y Final de la Ley

Orgánica de Gobiernos Regionales, modificada por el Artículo 8° de la Ley N°

27902. De esta forma, el Director Regional de Energía y Minas está bajo la

dirección del Ministerio de Energía y Minas y de la Gerencia Regional de

Desarrollo Económico.

Finalmente, mediante la Resolución Ministerial 179-2006-MEM/DM, los

Gobiernos Regionales de Amazonas, Ancash, Apurímac, Arequipa, Ayacucho,

Cajamarca, Cusco, Huancavelica, Huánuco, Ica, Junín, La Libertad,

Lambayeque, Lima, Loreto, Madre de Dios, Moquegua, Pasco, Piura, Puno,

San Martín, Tacna y Ucayali comenzaron con el proceso de transferencia de

funciones sectoriales en materia de energía y minas.

En este sentido, el Gobierno Regional de Cusco es competente para ejercer,

entre otras, la función de promover inversiones en el Sector Energía.

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5.1.10.2 Dirección Regional de Agricultura

Al igual que las Direcciones Regionales de Energía y Minas, las Direcciones

Regionales de Agricultura son las entidades que, a nivel de cada región del

país, asumen el rol promotor y fiscalizador para el desarrollo integral de las

actividades agrarias, las cuales comprenden, como se ha señalado

previamente, las tierras de uso agrícola, de pastoreo, las tierras forestales, las

tierras eriazas con aptitud agrícola, los recursos forestales, la flora y fauna y

los recursos hídricos.

5.1.11 Gobiernos Locales

Conforme a la Ley Nº 27972, publicada el 27 de mayo de 2003, Ley Orgánica

de Municipalidades, los gobiernos locales son entidades básicas de la

organización territorial del Estado y canales inmediatos de participación

vecinal en los asuntos públicos, que institucionalizan y gestionan, con

autonomía, los intereses propios de las correspondientes colectividades,

siendo elementos esenciales del gobierno local el territorio, la población y la

organización.

De acuerdo al Artículo 194° de la Constitución Política del Perú de 1993

(modificado por el Artículo único de la Ley Nº 27680, Ley de Reforma

Constitucional del capítulo XIV del Título IV, sobre Descentralización,

publicada el 07 de marzo de 2002), las municipalidades provinciales y

distritales tienen autonomía política, económica y administrativa en los

asuntos de su competencia. Adicionalmente, el Artículo 195.8 (modificado por

el Artículo Único de la Ley Nº 27680) establece que los gobiernos locales son

competentes para desarrollar y regular actividades y/o servicios en materia

de educación, salud, vivienda, saneamiento, medio ambiente, sustentabilidad

de los recursos naturales, transporte colectivo, circulación y tránsito, turismo,

conservación de monumentos arqueológicos e históricos, cultura, recreación y

deporte, conforme a ley. Los gobiernos locales no cuentan con competencias

específicas en materia de hidrocarburos.

5.2 MARCO LEGAL AMBIENTAL GENERAL

El Perú cuenta con un vasto marco legal ambiental encabezado por la

Constitución de 1993. El objetivo de la actual legislación ambiental es asegurar

que cualquier actividad de aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos

se realice en condiciones que no originen impactos negativos sobre las

poblaciones o ecosistemas, ni que se sobrepasen los límites establecidos, todo

ello en cumplimiento de la Ley General del Ambiente (Ley N° 28611,

publicada el 15 de octubre de2005), Ley Marco para el Crecimiento de la

Inversión Privada (Decreto Legislativo N° 757, publicado el 13 de noviembre

de 1991), el Texto Único Ordenado (TUO) de la Ley Orgánica de

Hidrocarburos de la Ley N° 26221, Decreto Supremo Nº 042-2005-EM,

publicado el 20 de agosto de 1993, guías técnicas del Sector y demás

disposiciones legales, en un marco de fomento al desarrollo sostenible.


La Ley General del Ambiente, entre otras normas, establece la obligatoriedad

de la presentación de un instrumento de evaluación de impacto ambiental

para todos los proyectos de obra o actividad de carácter público o privado que

puedan provocar daños intolerables al medio ambiente.

En esta sección se desarrolla lo relativo a la normativa ambiental de carácter

general. Se han seleccionado los aspectos que se consideran pertinentes en

relación al Proyecto.

5.2.1 Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)

La Ley N° 27446, Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto

Ambiental (SEIA), publicada el23 de abril de 2001, establece el SEIA como un

sistema único y coordinado de identificación, prevención, supervisión, control

y corrección anticipada de los impactos ambientales negativos derivados de

las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión. Esta

ley ha sido modificada mediante Decreto Legislativo N° 1078, publicado el 28

de junio de 2008.

De acuerdo con la Ley N° 27446 y modificada por el Decreto Legislativo N°

1078, publicado el 28 de junio de 2008, el cual señala que os proyectos de

inversión que pudieran causar impactos ambientales negativos no podrán

iniciar la ejecución y ninguna autoridad nacional, sectorial, regional o local

podrá aprobarlos, autorizarlos, permitirlos, concederlos o habilitarlos, si no se

cuenta previamente con la Certificación Ambiental contenida en la Resolución

expedida por la autoridad ambiental competente.

Mediante el D.S. N° 019-2009-MINAM, publicado el 25 de setiembre de 2009

se aprobó el Reglamento de la Ley N° 27446. El citado reglamento designa al

MINAM como organismo rector del SEIA y, como tal, el encargado de dictar

las normas y establecer los procedimientos relacionados al mismo.

El Reglamento establece que son autoridades competentes en el marco del

SEIA las autoridades sectoriales nacionales, las autoridades regionales y las

autoridades locales con competencia en materia de evaluación de impacto

ambiental. Entre otras, las autoridades competentes son responsables de

categorizar, revisar y aprobar los estudios ambientales, aprobar la clasificación

y términos de referencia de los EIA bajo su ámbito, otorgar la Certificación

Ambiental para las categorías I, II y III, y realizar acciones de fiscalización

posterior para comprobar la veracidad de la información recibida en el

proceso de evaluación de impacto ambiental. Es preciso indicar que, de

acuerdo a la norma, las autoridades competentes de nivel regional y local

emiten la Certificación Ambiental de los proyectos de inversión que dentro del

marco del proceso de descentralización resulten de las competencias y que se

circunscriban a la respectiva región o localidad.

De acuerdo a la norma, los instrumentos de gestión ambiental de aplicación

del SEIA son:

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1. La Declaración de Impacto Ambiental – DIA (Categoría I)

2. El Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado – EIAsd (Categoría II)

3. El Estudio de Impacto Ambiental Detallado – EIAd (Categoría III)

4. La Evaluación Ambiental Estratégica - EAE

El Reglamento establece también el proceso de evaluación de impacto

ambiental de proyectos de inversión, el cual se inicia con la clasificación de los

mismos. La solicitud de clasificación debe contener la Evaluación Preliminar

en formato impreso y digital y el recibo de pago por derecho de trámite.

Las autoridades competentes podrán emitir normas para clasificar

anticipadamente los proyectos de inversión y para aprobar Términos de

Referencia para proyectos que presenten características comunes o similares,

caso en el que los titulares presentarán directamente el estudio ambiental

elaborado para su revisión y aprobación.

Asimismo, la norma incluye el procedimiento a seguir para obtener la

Certificación Ambiental incluyendo las opiniones técnicas de las demás

instituciones vinculadas al Proyecto.

En el Reglamento se establece que el proceso de evaluación del EIAd se llevará

a cabo en un plazo máximo de ciento veinte (120) días hábiles,

respectivamente, contados a partir del día siguiente de admitida la solicitud

de Certificación Ambiental. Este tiempo incluye los tiempos de evaluación (70

días), la subsanación de observaciones (30 días) y la expedición de la

resolución respectiva.

Los Estudios de Impacto Ambiental a los que hace referencia la norma solo

podrán ser elaborados por entidades autorizadas e inscritas en el respectivo

registro.

5.2.1.1 Opinión Técnica del MINAG en la Aprobación del EIA

El Decreto Supremo Nº 056-97-PCM, publicado el 19 de noviembre de

1997,establece los casos en que la aprobación de los Estudios de Impacto

Ambiental y Programas de Adecuación de Manejo Ambiental requieren de la

opinión técnica del INRENA (que ha sido modificado por Decreto Supremo

N° 061-97-PCM, publicado el 04 de diciembre de 1997) y el Artículo 64 inciso

c) del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura,

señala que los EIA de los diferentes sectores productivos que consideren

actividades y/o acciones que modifican el estado natural de los recursos

naturales renovables, agua, suelo, flora y fauna, requerirán de opinión técnica

previamente a su aprobación por la autoridad sectorial competente. Como se

señaló anteriormente en la Sección 5.1.4, la emisión de dicha opinión técnica

correspondía al INRENA, pero dado que este organismo fue fusionado por el

MINAG a partir de enero de 2009.


Este último asumió determinadas competencias, facultades y funciones a

través de la Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios (DGAAA),

entre las que se cuentan la de emisión de la opinión técnica.

En ese sentido, de acuerdo con el Decreto Supremo Nº 056-97-PCM, las

actividades y/o acciones que se considera que modifican el estado natural de

los recursos naturales renovables son: alteración en el flujo y/o calidad de las

aguas superficiales y subterráneas; represamientos y canalización de cursos de

agua; remoción del suelo y de la vegetación; alteración de hábitats de fauna

silvestre; uso del suelo para el depósito de materiales no utilizables (relaves,

desechos industriales, desechos peligrosos o tóxicos); desestabilización de

taludes; alteración de fajas marginales (ribereñas); disposición de desechos en

el ambiente lentico (lagos y lagunas). Se ha establecido un plazo de 20 días

útiles para que la DGAAA emita la opinión técnica; de no pronunciarse dentro

del plazo señalado, se entenderá que no tiene observaciones al EIA.

Cabe señalar que conforme al Artículo 154 del Reglamento de Transporte de

Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 081-2007-

EM, la protección del ambiente en dicha actividad de hidrocarburos también

se rige, entre otras normas, por el Decreto Supremo Nº 056-97-PCM y su

modificatoria.

5.2.1.2 Opinión Técnica de la ANA en la Aprobación del EIA

Cuando el proyecto de hidrocarburos contemple el uso de recursos hídricos,

para la aprobación de los estudios de impacto ambiental se deberá contar con

la opinión previa favorable de la Autoridad Nacional del Agua, conforme con

lo dispuesto en el Artículo 81 de la Ley de Recursos Hídricos, Ley N° 29338.

Mediante la Resolución Jefatural Nº 106-2011-ANA, publicada el 01 de marzo

de 2011, se establece y regula el procedimiento para la emisión de dicha

opinión técnica por parte de la Autoridad Nacional del Agua, estableciéndose

los siguientes supuestos de aplicación en la aprobación de estudios de impacto

ambiental:

a) En el caso de proyectos de inversión públicos, privados o de capital

mixto, que se encuentren listados en el Anexo II11 del Reglamento de la

Ley No. 27446.

b) Cuando se trate de proyectos adyacentes a cuerpos de agua superficiales

y subterráneos.

c) Cuando se proyecte captar directamente el recurso hídrico.

11 Mediante Resolución Ministerial Nº 157-2011-MINAM, publicado el 21 de julio de 2011, se aprobó la

Primera Actualización de Listado de Inclusión de los Proyectos de inversión sujetos al Sistema Nacional

de Evaluación de Impacto Ambiental –SEIA.

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d) Cuando se proyecte verter a cuerpos de aguas continentales y/o marino

– costeros.

e) Cuando se proyecte realizar embalses y/o alterar cauces.

Los criterios de evaluación que utilizará la ANA para emitir opinión previa

serán:

a) Los impactos en cuanto a la calidad, cantidad y oportunidad del recurso

hídrico, tomando en consideración lo dispuesto por el sector

competente.

b) Las medidas de prevención, control, mitigación, contingencias,

recuperación y eventual compensación relacionados con los recursos

hídricos.

c) Criterios y metodologías para definir el caudal ecológico.

Tratándose de un EIA, la ANA emitirá la opinión técnica en un plazo no

mayor de 50 días hábiles, previa remisión por parte de la Autoridad Sectorial

competente de la copia simple del estudio ambiental sobre el cual requiera

opinión.

5.2.1.3 Opinión Previa Favorable del SERNANP

De acuerdo con el Artículo 27 de la Ley de Áreas Naturales Protegidas, el

aprovechamiento de recursos naturales en una Área Natural Protegida (ANP),

solo podrá ser autorizado si resulta compatible con la categoría, la zonificación

asignada y el Plan Maestro del área. Asimismo, señala que el

aprovechamiento de recursos no debe perjudicar el cumplimiento de los fines

para los cuales se ha establecido el área.

Por su parte, el Artículo 115 del Reglamento de la Ley de Áreas Naturales

Protegidas, aprobado por Decreto Supremo 038-2001-AG, señala que el

aprovechamiento de recursos naturales no renovables al interior de un ANP

se permite solo cuando lo contemple su Plan Maestro aprobado, estando

sujeto a las normas de protección ambiental y a las limitaciones y restricciones

previstas en los objetivos de creación del ANP, su zonificación y

categorización. Es incompatible todo aprovechamiento de recursos naturales

no renovables en ANP de uso indirecto, salvo que existan derechos adquiridos

previos a la creación del ANP.

En ese sentido, para poder realizar actividades de cualquier tipo dentro de un

ANP o su zona de amortiguamiento, se requiere determinar la compatibilidad

de las operaciones con los fines y objetivos para los que fue creada la ANP. La

compatibilidad de dichas operaciones la determina la autoridad en áreas

naturales protegidas del Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por

el Estado (SERNANP) a través de la emisión de una opinión previa, de ser el

caso, favorable.


El Decreto Supremo Nº 003-2011-MINAM, publicado el 16 de febrero de 2011,

que modifica el Artículo 116º del Reglamento de la Ley de Áreas Naturales

Protegidas relativo a la “Opinión Técnica Previa Favorable” por parte del

SERNANP, establece el procedimiento de opinión previa al otorgamiento de

derechos orientados al aprovechamiento de recursos naturales y/o a la

habilitación de infraestructura dentro de las ANP.

La Opinión Técnica Previa Favorable consiste en una evaluación del contenido

del instrumento de gestión ambiental correspondiente a una actividad, obra o

proyecto específico a realizarse al interior de un ANP, o su zona de

amortiguamiento, a fin de pronunciarse sobre su viabilidad ambiental, en

virtud a los aspectos técnicos y legales correspondientes a la gestión del ANP.

Dicha opinión previa es vinculante, por lo tanto, el instrumento de evaluación

ambiental exigido por la legislación vigente solo podrá ser aprobado por la

DGAAE si cuenta con la opinión técnica previa favorable del SERNANP. En

ese caso, el titular, al momento de solicitar la aprobación de su instrumento de

evaluación ambiental deberá presentar el comprobante de haber entregado de

un ejemplar de dicho instrumento ambiental al SERNANP, para su revisión.

El SERNANP deberá emitir la opinión previa en un plazo no mayor a 30 días

contados desde su presentación.

5.2.1.4 Participación Ciudadana

La Ley General del Ambiente contiene disposiciones expresas que garantizan

la participación ciudadana en los procesos de aprobación de proyectos

extractivos, incluidos los de hidrocarburos. Están comprendidos tanto el

acceso a la información ambiental de los proyectos como el derecho a expresar

opinión en el proceso de toma de decisiones sobre la viabilidad del proyecto y

sobre su gestión ambiental. Por su parte, el Reglamento sobre Transparencia,

Acceso a la Información Pública Ambiental y Participación y Consulta

Ciudadana en Asuntos Ambientales, Decreto Supremo N° 002-2009-MINAM,

establece los mecanismos generales de participación ciudadana para, entre

otras, la toma de decisiones públicas sobre materias ambientales, así como en

su ejecución y fiscalización. De acuerdo con los alcances de esta norma, la

participación ciudadana se verificará al menos en los siguientes procesos:

Elaboración y difusión de información ambiental.

Diseño y aplicación de políticas, normas e instrumentos de la gestión

ambiental, así como planes, programas y agendas ambientales.

Evaluación y ejecución de proyectos de inversión pública y privada, así

como de proyectos de manejo de los recursos naturales, en el marco del

Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental.

Seguimiento, control y monitoreo ambiental, incluyendo las denuncias

por infracciones a la legislación ambiental o por amenazas o violación a

los derechos ambientales y la vigilancia ciudadana.

000038


Otros que definan las entidades del Sistema Nacional de Gestión

Ambiental.

El Reglamento establece además que constituyen mecanismos de consultan en

materia ambiental las audiencias públicas, los talleres participativos, las

encuestas de opinión, los grupos técnicos, las comisiones ambientales

regionales y locales, los comités de gestión, entre otros. En los procedimientos

para la elaboración y aprobación de EIA que establezcan el sector competente

en coordinación con el MINAM, se deberá especificar en qué casos es

obligatorio realizar talleres participativos anteriores a las audiencias públicas,

para lo cual se deberá tener en cuenta el tamaño del proyecto y la magnitud de

los impactos ambientales potenciales. Asimismo, la norma contempla

mecanismos de participación en la fiscalización ambiental, a través de

mecanismos como los Comités de Vigilancia Ciudadana, el seguimiento de los

indicadores de cumplimiento de la formativa ambiental, las denuncias de

infracciones a la normativa ambiental, entre otras.

Sin perjuicio de los alcances de este Reglamento, para el caso en específico de

las actividades de hidrocarburos, cabe mencionar que los procesos de

participación ciudadana en dichas actividades seguirán rigiéndose por la

normativa sectorial.

5.2.2 Sistema Nacional de Recursos Hídricos

El Artículo 90 de la Ley General del Ambiente establece que es deber del

Estado promover y controlar el aprovechamiento sostenible de las aguas

continentales a través de la gestión integrada del recurso hídrico, previendo la

afectación de su calidad y de las condiciones naturales de su entorno, como

parte del ecosistema donde se encuentran. Asimismo, se establece que el

Estado debe regular su asignación en función de objetivos sociales,

ambientales y económicos; promoviendo además la inversión y participación

del sector privado en el aprovechamiento sostenible del recurso.

En ese sentido, la Ley de Recursos Hídricos, Ley N° 29338, publicada el 21 de

marzo de 2009, creó el Sistema Nacional de Recursos Hídricos con la finalidad

de articular en un solo sistema el accionar de los diferentes sectores a fin de

lograr el aprovechamiento sostenible, la conservación y el incremento de los

recursos hídricos. Está conformado por un conjunto de instituciones siendo el

ente rector la ANA.

Entre las funciones establecidas de la ANA se encuentran las de otorgar

derechos de uso de agua, mantener actualizado el Registro Administrativo de

Derechos de Uso de Agua y emitir opinión técnica vinculante respecto a la

disponibilidad de los recursos hídricos para la viabilidad de proyectos de

infraestructura hidráulica que involucren la utilización de recursos hídricos.


Uso de Agua

El Artículo 45 de la Ley de Recursos Hídricos, Ley N° 29338, establece que el

uso de las aguas está sujeto al otorgamiento, por parte de la Autoridad

Nacional del Agua, de licencias, permisos y autorizaciones.

La licencia de uso del agua es un derecho de uso mediante el cual la

Autoridad Nacional, con opinión del Consejo de Cuenca respectivo (aun no

implementado), otorga a su titular la facultad de usar este recurso natural, con

un fin y en un lugar determinado. La licencia de uso de agua otorga a su

titular facultades para usar y registrar una dotación anual de agua, expresada

en metros cúbicos, extraída de una fuente. Su plazo es indeterminado mientras

subsista la actividad para la que fue otorgada. No son transferibles.

Los permisos se otorgan sobre recursos hídricos excedentes luego de la

asignación de los derechos y supeditados a la eventual disponibilidad de las

aguas. El permiso de uso de agua para épocas de superávit hídrico es un

derecho de duración indeterminada y de ejercicio eventual, mediante el cual la

Autoridad Nacional del Agua, con opinión del Consejo de Cuenca, otorga a su

titular la facultad de usar una cantidad determinada de agua proveniente de

una fuente natural.

Por su parte, las autorizaciones son otorgadas por un plazo determinado no

mayor a dos años, para la realización de labores transitorias y especiales. A

través de las autorizaciones, la Autoridad Nacional del Agua otorga a su

titular la facultad de usar una cantidad anual de agua para cubrir

exclusivamente las necesidades de aguas relacionadas directamente la con

ejecución de estudios, ejecución de obras y lavado de suelos. La autorización

de uso puede ser prorrogada por una única vez, por un plazo similar, siempre

que subsistan las condiciones que dieron origen a su otorgamiento.

El procedimiento para el otorgamiento de licencias y autorizaciones ha sido

reglamentado por la Resolución Jefatural N° 579-2010-ANA, de fecha 13 de

setiembre del 2010. En ese sentido, el Artículo 7 de esta Resolución establece

que los procedimientos en materia de agua se inician con la presentación de la

solicitud y sus anexos ante la Administración Local del Agua en cuyo ámbito

se hará el uso de agua. Verificado el cumplimiento de los requisitos de la

solicitud y efectuada la inspección ocular, la Administración Local de Agua

emite un informe técnico, el cual es remitido a la Autoridad Administrativa

del Agua para que emita la Resolución de aprobación y se pronuncie sobre el

fondo del asunto.

El Artículo 2 de la misma Resolución señala las autorizaciones previas que se

requieren para la obtención de la licencia de uso de agua superficial y

subterránea. En ese sentido, la licencia de uso de agua superficial exige

previamente la obtención de la Autorización para la Ejecución de Estudios de

Aprovechamiento Hídrico, que permite la realización de estudios de

aprovechamiento hídrico que acrediten la existencia de disponibilidad del

000039


recurso en cantidad, oportunidad y calidad apropiada para un determinado

proyecto en un punto de interés. La licencia de uso de agua requiere contar

también, previamente, con la autorización de ejecución de obras de

aprovechamiento hídrico, la cual se obtiene luego de la aprobación del estudio

ambiental, y garantiza a su titular la posterior obtención de la licencia de uso

de agua tras la verificación, por parte de la autoridad sectorial, de que las

obras se hayan ejecutado conforme a las características y condiciones del

estudio aprobado.

En el caso de aguas subterráneas, la Ley establece que para el caso de

exploraciones subterráneas que impliquen labores de perforación se requiere

de una autorización previa de la Autoridad Nacional, y cuando corresponda,

de los propietarios del área a explorar. Así, la Resolución Jefatural N° 579-

2010-ANA establece que el procedimiento para el otorgamiento de licencia de

uso de aguas subterráneas se inicia con la obtención de la autorización para la

realización de estudios hidrogeológicos, ya sea de localización de pozos,

cuando la autoridad cuenta con la información necesaria y suficiente de las

condiciones y características hidráulicas del acuífero, o estudios mediante

pozos exploratorios que presuponen que la autoridad no cuenta con la

información necesaria y suficiente de las condiciones y características

hidráulicas del acuífero, o que esta es escasa.

Posteriormente, el interesado deberá obtener la aprobación de los estudios y la

autorización para la ejecución de obras de captación de aguas subterráneas. La

solicitud de esta autorización requiere que el titular acredite la titularidad de

la conducción del terreno donde se construirá la obra de captación. Estas

autorizaciones constituyen requisitos previos para la obtención de la licencia

de uso de aguas subterráneas, la que está sujeta a las mismas condiciones de

uso aplicables a las licencias de uso de aguas superficiales.

Conforme a la Ley, se podrán constituir bloques de uso de agua subterránea y

superficial conjuntos, cuando eso signifique un uso más eficiente del recurso.

5.2.3 Ordenamiento Territorial

El concepto de ordenamiento territorial o ambiental alude a la pretensión de

planificar el uso del espacio, asignando prioridades de uso de acuerdo a

aspectos socioeconómicos, culturales y ecológicos. En este sentido, el Artículo

19 de la Ley General del Ambiente, Ley N° 28611, define al ordenamiento

territorial ambiental como un instrumento de gestión que se incorpora a la

política ambiental y que consiste en un proceso técnico-político que busca

determinar criterios/indicadores ambientales para condicionar la asignación

del uso del territorio y la ocupación del mismo. Aunque el Perú no cuenta aún

con una norma general que regule el ordenamiento territorial, existen normas

de diferentes ámbitos que establecen diversas categorías de ordenamiento

territorial, las cuales establecen limitaciones al uso de los suelos en algunos

casos.


Por su parte, el Artículo 21° de la Ley General del Ambiente establece que la

asignación de usos debe responder a criterios físicos, biológicos, ambientales,

sociales, económicos y culturales, entre otros, los cuales se materializan en los

procesos de zonificación ecológica y económica. Estos procesos se basan en la

oferta de recursos de un determinado espacio geográfico, considerando las

demandas de la población dentro del marco del desarrollo sostenible. El

concepto de Zonificación Ecológica y Económica (ZEE) ha sido considerado en

la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos

Naturales (Ley N° 26821), señalándose que debe aprobarse a propuesta de la

Presidencia del Consejo de Ministros y en coordinación intersectorial.

Asimismo, mediante Decreto Supremo 087-2004-PCM se aprobó el

Reglamento de Zonificación Ecológica y Económica, el cual precisa la

naturaleza, finalidad y objetivos de la ZEE, la gestión institucional, así como

las siguientes categorías de uso:

Zonas productivas

Zonas de protección y conservación ecológica

Zonas de tratamiento especial

Zonas de recuperación

Zonas urbanas o industriales

En este sentido, las diversas Comisiones Ambientales Regionales (CAR)

vienen implementando procesos de zonificación económica ecológica en

diversas zonas del país. Cabe señalar que las CAR, como organismos adscritos

al CONAM, han sido absorbidas por el Ministerio del Ambiente, en virtud de

la Tercera Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo N° 1013

y de la Resolución Ministerial N° 054-2008-MINAM, publicada el 4 de

noviembre de 2008, que declaró la desactivación del CONAM al haberse

concluido el proceso de fusión con el Ministerio del Ambiente.

Asimismo, recogiendo esta necesidad y las recomendaciones del Grupo

Técnico Intersectorial de Ordenamiento Ambiental, mediante Decreto

Supremo 045-2001-PCM, el ordenamiento territorial ambiental en todo el país

ha sido declarado de interés nacional. Esta norma ha constituido la Comisión

Nacional para el Ordenamiento Territorial, con tareas específicas respecto de

propuestas para el desarrollo de los lineamientos de política en la materia, así

como del marco normativo institucional para su puesta en práctica.

Asimismo, mediante Resolución Ministerial Nº 026-2010-MINAM, publicada

el 26 de febrero de 2010, se aprobaron los Lineamientos de Política para el

Ordenamiento Territorial con la finalidad de prevenir y resolver los

problemas críticos relacionados con la ocupación y uso del territorio que

obstaculizan el requerido desarrollo territorial sostenible.

000040


5.2.4 Clasificación de Tierras

El Reglamento de Clasificación de Tierras por su Capacidad de Uso Mayor

aprobado por el Decreto Supremo Nº 0062-75-AG fue derogado por el Decreto

Supremo Nº 017- 2009-AG, publicado el 2 de setiembre de 2009.

El nuevo reglamento establece tres categorías de Sistemas de Clasificación de

Tierras según su Capacidad de Uso Mayor: Grupo de Capacidad de Uso

Mayor, Clase de Capacidad de Uso Mayor y Subclase de Capacidad de Uso

Mayor. A su vez, estos se clasifican en subgrupos en donde se detallan las

diferentes cualidades en cuanto a su aptitud natural de las tierras para

diferentes tipos de uso (Ver Tabla 6).

Tabla 7 Categorías del Sistema de Clasificación de Tierras

Categorías del Sistemas de Clasificación de Tierras Símbolo

Grupo de Capacidad de

Uso Mayor

Tierras Aptas para Cultivo en Limpio A

Tierras Aptas para Cultivos Permanentes C

Tierras Aptas para Pastos P

Tierras Aptas para Producción Forestal F

Tierras de Protección X

Clase de Capacidad de

Uso Mayor

Clase de Tierras Aptas para Cultivo en Limpio

Calidad Agrológica Alta

Calidad Agrológica Media

Calidad Agrológica Baja

A1

A2

A3

Clase de Tierras Aptas para Cultivos Permanentes




B1

B2

B3

Clase de Tierras Aptas para Pastos



Calidad Agrológica Baja (P3)

P1

P2

Clase de Tierras Aptas para Producción Forestal




F1

F2

F3

Clase de Tierras de Protección: No presenta Clases

Subclase de Capacidad

de Uso Mayor

Limitaciones fundamentales:

Limitación por Suelo

Limitación de Sales

Limitación por Topografía-Riesgo de erosión

Limitación por Drenaje

Limitación por Riesgo de Inundación o Anegamiento

Limitación por Clima

s

l

e

w

i

c

Limitaciones especiales:

Uso Temporal

Presencia de Terráceo-Andenería

Riego Permanente o Suplementario

t

a

r

Fuente: ERM Perú S.A. 2011.


5.2.5 Protección de Flora y Fauna Silvestre

Según el Artículo 17 de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre, Ley Nº 27308,

publicado el 16 de julio de 2000, los titulares de contratos de operaciones

petroleras, mineras, industriales o de cualquier otra naturaleza, que realicen

sus actividades en el ámbito de bosques o zonas boscosas, requieren de

autorización de la Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre del

MINAG12 para realizar desbosques en dichas áreas. El Artículo 65º del nuevo

Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos,

aprobado por Decreto Supremo Ley N° 015-2006-EM, que establece que el

corte de árboles y/o vegetación para trochas en levantamientos geofísicos

debe limitarse a un desbroce máximo de 2 m de ancho, evitando en lo posible

la tala de especies de valor comercial y las que se encuentren calificadas como

únicas y en peligro de extinción, debe entenderse como complementaria a esta

disposición de la Ley Forestal. A este respecto, el Decreto Supremo Nº 043-

2006-AG, publicado el 13 de julio de 2006, aprobó la categorización de especies

amenazadas de flora silvestre.

Por su parte, el Reglamento de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre, aprobado

por Decreto Supremo Nº 014-2001-AG, publicado el 09 de abril de 2001, ha

cumplido con señalar, en su Artículo 76, los requisitos para obtener la

autorización de desbosque que debe ser solicitada a la Dirección General

Forestal y de Fauna Silvestre del MINAG. En particular, la norma establece

que debe presentarse un informe de impacto ambiental que señale las

características del área y de las especies arbóreas a ser taladas, incluyendo las

características de la fauna silvestre en el área de desbosque, el plan de

actividades de desbosque, el plan de uso de los productos a obtenerse y el

plan de reforestación respectivo.

Adicionalmente, el Artículo 40º del Reglamento de Protección Ambiental para

Actividades de Hidrocarburos prohíbe expresamente las actividades ilegales

de caza y pesca, así como la recolección de especies de flora y fauna silvestre,

el mantenimiento de animales en cautiverio y la introducción al territorio

nacional de especies no nativas. Al respecto, el Decreto Supremo 034-2004-AG

aprueba la categorización de especies amenazadas de fauna silvestre y

prohíbe la caza, captura, tenencia, transporte o exportación de las mismas

5.2.6 Comunidades Nativas y Pueblos Indígenas

Mediante la Resolución Legislativa Nº 26253, publicada el 05 de diciembre de

1993, se aprobó el "Convenio 169” de la OIT sobre pueblos Indígenas y

Tribales en países Independientes (firmado en Ginebra el 27 de junio de 1989).

12 INRENA fusionado con el Ministerio de Agricultura mediante D.S. Nº 030-2008-AG

000041


Dicho Convenio fue ratificado el 17 de enero de 1994, entrando en vigencia

para el Perú el 02 de febrero de 1995.

Por su parte, el Artículo 15° del Convenio 169 de la Organización

Internacional del Trabajo (OIT) relativo a los Pueblos Indígenas y Tribales en

Países Independientes, aprobado por Resolución Legislativa N° 26253

(conocido como Convenio 169 OIT), establece un régimen de protección

especial de los derechos de los pueblos indígenas, respecto de los cuales existe

interés en los recursos naturales existentes en sus tierras. Estos derechos

comprenden el derecho de esos pueblos a participar en la utilización,

administración y conservación de dichos recursos. Asimismo, señala que en

caso de que pertenezca al Estado la propiedad de los minerales o de los

recursos del subsuelo, o este tenga derechos sobre otros recursos existentes en

las tierras, los gobiernos deberán establecer o mantener procedimientos con

miras a consultar a los pueblos interesados, a fin de determinar si los intereses

de esos pueblos serían perjudicados, y en qué medida, antes de emprender o

autorizar cualquier programa de prospección o explotación de los recursos

existentes en sus tierras.

Finalmente, el Artículo 15° del Convenio 169 señala que los pueblos

interesados deberán participar, en la medida de lo posible, en los beneficios

que reporten tales actividades, y percibir una indemnización equitativa por

cualquier daño que puedan sufrir como resultado de esas actividades.

Constitución Política 1993

Conforme a lo establecido en el Artículo 89° de la Constitución Política del

Perú dispone que las Comunidades Campesinas y Nativas tengan existencia

legal y personería jurídica. Asimismo, dispone que se respete su identidad

cultural.

Ley General del Ambiente, Ley Nº 28611

Asimismo, el numeral 3 del Artículo 72° de la Ley General del Ambiente (Ley

N° 28611) y el Artículo 18° de la Ley Orgánica para el Aprovechamiento

Sostenible de los Recursos Naturales (Ley N° 26821, publicada el 26 de junio

de 1997) establecen que las comunidades nativas tienen preferencia en el

aprovechamiento sostenible de los recursos naturales ubicado en sus tierras,

debidamente tituladas, como sería el caso de los hidrocarburos. Sin embargo,

en ambos casos se establece expresamente que ello se aplica únicamente

cuando el Estado no haya efectuado reservas o establecido derechos

exclusivos o excluyentes de terceros, como es el caso de los derechos de

exploración y explotación de hidrocarburos otorgados.

Conforme a la Ley General del Ambiente (Artículo 72°, numeral 1), los

proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, así como otros

proyectos de aprovechamiento de recursos naturales, que se ubiquen en

tierras de pueblos indígenas o comunidades nativas, deben adoptar las

medidas para evitar el detrimento de la integridad cultural, social, económica


y de los valores tradicionales de las mismas. En este sentido, los

procedimientos de consulta que se lleven a cabo deben buscar,

preferentemente, establecer acuerdos con los representantes de los pueblos

indígenas y comunidades nativas, a fin de establecer beneficios y medidas

compensatorias por el uso de los recursos, conocimientos o tierras que les

corresponda.

5.2.6.1 Ley para la Protección de Pueblos Indígenas u Originarios en Situación de

Aislamiento y en Situación de Contacto Inicial, Ley Nº 28736

Esta ley tiene por objeto establecer el régimen especial transectorial de

protección de los derechos de los Pueblos Indígenas de la Amazonía Peruana

que se encuentren en situación de aislamiento o en situación de contacto

inicial, garantizando en particular sus derechos a la vida y a la salud

salvaguardando su existencia e integridad.

5.2.6.2 Reglamento de la Ley para la Protección de Pueblos Indígenas u Originarios

en Situación de Aislamiento y en Situación de Contacto Inicial, D.S. Nº

008-2007-MIMDES

En este reglamento se establecieron las funciones del MIMDES13, entre ellas la

de emitir opinión técnica relacionada al componente social, dentro de los

plazos de aprobación de los estudios ambientales, de acuerdo a las normas de

cada Sector; vinculada a las actividades de exploración y explotación no

tradicional de recursos naturales en las reservas indígenas (Artículo 7º).

Se define las Reservas Indígenas en el 27º del Reglamento:

“Reservas indígenas.- Las reservas indígenas son espacios geográficos

delimitados por el Decreto Supremo de categorización, donde habitan pueblos

en situación de aislamiento y/o en situación de contacto inicial. La DGPOA14

es el organismo del Estado encargado de velar por su protección con recursos

económicos que provengan del tesoro público y otras fuentes”

Asimismo, en este reglamento se establecen las excepciones a la intangibilidad

de las reservas indígenas y el aprovechamiento de recursos naturales al

interior de éstas por necesidad pública establecida por el Estado.

13 En la actualidad estas funciones han sido absorbidas por el Ministerio de Cultura.

14 De conformidad con la Primeras Disposiciones Complementarias y Disposiciones Finales de la Ley Nº

29253, publicado el 09 julio 2008, precisase que toda referencia normativa efectuada a la Dirección

General de Pueblos Originarios y Afroperuano del Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social (DGPOA-

MIMDES), deberá entenderse al Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y

Afroperuano (INDEPA)

000042


5.2.6.3 Ley de Comunidades Nativas y de Desarrollo Agrario de la Selva y Ceja de

Selva. Decreto Ley Nº 22175, publicado el 10 de mayo de 1978 y su

Reglamento, D.S. Nº 003-79-AA

Las comunidades nativas tienen existencia legal y son personas jurídicas

constituidas por quienes cumplan con los requisitos establecidos por el

Artículo 9°, los cuales tienen la calidad de miembros de la comunidad.

5.2.7 Patrimonio Arqueológico

El Artículo 21° de la Constitución Política del Perú establece que los

yacimientos y restos arqueológicos, construcciones, monumentos, lugares,

documentos bibliográficos y de archivo, objetos artísticos y testimonios de

valor histórico, expresamente declarados bienes culturales, y

provisionalmente los que se presumen como tales, son patrimonio cultural de

la nación, independientemente de su condición de propiedad privada o

pública.

A nivel internacional, se ha puesto especial énfasis en la necesidad de

protección de los bienes que conforman el patrimonio cultural de una nación.

Así, el Perú ha suscrito acuerdos tales como el Convenio para la Protección del

Patrimonio Mundial Cultural y Natural (París, 1972) a nivel de la UNESCO, y

la Convención sobre la Defensa del Patrimonio Cultural Arqueológico,

Histórico y Artístico de las Naciones Americanas (San Salvador, 1976), a nivel

de la OEA. Cabe señalar que la UNESCO, en la 15a reunión de las partes del

convenio antes referido, emitió el documento titulado "Recomendaciones sobre la

conservación de bienes culturales que la ejecución de obras públicas o privadas pueda

poner en peligro". Dentro de este marco, la expresión “bienes culturales” abarca

no solo a los lugares y monumentos reconocidos y registrados como tales, sino

también a los vestigios del pasado no reconocidos ni registrados, así como a

lugares y monumentos recientes de importancia artística e histórica.

5.2.7.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles

La Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación (Ley N° 28296, publicada

el 22 de julio de 2004) señala en su Artículo 5 la responsabilidad común para

velar por su cumplimiento por parte del Estado, los titulares de derechos

sobre bienes integrantes del patrimonio cultural de la Nación y la ciudadanía

en general. El Artículo 1° establece que la protección de los bienes inmuebles

integrantes del patrimonio cultural de la Nación comprende el suelo y el

subsuelo en que se asientan, así como también los aires y el ámbito

circundante, en la medida en que técnicamente sea necesario para cada caso.

Dicha protección deberá ser inscrita de oficio en el registro de la propiedad

inmueble, consignándose allí las restricciones y limitaciones de uso

correspondientes en cada caso. Respecto de la titularidad de la propiedad de

estos bienes, la Ley señala que los bienes arqueológicos descubiertos o

conocidos a la fecha de promulgación de la Ley no son de propiedad privada,

manteniendo la condición de bienes públicos y teniendo el carácter de

imprescriptibles e intangibles.


5.2.7.2 Informe Final del Proyecto de Evaluación Arqueológica

De acuerdo al Reglamento de Investigaciones Arqueológicas, aprobado por la

Resolución Suprema N° 004-2000-ED, publicada el 25 de enero de 2000, el

Informe Final del Proyecto de Evaluación Arqueológica es el documento

elaborado por un profesional en arqueología referido a los trabajos efectuados

en el marco del desarrollo de proyectos productivos, extractivos y/o de

servicios, tanto del sector privado como estatal, con fines de proteger el

Patrimonio Arqueológico – Histórico Nacional, mueble e inmueble.

En ese sentido, de acuerdo con el Decreto Supremo Nº 004-2009-ED,

modificado por el Decreto Supremo Nº 009-2009-ED, publicado el 20 de mayo

de 2004, después de ejecutado el Proyecto de Evaluación Arqueológica y

aprobado el informe final por la sede central del Ministerio de Cultura

mediante resolución viceministerial, el titular de la actividad queda

autorizado a iniciar la tramitación del Certificado de Inexistencia de Restos

Arqueológicos (CIRA). Desde la aprobación de Decreto Supremo Nº 009-2009-

ED, ya no se requiere autorización previa para la elaboración del proyecto de

evaluación arqueológica y este es ejecutado directamente por el titular.

5.2.7.3 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA)

El Reglamento de Investigaciones Arqueológicas establece que todos los

proyectos que puedan afectar el patrimonio cultural de la nación deberán

tener una autorización otorgada por el Ministerio de Cultura.

El CIRA es el documento otorgado por el Ministerio de Cultura que delimita

el área del proyecto que superficialmente no contiene restos arqueológicos, a

fin de que sobre ella el titular realice actividades que impliquen movimiento

de tierras. En ese sentido, el titular de la actividad deberá contar con el CIRA

antes de realizar cualquier movimiento de tierras superficiales.

La Resolución Ministerial N° 012-2010-MC, publicada el 21 de octubre de

2010, que aprueba la Directiva que establece Procedimientos Especiales para la

Implementación del Decreto Supremo Nº 009-2009-ED, dispone que la

solicitud de expedición del CIRA para áreas menores a cinco hectáreas (ha)

y/o 5 kilómetros (km) está sujeta a lo siguiente:

Presentar ante la Dirección Regional del Ministerio de Cultura, del lugar

donde se encuentre el área materia del pedido. La solicitud deberá ser

resuelta por el Director Regional correspondiente.

La supervisión será realizada por un Licenciado en Arqueología de la

respectiva sede regional.

De considerarse pertinente, se podrá exigir la presentación de un Plan

de Monitoreo Arqueológico previamente a la ejecución de las obras y/o

remoción de suelos.

000043


El incumplimiento de lo dispuesto en el Plan de Monitoreo aprobado

por el Ministerio de Cultura acarreará la interposición de las denuncias

penales y administrativas correspondientes, en caso de verificarse

afectaciones al patrimonio cultural.

Para áreas mayores a 5 ha y/o 5 km, la obtención del CIRA está sujeta al

siguiente detalle: Presentar una solicitud dirigida la Dirección de Arqueología

de la Sede Central del Ministerio de Cultura, adjuntando: dos juegos de planos

de ubicación y perímetros firmados por el ingeniero a cargo de las obras y el

arqueólogo a cargo del proyecto; tres reducciones de los planos indicados en

formato A3; dos copias de la memoria descriptiva visadas por los

profesionales antes mencionados y el comprobante de pago correspondiente

según lo dispuesto en el TUPA del INC.

Conforme a la Primera Disposición Complementaria Transitoria del Decreto

Supremo que aprueba fusiones de entidades y órganos en el Ministerio de

Cultura, hasta que se apruebe el TUPA del Ministerio de Cultura, mantienen

su vigencia los procedimientos aprobados en el TUPA y los servicios del INC,

y de otras entidades fusionadas a dicho ministerio.

Solo se expedirá el CIRA luego de haberse ejecutado el Proyecto de

Evaluación Arqueológica de reconocimiento, y se haya determinado la

inexistencia de restos arqueológicos. En ese sentido, una vez aprobado el

informe final mediante la Resolución Viceministerial correspondiente, el

administrado podrá solicitar la expedición del CIRA, debiendo presentar el

respectivo Plan de Monitoreo Arqueológico.

5.2.7.4 Plan de Monitoreo Arqueológico

El Plan de Monitoreo Arqueológico es el documento elaborado por un

arqueólogo licenciado, inscrito en el Registro Nacional de Arqueólogos, que

contiene la planificación de las medidas de protección de las evidencias

culturales que pudieran hallarse de manera fortuita durante la totalidad de la

ejecución de la obra correspondiente al proyecto.

De acuerdo a la Resolución Ministerial N° 012-2010-MC, el titular deberá

presentar previamente a la ejecución de la obra, el Plan de Monitoreo

Arqueológico ante el Ministerio de Cultura para su aprobación. Los permisos

para los planes de monitoreo arqueológico se conceden por el plazo de un

año, renovable.

Cuando el Plan de Monitoreo Arqueológico corresponda a un área menor a

cinco hectáreas o cinco kilómetros, será aprobado por el Director Regional de

Cultura del Ministerio de Cultura. Cuando el Plan de Monitoreo

Arqueológico corresponda al Departamento de Lima o a áreas superiores a 5

ha o 5 km, será competente para su aprobación la Dirección de Arqueología de

la Sede Central del Ministerio de Cultura. En ambos casos se requiere de la

opinión favorable de un Licenciado en Arqueología del Ministerio de Cultura.


5.2.8 Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles

Durante la realización de sus actividades, las empresas mineras, de

hidrocarburos y eléctricas cuentan con estándares ambientales que deben

cumplir para garantizar una adecuada protección del ambiente y la salud de

las personas.

Los Límites Máximos Permisibles (LMP) y los Estándares Nacionales de

Calidad Ambiental (ECA), según la Ley General del Ambiente N° 28611,

tienen las siguientes definiciones:

Un LMP es la medida de la concentración o grado de elementos,

sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos que caracterizan a

un efluente o una emisión y que, al ser excedida, causa o puede causar

daños a la salud, al bienestar humano y al ambiente. Su cumplimiento es

exigible legalmente por el Ministerio del Ambiente y los organismos que

conforman el Sistema Nacional de Gestión Ambiental.

Un ECA es la medida que establece el nivel de concentración o del grado

de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos,

presentes en el aire, agua o suelo, en su condición de cuerpo receptor, que

no representa riesgo significativo para la salud de las personas ni al

ambiente. Según el parámetro en particular a que se refiera, la

concentración o grado podrá ser expresada en máximos, mínimos o

rangos.

De acuerdo al Artículo 7° del Decreto Legislativo N° 1013, es el Ministerio del

Ambiente el encargado de elaborar los LMP y ECA, con la opinión del sector

correspondiente.

Cabe mencionar que los EIA, y con ello la ejecución de proyectos, no serán

autorizados si los ECA son sobrepasados, y además, durante la ejecución de

actividades las empresas deben ceñirse a lo establecido en el EIA u otros

estudios previos para cada proyecto, de manera que no excedan los LMP

permitidos para los efluentes y emisiones.

5.2.8.1 Calidad de Agua/ Efluentes Líquidos

El Artículo 79 de la Ley de Recursos Hídricos, Ley N° 29338, publicada el 31

de marzo de 2009, reconoce la competencia de la Autoridad Nacional del

Agua para autorizar el vertimiento de aguas residuales previamente tratadas

a un cuerpo natural de aguas continentales o marinas, disponiendo además

que no podrá realizarse vertimiento alguno, directo o indirecto, de agua

residual sin dicha autorización.

Para otorgar la autorización, la Autoridad Nacional del Agua deberá contar

con opinión técnica previa y favorable de la autoridad ambiental y de salud

(DIGESA) sobre el cumplimiento de los estándares ambientales de agua y

límites máximos permisibles. Conforme al Artículo 138 del Reglamento de la

000044


Ley de Recursos Hídricos, aprobado por el Decreto Supremo N° 001-2010-AG,

publicado el 24 de marzo de 2010. La opinión técnica corresponde a la

autoridad ambiental sectorial y se expresa mediante la certificación ambiental

correspondiente que comprenda al sistema de tratamiento de aguas residuales

y el efecto del vertimiento en el cuerpo receptor.

De acuerdo con el Artículo 8.1 del Decreto Supremo N° 023-2009-MINAM,

publicado el 19 de diciembre de 2009 mediante el que se aprueban

disposiciones para la implementación de los Estándares Nacionales de

Calidad Ambiental (ECA) para Agua, a partir del 1 de abril de 2010, los ECA

establecidos en el Decreto Supremo N° 002-2008-MINAM, publicado el 31 de

julio de 2008, se aprobaron los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental

para Agua, los cuales son referente obligatorio para el otorgamiento de las

Autorizaciones de Vertimiento.

Las Disposiciones Referidas al Otorgamiento de Autorizaciones de

Vertimientos y de Reúsos de Aguas Residuales Tratadas (Resolución Jefatural

N° 0291-2009-ANA, publicada el 02 de junio de 2009) establecen los

procedimientos administrativos para la implementación del otorgamiento de

autorización de vertimientos y reutilización de aguas residuales industriales

tratadas, a cargo de la Autoridad Nacional del Agua. En el caso de

vertimientos en aguas marítimas, la autorización será también competencia de

la DICAPI.

Por otro lado, el Artículo 82 de la Ley de Recursos Hídricos reconoce la

posibilidad de reutilizar aguas residuales, disponiendo que será la Autoridad

Nacional, a través del Consejo de Cuenca, quien autorice la reutilización del

agua tratada, según el fin para el que se destine, en coordinación con la

autoridad sectorial competente y, cuando corresponda, con la Autoridad

Ambiental Nacional. La autorización para la reutilización del agua solo será

otorgada si se cumplen con los estándares de calidad luego de haber sido

sometida a tratamiento previo, que el estudio ambiental que cuenta con la

certificación ambiental prevea específicamente la reutilización de la aguas, y

que no se ponga en peligro la salud humana y el normal desarrollo del medio

ambiente. En tanto no existan estándares para el reúso de aguas residuales, se

aplicarán las Directrices Sanitarias de la Organización Mundial de Salud

(OMS) u otras normas que el MINSA establezca. La autorización de reúso no

será necesaria si el titular del derecho de agua reutiliza el agua residual que

genera para los mismos fines para los cuales fue otorgado el derecho de uso.

En virtud de los Artículos 176 y 178 del Reglamento de la Ley de Recursos

Hídricos, se impone la obligación a los usuarios de recursos hídricos de pagar

una retribución económica como contraprestación, tanto por el uso del recurso

hídrico como por los vertimientos efectuados. La Resolución Jefatural Nº 52-

2011-ANA, publicada el 10 de febrero de 2011, establece que los pagos

deberán efectuarse en forma anual.


5.2.8.2 Calidad de Aire

El Decreto Supremo N° 074-2001-PCM, publicado el 24 de junio de 2001,

mantiene vigentes los valores de ECA para el aire, los cuales son definidos

como la máxima concentración de contaminantes permitidos en el aire, en su

función de cuerpo receptor. Respecto a los valores considerados en estos ECA,

cabe notar que en un primer momento se establecieron valores para los

siguientes contaminantes: dióxido de azufre (SO2), material particulado con

diámetro menor o igual a 10 micrómetros (PM10), monóxido de carbono (CO),

dióxido de nitrógeno (N02), ozono (03), plomo (Pb) y sulfuro de hidrógeno

(H2S). Posteriormente, se consideró el valor anual de concentración del plomo,

los valores anuales de los Compuestos Orgánicos Volátiles (COV) y los valores

diarios de los hidrocarburos totales (HT) y del material particulado con

diámetro menor a 2.5 micras (PM2.5), los mismos que tendrán vigencia a partir

de 2010 ó 2014, salvo el caso del hidrógeno sulfurado, cuya vigencia se inició

el 1 de enero del 2009 (Estándares de Calidad Ambiental para el Aire, D.S. 003-

2008-MINAM).

Es preciso señalar que en vista de que los ECA para aire están dirigidos a

proteger la salud de los pobladores, son denominados estándares primarios y

es por esta razón (evitar riesgos a la salud humana) que es fundamental no

exceder dichos valores. En razón a ello, el principal objetivo de los ECA es

servir de lineamientos para el diseño de políticas ambientales que serán

aplicadas por las autoridades ambientales sectoriales correspondientes, como

es el caso del MEM. En este sentido, el Artículo 8° del Decreto Supremo N°

074-2001-PCM ha establecido que ninguna autoridad judicial o administrativa

puede utilizar los valores señalados como estándares nacionales de calidad

ambiental del aire para sancionar a las personas jurídicas o naturales.

El Decreto Supremo N° 003-2008-MINAM, Estándares de Calidad Ambiental

para Aire, modificó el valor para el contaminante dióxido de azufre (SO2) que

comenzó a ser aplicado el 01 de enero de 2009.

5.2.8.3 Control de Ruidos

En su Artículo 2.22, la Constitución de 1993 establece que toda persona tiene el

derecho a la paz, a la tranquilidad, al disfrute del tiempo y al descanso, así

como a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida.

En ese sentido, mediante Decreto Supremo N° 085-2003-PCM publicado el 30

de octubre de 2003, se aprobó el Reglamento de Estándares Nacionales de

Calidad Ambiental para Ruido. Esta norma legal tiene por objetivo proteger la

salud, mejorar la calidad de vida de la población y promover el desarrollo

sostenible. Asimismo, señala que “…las autoridades ambientales, dentro del

ámbito de su competencia propondrán los límites máximos permisibles o adecuarán los

existentes a los estándares nacionales de calidad ambiental para ruido en concordancia

con el Artículo 6.e del Decreto Supremo N° 044-98-PCM (esta última norma ha sido

derogada por el Decreto Supremo N° 033-2007-PCM, del 5 de abril de 2007), en un

plazo no mayor de dos años de la publicación de esta norma”.

000045


De acuerdo al D.S. N° 085-2003-PCM, la vigilancia y monitoreo de la

contaminación sonora en el ámbito local están a cargo de las municipalidades

provinciales y distritales, de acuerdo a sus competencias, sobre la base de los

lineamientos que establezca el Ministerio de Salud. Fuera del ámbito local, la

regulación de ruidos es establecida por cada sector industrial respecto de las

actividades bajo su ámbito.

5.2.9 Manejo de Residuos Sólidos

Son residuos sólidos aquellas sustancias, productos o subproductos en estado

sólido o semisólido de los que su generador o poseedor dispone o está

obligado a disponer, de acuerdo a lo establecido en la normatividad nacional o

en virtud a los riesgos que causan a la salud y el ambiente.

La Ley General de Residuos Sólidos - Ley Nº 27314, modificada por Decreto

Legislativo N° 1065 de fecha 28 de junio de 2008, y su Reglamento, aprobado

por Decreto Supremo N° 057-2004-PCM, publicado el 24 de julio de 2004,

norman la gestión y manejo de los residuos sólidos, sanitarios y ambientales

adecuados, conforme a los principios del derecho ambiental. Estas normas

establecen que los residuos sólidos se clasifican en residuos de origen

doméstico, comercial o con características similares a estos que son de

responsabilidad de los gobiernos locales, y los demás residuos de ámbito no

municipal, como industriales, de construcción, entre otros que son de

responsabilidad del generador durante todo el ciclo de vida de los residuos, es

decir, desde su generación, recojo, transporte, tratamiento, segregación o

separación para manejo especial, y disposición final.

Los residuos sólidos del ámbito no municipal se clasifican en peligrosos y no

peligrosos; estos últimos tienen un tratamiento especial que se detalla más

adelante. Del mismo modo, los envases que han sido utilizados para el

almacenamiento o comercialización de sustancias o productos peligrosos y los

productos usados o vencidos que puedan causar daños a la salud o al

ambiente son considerados residuos peligrosos y deben ser manejados como

tales, salvo que sean sometidos a un tratamiento que elimine sus

características de peligrosidad.

La Ley Nº 27314 excluye los residuos radiactivos, que por sus características

de alto riesgo requieren un control especial, siendo en consecuencia

manejados a través del Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN).

En cuanto a la autoridad competente en esta materia, el Decreto Legislativo N°

1065 precisa15 que el manejo de los residuos sólidos de origen industrial es

normado, evaluado, fiscalizado y sancionado por los ministerios u organismos

reguladores o de fiscalización correspondientes, sin perjuicio de las funciones

técnico normativas y de vigilancia que ejerce DIGESA del Ministerio de Salud

15 Artículo 6 sobre la competencia de las autoridades sectoriales del D.L. 1065.


y las funciones del OEFA de Ministerio del Ambiente. Por otro lado, el

Artículo 33 del Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos establece

que DICAPI ejerce el control y la vigilancia del manejo de los residuos en el

ámbito de su jurisdicción, a fin de prevenir, reducir y eliminar la

contaminación en los recursos hídricos, generados por las operaciones o

instalaciones navieras y portuarias en todo el territorio del país, en

coordinación con la autoridad respectiva del Sistema Portuario Nacional.

Asimismo, DICAPI autoriza las actividades de desguace de buques y similares

en todo el territorio nacional; en coordinación con la autoridad de salud.

En cuanto a la infraestructura necesaria para el tratamiento y disposición final

de los residuos sólidos generados en el desarrollo de la actividad industrial, se

localice fuera de las instalaciones industriales o productivas, áreas de la

concesión o lote del titular del proyecto, la aprobación del estudio ambiental

deberá contar con la opinión favorable previa de DIGESA, sin perjuicio de las

competencias municipales en materia de zonificación.

No obstante, cuando el residuo sólido es transportado fuera de las

instalaciones del generador, el Ministerio de Transportes y Comunicaciones,

de acuerdo a la Ley que regula el Transporte Terrestre de Materiales y

Residuos Peligrosos asume competencia para autorizar y fiscalizar el traslado

de residuos peligrosos.

En cuanto a las responsabilidades de los generadores de residuos sólidos del

ámbito no municipal, se establece que estos son responsables16 de:

Manejar los residuos generados de acuerdo a criterios técnicos

apropiados a la naturaleza de cada tipo de residuo, diferenciando los

peligrosos de los no peligrosos.

Contar con áreas o instalaciones apropiadas para el acopio y

almacenamiento de los residuos, en condiciones tales que eviten la

contaminación del lugar o la exposición de su personal o terceros, a

riesgos relacionados con su salud y seguridad.

El reaprovechamiento de los residuos cuando sea factible o necesario de

acuerdo a la legislación vigente.

El tratamiento y la adecuada disposición final de los residuos que

genere.

Conducir un registro sobre la generación y manejo de los residuos

sólidos en las instalaciones bajo su responsabilidad.

El cumplimiento de las demás obligaciones sobre residuos, establecidas

en las normas reglamentarias y complementarias de la presente Ley.

16 Artículo 16 de la Ley 27314 modificado por D. Leg. N° 1065.

000046


La contratación de terceros para el manejo de los residuos sólidos no exime a

su generador de la responsabilidad de verificar la vigencia y alcance de la

autorización otorgada a la empresa contratada y de contar con documentación

que acredite que las instalaciones de tratamiento o disposición final de los

mismos, cuentan con las autorizaciones legales correspondientes.

5.2.10 Materiales y Residuos Peligrosos

Son materiales y residuos sólidos peligrosos aquellos que por sus

características o el manejo al que son o van a ser sometidos, pueden generar o

desprender polvos, humos, gases, líquidos, vapores, o fibras infecciosas,

irritantes, inflamables, explosivos, corrosivos, asfixiantes, tóxicos o de otra

naturaleza peligrosa, que representan un riesgo significativo para la salud, el

medio ambiente o la propiedad. Sin perjuicio de lo establecido en las normas

específicas, en general se considerarán peligrosos a los que presenten por lo

menos una de las siguientes características: autocombustibilidad,

explosividad, corrosividad, reactividad, toxicidad, radiactividad o

patogenicidad.

Su regulación está dada por la Ley Nº 28256, Ley que Regula el Transporte

Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos, publicada el 19 de junio de

2004y su Reglamento (Decreto Supremo N° 021-2008-MTC, publicado del 10

de junio de 2008). El Artículo 15° del Reglamento establece la clasificación de

acuerdo a las 9 clases establecidas en el Libro Naranja17 de las Naciones

Unidas, clasificándolos en: explosivos, gases, líquidos inflamables, sólidos

inflamables, sustancias comburentes y peróxidos orgánicos, sustancias tóxicas

y sustancias infecciosas, materiales radioactivos, sustancias corrosivas, y

sustancias y objetos peligrosos varios.

Tal y como se ha mencionado en el punto anterior, cuando el residuo sólido

peligroso va a ser trasladado fuera de las instalaciones del generador donde se

ha producido, el generador deberá contratar a una Empresa Prestadora de

Servicios de Residuos Sólidos (EPS-RS) debidamente registrada ante la

DIGESA.

Respecto a las responsabilidades18, quien causa un daño durante el manejo de

residuos sólidos peligrosos está obligado a repararlo, de conformidad con el

Artículo 1970° del Código Civil. Los generadores de residuos sólidos

peligrosos podrán contratar una empresa prestadora de servicios de residuos

sólidos debidamente registrada ante el Ministerio de Salud, la misma que, a

partir del recojo, asumirá la responsabilidad por las consecuencias derivadas

del manejo de dichos residuos.

17 "Recomendaciones relativas al transporte de mercancías peligrosas", elaboradas por el Comité de

Expertos en Transporte de Mercancías Peligrosas, del Consejo Económico y Social de las Naciones

Unidas, 2002. 18 Artículo 23 de la Ley 27314.


El generador será considerado responsable cuando se demuestre que su

negligencia o dolo contribuyó a la generación del daño. Esta responsabilidad

se extiende durante la operación de todo el sistema de manejo de los residuos

sólidos peligrosos hasta por un plazo de veinte años, contados a partir de la

disposición final.

5.2.11 Planes de Contingencias

La Ley N° 2855, Ley que establece la obligación de elaborar y presentar planes

de contingencia, publicada el 19 de junio de 2005, establece que todas las

personas naturales o jurídicas de derecho privado o público que conducen y/o

administran empresas, instalaciones, edificaciones y recintos tienen la

obligación de elaborar y presentar, para su aprobación ante la autoridad

competente, planes de contingencias para cada una de las operaciones que

desarrolle.

Asimismo, en esta ley se establece que el plan de contingencias deberá ser

actualizado con una periodicidad no menor a cinco años, contados desde la

fecha de aprobación y presentado a la autoridad competente para su

aprobación.

El Decreto Supremo Nº 043-2007-EM, Reglamento de Seguridad para las

Actividades de Hidrocarburos, publicado el 22 de agosto de 2007, modificó

diversas normas entre ellas el Decreto Supremo Nº 015-2006-EM,

específicamente el artículo 60º, el cual señala que los Planes de Contingencia

serán aprobados por OSINERGMIN, previa opinión favorable de la entidad

competente del Sistema Nacional de Defensa Civil, debiendo ser presentados

cada cinco años y cada vez que sean modificados.

5.3 MARCO LEGAL AMBIENTAL ESPECÍFICO

El Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley N°

26221), aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-EM del 14 de octubre de

2005 y modificado por la Ley de Actualización en Hidrocarburos (Ley N°

27377) y sus normas reglamentarias, establecen el marco legal que rige para

las actividades de exploración, explotación, refinación y procesamiento,

transporte, comercialización y distribución de los hidrocarburos.

En el Artículo 72º establece que para la construcción, operación y

mantenimiento de ductos para el transporte de hidrocarburos y productos

derivados, se requiere de un contrato de concesión. Para estos efectos, el

Reglamento para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos (aprobado por

D.S. Nº 081-2007-EM, publicado el 22 de noviembre de 2007) establece que no

se requiere de una concesión en caso de ductos principales, sistemas de

recolección y de reinyección, y ductos para el transporte de hidrocarburos

líquidos para uso propio. No obstante, sí se debe contar con una autorización

de la DGH, salvo las del sistema de recolección e inyección, cuya autorización

se establece en el contrato de licencia o contrato de servicio.

000047


Siguiendo el mandato de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, el Ministerio de

Energía y Minas publicó el Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 046-93-EM,

posteriormente derogado y reemplazado por el Decreto Supremo 015-2006-

EM.

Este nuevo reglamento, según lo señala su Artículo 1°, tiene por objeto

establecer las normas y disposiciones a nivel nacional para el desarrollo de las

actividades de exploración, explotación, transformación, transporte,

comercialización, almacenamiento y conexas en el aprovechamiento de los

recursos hidrocarburíferos de forma que estas no originen un impacto

ambiental y/o social negativo para las poblaciones y ecosistemas, y no

sobrepasen los límites que se establezcan de conformidad con las normas

pertinentes. El Reglamento estipula, asimismo, una serie de obligaciones a las

que se encuentran sujetos los titulares de la actividad, bajo el concepto de

desarrollo sostenible.

En el caso específico de la construcción y operación de ductos para transportar

hidrocarburos, el Artículo 83° del Reglamento señala una serie de obligaciones

y precisiones técnicas al respecto. En este sentido, se requiere del desarrollo de

estudios geotécnicos detallados, de estabilidad de taludes, control de erosión,

disposición de cortes y desmontes antes del inicio de las actividades de

construcción del derecho de vía. El mencionado artículo establece que el área

de afectación del derecho de vía no debe ser de un ancho superior a 25 metros

y se prohíbe la construcción de ductos con cruces aéreos, salvo casos

excepcionales debidamente justificados y aprobados por la DGAAE, con la

opinión previa del OSINERGMIN. Los ductos deben contar con válvulas de

bloqueo y las soldaduras de unión de las tuberías deben ser inspeccionadas

con métodos no destructivos y los ductos deben ser sometidos a pruebas de

hermeticidad a una presión de por lo menos 150% de la máxima presión

esperada en operaciones normales. También indica que los ductos deben

contar con un sistema de medición de flujo que permita comparar de manera

continua los volúmenes entre el punto de bombeo y el punto de recepción.

Finalmente, conforme con lo establecido en la sexta disposición

complementaria del Decreto Supremo N° 015-2006-EM, los aspectos no

contemplados en el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades

de Hidrocarburos, las normas que lo complementen o las guías ambientales

aprobadas por la DGAAE, serán tratados de conformidad con normas y guías

internacionales y prácticas de la industria de hidrocarburos.

5.3.1 Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en Hidrocarburos

El Artículo 9° del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades

de Hidrocarburos establece que antes del inicio de cualquier actividad de

hidrocarburos, o de la ampliación de estas, el responsable del proyecto tiene la

obligación de presentar un estudio ambiental realizado por una empresa

registrada y calificada por la DGAAE.


El objetivo principal de estos estudios ambientales consiste en reducir al

mínimo la degradación ambiental innecesaria. Un estudio ambiental busca

resaltar cualquier impacto ambiental adverso en la etapa de planificación del

proyecto, a fin de que estos impactos puedan remediarse o evitarse.

Según lo establecido en el Anexo Nº 6 del reglamento en mención, se deberán

presentar ante la DGAAE los instrumentos de gestión ambiental que

correspondan, de acuerdo a las características específicas del proyecto de

hidrocarburos y el tipo de actividades a desarrollar. De acuerdo con los

alcances de la norma y al Reglamento del Sistema Nacional de Evaluación de

Impacto Ambiental (Ley Nº 27446), los instrumentos de gestión ambiental

considerados para efectos del desarrollo de los proyectos de hidrocarburos

son los señalados a continuación:

Declaración de Impacto Ambiental (DIA), para aquellas actividades de

hidrocarburos, cuya ejecución puede originar impactos ambientales

negativos poco significativos.

Estudio de Impacto Ambiental (EIA), para aquellas actividades de

hidrocarburos cuya ejecución puede generar impactos ambientales

significativos de carácter negativo, en términos cuantitativos o

cualitativos.

Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIAsd), para los

proyectos de ampliación, para aquellos supuestos indicados en el Anexo

N° 6, cuya ejecución puede incluir o no el empleo de nuevas áreas.

El instrumento de gestión ambiental que se aplicará para el proyecto materia

de este documento es el Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

5.3.1.1 Contenido del EIA

De acuerdo al Artículo 27º del Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos, el EIA para actividades de hidrocarburos debe

contener lo siguiente:

Un resumen ejecutivo.

La delimitación del área de influencia directa e indirecta del proyecto.

La descripción del proyecto, en donde se deberá precisar la localización,

etapas, dimensiones, costos estimados, cronograma de ejecución,

procesos, identificación y estimación básica de insumos, productos,

residuos, emisiones, vertimientos y riesgos inherentes a la tecnología a

utilizar, sus fuentes y sistemas de control.

Un estudio de línea base que describa los recursos naturales del lugar,

aspectos geográficos y también aspectos sociales, económicos y

culturales de las poblaciones ubicadas en el área de influencia del

proyecto. Este estudio sirve para determinar la situación ambiental y el

nivel de contaminación del área en la que se realizará el proyecto. Según

el Artículo 13° del Reglamento para la Protección Ambiental en las

000048


Actividades de Hidrocarburos, el titular de la operación de

hidrocarburos puede utilizar o hacer referencia al estudio de línea base

contenido en su EIA previamente aprobado en caso el mismo no tenga

más de 5 años de antigüedad desde la fecha de aprobación.

La identificación y evaluación de los impactos ambientales que pueda

ocasionar el proyecto, incluidas la descripción y evaluación técnica de

los efectos previsibles, directos e indirectos, al medio ambiente físico y

social, a corto y largo plazo, respecto de cada una de las actividades de

hidrocarburos.

Un Plan de Manejo Ambiental para el proyecto (ver Sección 5.3.1.3 para

mayor detalle), el cual deberá contener: (i) una descripción y evaluación

técnica de los efectos previsibles directos e indirectos, acumulativos y

sinérgicos en el ambiente, a corto y largo plazo, para cada una de las

actividades que se planea desarrollar, (ii) el programa de monitoreo del

proyecto, (iii) el plan de contingencia, (iv) plan de relaciones

comunitarias, (v) los costos proyectados del Plan de Manejo en relación

al costo total del proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución,

(vi) estudios de valorización económica de los impactos ambientales a

ocasionarse, (vii) medidas de prevención, mitigación, corrección y

compensación de los impactos ambientales negativos que puedan

generarse durante las fases de construcción, operación, mantenimiento,

desmantelamiento, abandono y/o terminación del proyecto o actividad,

y (viii) el Plan de Abandono.

El EIA también debe contener un Estudio de Impacto Social (EIS). El EIS

no es un documento distinto al EIA sino que forma parte de tres

capítulos del EIA: los relativos a la línea base social, impactos previsibles

y control y mitigación de los impactos del proyecto. Por tanto, el EIS

tiene tres componentes:

- Línea base socioeconómica.

- Previsión y evaluación de impactos.

- Medidas de mitigación y monitoreo. Estas medidas de manejo

social se sintetizan en un Plan de Relaciones Comunitarias, que

busca regular las relaciones entre poblaciones y empresas y ayudar

a gestionar los problemas sociales que enfrenta el sector con las

comunidades asentadas en sus áreas de influencia.

La Guía de Relaciones Comunitarias aprobada por el MEM recomienda a los

titulares de los proyectos del Sector Energía y Minas elaboren un Plan de

Consulta para establecer lineamientos y mecanismos para una comunicación

adecuada entre la población local y el titular de la actividad. Este Plan consiste

en una serie de actividades que permite a los diversos grupos de interés,

recibir información actualizada del proyecto y expresar sus preocupaciones y

opiniones. Su objetivo consiste en optimizar la información requerida para

una toma de decisiones que potencie los impactos socioeconómicos positivos y

mitigue los negativos.


5.3.1.2 Participación Ciudadana

Los procesos de participación ciudadana se rigen a nivel sectorial por las

disposiciones del Decreto Supremo N° 012-2008-EM, publicado el 20 de

febrero de 2008y por la Resolución Ministerial N° 571-2008-EM-DM, publicada

el 16 de diciembre de 2008 (Lineamientos para la Participación Ciudadana en las

Actividades de Hidrocarburos). De acuerdo con los alcances de dichas normas es

obligatorio someter a conocimiento público los diferentes estudios

ambientales que se presentan ante el MEM.

A través de las disposiciones de dichas normas, se busca fortalecer los

derechos de acceso a la información, a la participación ciudadana en la gestión

ambiental y social, así como los derechos de los pueblos indígenas y la

población involucrada; optimizar la gestión ambiental y social de los

proyectos de inversión en hidrocarburos; proveer a la autoridad de

información suficientes para tomar decisiones relacionadas con el manejo

ambiental y social, y promover las relaciones armoniosas entre las

poblaciones, el Estado y las empresas.

La norma contempla procesos de participación ciudadana en las siguientes

etapas:

Participación ciudadana en la negociación o concurso y suscripción de

los contratos de exploración y/o explotación.

Participación ciudadana durante la elaboración y evaluación de los

estudios ambientales.

Participación ciudadana posterior a la aprobación de los estudios

ambientales.

Según lo previsto en dichas normas, la participación ciudadana se realiza a

través de mecanismos de participación ciudadana obligatorios, como es el

caso de los talleres informativos y las audiencias públicas. Asimismo, se

establecen mecanismos de participación ciudadana complementarios, de

acuerdo con las características particulares de cada proyecto, según la

magnitud, el área de influencia, la situación del entorno, la sensibilidad social

del área y la envergadura y complejidad del proyecto. Estos mecanismos

complementarios son: a) buzón de observaciones y opiniones, b) oficina de

información y participación ciudadana, c) visitas guiadas, d) equipo de

promotores y e) difusión a través de medios de comunicación escrita,

televisiva o radial. La DGAAE podrá disponer que el titular del proyecto

realice diversos mecanismos complementarios de participación ciudadana, de

acuerdo con lo establecido en el Plan de Participación Ciudadana.

El Plan de Participación Ciudadana deberá ser presentado a la DGAAE para

su aprobación antes de la elaboración de los estudios ambientales y podrá ser

ejecutado durante la elaboración de dichos estudios, de acuerdo con lo

dispuesto en el Título III, Artículo 13° de la Resolución Ministerial N° 571-

2008-EM-DM.

000049


El contenido del Plan de Participación Ciudadana (Artículo 14° de la

Resolución Ministerial) es el siguiente:

a) Área de influencia (directa e indirecta) del proyecto: descripción,

criterios utilizados para su delimitación y mapa en el cual se muestre la

ubicación de las comunidades, reservas indígenas, áreas naturales

protegidas y su zona de amortiguamiento, así como el área de influencia

directa e indirecta de la actividad de hidrocarburos que se desarrollará.

b) Grupos de interés del área de influencia del proyecto.

c) Mecanismos de participación ciudadana obligatorios y

complementarios.

d) Cronograma mensual de ejecución del plan de participación ciudadana.

e) Medios logísticos para el cumplimiento de los mecanismos de

participación ciudadana obligatorios.

f) Propuesta de los lugares en que se realizarán los mecanismos de

participación ciudadana obligatorios.

g) Nombre y cargo de la persona responsable que brindará a la población

la información relacionada a la actividad de hidrocarburos a desarrollar,

el mismo que revisará y registrará las opiniones y observaciones de la

población en general.

h) Nombre de la consultora que elaborará el estudio ambiental.

i) Actuaciones previas efectuadas por PERUPETRO en el caso de los

proyectos de exploración y/o explotación.

El plan de participación ciudadana posterior a la aprobación de los estudios

ambientales, forma parte del plan de relaciones comunitarias contenido en el

Plan de Manejo Ambiental de los estudios ambientales, según lo dispuesto en

el Artículo 16° del Reglamento de Participación Ciudadana.

5.3.1.3 Plan de Manejo Ambiental (PMA)

A modo general, se denomina Plan de Manejo Ambiental al plan que, de

manera detallada, establece las acciones que se requieren para prevenir,

mitigar, controlar, compensar y corregir los posibles efectos o impactos

ambientales negativos causados en el desarrollo de un proyecto, obra o

actividad; incluye también los planes de seguimiento, evaluación y monitoreo

y los de contingencia. El contenido del plan está definido por el Artículo 35°

del Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos

y su contenido debe ser el siguiente:

a) Descripción y evaluación técnica de los efectos previsibles directos e

indirectos, acumulativos y sinérgicos en el ambiente, a corto y largo

plazo, para cada una de las actividades de hidrocarburos que se plantea

desarrollar en el área del proyecto.


b) El programa de monitoreo del proyecto, obra o actividad con el fin de

verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental

establecidos en las normas vigentes. Asimismo, la evaluación, mediante

indicadores de desempeño ambiental previstos en el proyecto, obra o

actividad, de la eficiencia y la eficacia de las medidas de manejo

ambiental adoptadas y la pertinencia de medidas correctivas necesarias

y aplicables en cada caso en particular.

c) El plan de contingencia, el cual contendrá las medidas de prevención y

atención de las emergencias que se puedan ocasionar durante la vida del

proyecto.

d) Plan de relaciones comunitarias, Establece las medidas para generar y

mantener un clima de confianza, credibilidad y respeto entre Pluspetrol

y los pobladores del área de influencia del proyecto, así como con sus

representantes y organizaciones, tanto internas como externas, a fin de

evitar y/o solucionar el surgimiento de potenciales conflictos sociales y

ambientales causados por las actividades del proyecto.

e) Los costos proyectados del plan de manejo en relación con el costo total

del proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución.

f) Los estudios de valorización económica de los impactos ambientales a

ocasionarse.

g) Las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de

los impactos ambientales negativos que pueda ocasionar el proyecto al

ambiente durante las fases de construcción, operación, mantenimiento,

desmantelamiento, abandono y/o terminación del proyecto o actividad.

h) Plan de abandono.

El PMA deberá ser actualizado cuando el titular de la actividad de

hidrocarburos considere necesario modificar las técnicas o procedimientos

aprobados o cuando el proceso productivo sufra modificaciones que impacten

de manera diferente al ambiente físico y social, con relación a los impactos

evaluados en los instrumentos de gestión ambiental. Dicha actualización

deberá presentarse ante la DGAAE.

5.3.2 Areas Naturales Protegidas

Conforme a lo señalado anteriormente, las áreas naturales protegidas (ANP) y

sus zonas de amortiguamiento se regulan, en términos generales, por la Ley

de Áreas Naturales Protegidas, Ley 26834, publicada el 04 de julio de 1997 y su

Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 038-2001-AG, publicado el 26

de junio de 2001. Asimismo, cada ANP se regula por un Plan Maestro

particular, que constituye el documento de planificación de más alto nivel con

que cuenta un ANP, que se elabora bajo procesos participativos y donde se

000050


establece19 la zonificación, estrategias y políticas generales para la gestión del

área; la organización, objetivos, planes específicos requeridos y programas de

manejo, y los marcos de cooperación, coordinación y participación

relacionados al área y sus zonas de amortiguamiento.

Cuando un proyecto hidrocarburífero se superpone en todo o en parte con un

área natural protegida o su zona de amortiguamiento, se observa el siguiente

procedimiento: La autoridad sectorial competente debe coordinar

previamente con el SERNANP, para definir la compatibilidad de la actividad

con la naturaleza jurídica y condiciones naturales del área involucrada, a

través de la emisión de una opinión previa, de ser el caso, favorable,

conforme con el procedimiento establecido en el Decreto Supremo Nº 003-

2011-MINAM, publicado el 16 de febrero de 2011, que modifica el Artículo

116º del Reglamento de la Ley de Áreas Naturales Protegidas relativo a la

“Opinión Técnica Previa Favorable” por parte del SERNANP, y que ha sido

detallado en la Sección 5.2.1.3 de este capítulo.

Dado que el Proyecto se ubica en la zona de amortiguamiento del Parque

Nacional del Manu, los alcances de la normativa aplicable a las ANP resultan

de gran importancia.

5.3.2.1 Parque Nacional del Manu

El Parque Nacional del Manu se estableció mediante Decreto Supremo N° 644-

73-AG del 29 de mayo de 1973, con una superficie inicial de 1 532,806 ha que

se amplió a 1 716,295.22 ha mediante Decreto Supremo N° 045-2002-AG

publicado el 14 de julio de 2002 julio de 2002. El Parque abarca sectores de las

provincias de Manu, en el Departamento de Madre de Dios, y de

Paucartambo, en el Departamento de Cusco.

El Parque fue creado para proteger una muestra representativa de la

diversidad biológica, debido a la variación altitudinal, desde los 200 hasta los

casi 4,000 metros sobre el nivel del mar (msnm) -que abarcan paisajes de selva,

ceja de selva y de los Andes del suroriente peruano-, y contribuir al

reconocimiento y protección de la diversidad cultural y la autodeterminación

de los pueblos indígenas.

En 1987, la UNESCO incorporó al Parque Nacional del Manu en la lista del

“Patrimonio Natural de la Humanidad” en virtud de su enorme valor para la

conservación de la diversidad biológica y sus múltiples atractivos naturales.

El Plan Maestro del Parque Nacional fue aprobado con Resolución Directoral

N° 020-1985-DGFF del 1° de julio de 1985 y actualizado con Resolución

Jefatural N° 456-2002-INRENA, del 13 de diciembre de 2002, publicada el 26

de marzo de 2003.

19 Artículo 20 de la Ley 26834.


Dicho documento señala que el Parque es una de las ecorregiones más

importantes del planeta y área de megadiversidad. Existen más de

3,500 especies de plantas registradas y cerca al 50% no han podido ser

identificadas. En cuanto a la fauna, en el Parque existen 160 especies de

mamíferos, más de 800 especies de aves, alrededor de 140 especies de anfibios,

50 especies de serpientes, 40 de lagartijas, 6 de tortugas, 3 de caimanes y

210 de peces.

La delimitación de la Zona de Amortiguamiento del Parque descrita en el Plan

Maestro fue modificada mediante Resolución Jefatural N° 316-2001-INRENA

del 13 diciembre de 2001, donde se estableció un área provisional para este fin,

la misma que posteriormente fue determinada en la actualización del Plan

Maestro (Resolución Jefatural Nº 456- 2002-INRENA).

Dada su categoría, el Sistema de Áreas Naturales Protegidas del Estado

(SINANPE) establece al Parque Nacional como un área de uso indirecto, que

constituye una muestra representativa singular de la diversidad natural del

país y de sus grandes unidades ecológicas. En ello se protege, con carácter de

intangible, la integridad ecológica de varios ecosistemas, las asociaciones de

flora y fauna silvestre y los procesos sucesionales y evolutivos, así como otras

características paisajísticas y culturales asociadas.

5.3.2.2 Reserva Territorial del Estado a Favor de los Grupos Étnicos en Aislamiento

Voluntario y Contacto Inicial Kugapakori, Nahua, Nanti y Otros

Si bien las Reservas Territoriales no forman parte de las categorías

establecidas en la Ley de Áreas Naturales Protegidas, se encuentran bajo los

alcances de las normas de protección de los pueblos indígenas que regula el

INDEPA. Tomando en cuenta la sensibilidad del área, hemos visto por

conveniente incluir los alcances legales de esta Reserva Territorial.

La Ley de Comunidades Nativas y de Desarrollo Agrario de la Selva y Ceja de

Selva (Decreto Ley N° 22175) señalaba que para la demarcación del territorio

de las comunidades nativas en situación de contacto inicial y esporádico con

los demás integrantes de la comunidad nacional, se debía determinar un área

territorial provisional de acuerdo a sus modos tradicionales de

aprovechamiento de los recursos naturales.

En mérito a ello, se dictó la Resolución Ministerial N° 00046-90-AG/DGRAAR

del de fecha 14 de febrero de 1990, publicada el 25 de febrero de 1990, que

estableció la Reserva del Estado a favor de los Grupos Étnicos Kugapakori y

Nahua. Dentro de los considerandos de esta Resolución, se señaló que

personas vinculadas con empresas madereras y colonos se encontraban

utilizando diversas formas de amedrentamiento contra estos grupos nativos

con el propósito de despojarlos de sus tierras "que –como ellos señalan-

ocupan desde sus antepasados", razón por la cual se hizo necesario garantizar

la permanencia de estos grupos humanos en su hábitat, estableciendo una

reserva de tierras a su favor. Esta reserva comprendía un área de 443,887 ha

ubicadas en los Distritos de Echarate y Sepahua (Provincias de La Convención

000051


y Atalaya, Departamentos de Cusco y Ucayali, respectivamente). El propósito

del establecimiento de la Reserva, según señala la norma, era el de preservar el

derecho de los grupos nativos Kugapakori y Nahua sobre las tierras que

ocupan de modo tradicional para el aprovechamiento de los recursos

naturales existentes en dicha área, así como de protegerlos respecto de

agresiones o posibles enfrentamientos por parte de terceros

Esta fue una reserva de carácter temporal, tal como lo establece la antes

referida Ley de Comunidades Nativas y la norma de creación de la Reserva,

en donde se señala que la Reserva subsistiría hasta que se defina una de las

situaciones a que se refiere los incisos a) y b) del Artículo 10° del Decreto Ley

Nº 22175. Este artículo establece que para la demarcación del territorio de las

comunidades nativas, se debe tener en cuenta lo siguiente:

Cuando hayan adquirido carácter sedentario, la superficie que

actualmente ocupan para desarrollar sus actividades agropecuarias, de

recolección, caza y pesca.

Cuando realicen migraciones estacionales, la totalidad de la superficie

donde se establecen al efectuarlas.

Mediante el Decreto Supremo N° 028-2003-AG, publicado el 26 de julio de

2003, se declaró la “Reserva Territorial del Estado a favor de los grupos

étnicos en aislamiento voluntario y contacto inicial Kugapakori, Nahua, Nanti

y otros”, ampliando la superficie establecida en la Resolución Ministerial N°

00046-90-AG/DGRAAR, siendo la superficie actual en 456,672.73 ha, ubicada

en las mismas jurisdicciones señaladas anteriormente.

Con este decreto supremo se buscaba un mayor nivel de protección legal de

los grupos ahí establecidos y a la vez dictar las medidas de control y

limitaciones al desarrollo de actividades en dicha área, así como designar a las

autoridades competentes para garantizar los derechos que asisten a los

pueblos indígenas en aislamiento voluntario y contacto inicial localizados en

dicha área.

Con la finalidad de proteger los derechos de los Pueblos Indígenas u

Originarios en Situación de Aislamiento y en situación de contacto inicial se

aprobó la Ley Nº 28736, Ley para la Protección de Pueblos Indígenas u

Originarios en Situación de Aislamiento y en situación de contacto inicial.

Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 008-2007-MIMDES publicado el 05

de octubre de 2007, se aprobó el Reglamento de la citada Ley.

El artículo 5º de la Ley referida a la intangibilidad de las reservas indígenas

dispone que: “c) No se otorgarán derechos que impliquen el aprovechamiento de

recursos naturales, salvo el que con fines de subsistencia realicen los pueblos que las

habiten y aquellos que permitan su aprovechamiento mediante métodos que no afecten

los derechos de los pueblos indígenas en situación de aislamiento o en situación de

contacto inicial, y siempre que lo permita el correspondiente estudio ambiental.


En caso de ubicarse un recurso natural susceptible de aprovechamiento cuya

explotación resulte de necesidad pública para el Estado, se procederá de acuerdo a ley.”

El artículo 7º de la Ley señala que corresponde al Instituto Nacional de

Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuano – INDEPA es el

ente encargado de conducir, implementar y supervisar el régimen especial

transectorial de protección a los pueblos indígenas u Originarios en Situación

de Aislamiento y en situación de contacto inicial, en coordinación con los

sectores Salud, Agricultura e Interior.

Por su parte el artículo 41º del citado reglamento señala como ente rector de

este Régimen al INDEPA.

El artículo 7º del Reglamento señala las funciones del INDEPA, dentro de las

cuales se encuentra entre otras la establecida en el literal e) de dicho artículo,

la cual dispone que “e) Emitir opinión técnica relacionada al componente social,

dentro de los plazos de aprobación de los estudios ambientales, de acuerdo a las normas

de cada Sector; vinculada a las actividades de exploración y explotación no tradicional

de recursos naturales en las reservas indígenas.”

El artículo 35º del citado reglamento señala que “Cuando en la reserva indígena se ubique un recurso natural cuya exploración y explotación el Estado considere de necesidad pública, la autoridad sectorial competente, solicitará a la DGPOA20 del MIMDES la opinión técnica con ocasión de la elaboración de los estudios ambientales requeridos conforme a Ley.”

5.3.3 Límites Máximos Permisibles en Hidrocarburos

De acuerdo al Artículo 3 del Reglamento de Protección Ambiental para

Hidrocarburos, los titulares de los contratos de hidrocarburos definidos en el

Artículo 10 del TUO de Hidrocarburos, son responsables por las emisiones

atmosféricas, las descargas de efluentes líquidos, las disposiciones de residuos

sólidos y las emisiones de ruido, desde las instalaciones o unidades que

construyan u operen directamente o a través de terceros, en particular de

aquellas que excedan los Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes, y

cualquier otra regulación adicional dispuesta por la autoridad competente

sobre dichas emisiones, descargas o disposiciones.

Son, asimismo, responsables por los impactos ambientales que se produzcan

como resultado de las emisiones atmosféricas, descargas de efluentes líquidos,

disposiciones de residuos sólidos y emisiones de ruidos no regulados y/o de

20 De conformidad con la Primeras Disposiciones Complementarias y Disposiciones Finales de la Ley Nº

29253, publicado el 09 julio 2008, precisase que toda referencia normativa efectuada a la Dirección

General de Pueblos Originarios y Afroperuano del Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social

(MIMDES), deberá entenderse al Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y

Afroperuano (INDEPA).

000052


los procesos efectuados en sus instalaciones por sus actividades. Son también

de su responsabilidad, los impactos ambientales provocados por el desarrollo

de sus actividades de hidrocarburos y los gastos que demande el plan de

abandono.

5.3.3.1 Efluentes

El Decreto Supremo N° 037-2008-PCM, publicado el 14 de mayo de 2008,

establece nuevos Límites Máximos Permisibles (LMP) de efluentes para el

Subsector Hidrocarburos con el fin de manejar racionalmente los recursos y

reducir los riesgos sobre la población y el ambiente. Los LMP son la

concentración o grado de elementos físicos, químicos y biológicos que

caracterizan a un efluente o una emisión que, al ser excedida, causa o puede

causar daños a la salud, al bienestar humano y al ambiente.

Los LMP establecidos en esta norma que deroga la anterior21, son de

cumplimiento obligatorio para las actividades nuevas y para las ampliaciones

dispuestas en el Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, que se realizan a partir del

día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano.

Para el caso de las actividades en curso, el plazo de adecuación a los nuevos

límites será al finalizar los dieciocho meses de publicada la norma.

La fiscalización del cumplimiento de la norma la realiza el OEFA, desde el 4

de marzo de 2011, de acuerdo con la Resolución del Consejo Directivo N° 001-

2011-OEFA/CD, que transfiere las funciones de supervisión, control y

fiscalización ambientales del OSINERGMIN al OEFA.

5.3.3.2 Límites Máximos Permisibles para Emisiones Atmosféricas

El Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos,

aprobado por Decreto Supremo N° 015-2006-EM, publicó, en el Anexo N°4, un

cuadro provisional de LMP para emisiones atmosféricas que se basa en los

ECA para el Aire.

No obstante, mediante Decreto Supremo Nº 014-2010-MINAM, publicado el

07 de octubre de 2010, se aprobaron los Límites Máximos Permisibles para las

emisiones gaseosas y de partículas para actividades de explotación,

procesamiento y refinación de petróleo del Subsector Hidrocarburos.

21 R.D. 030-96-EM/DGAA.


El decreto dispone que para las emisiones gaseosas y de partículas de las

actividades o instalaciones de explotación, procesamiento y refinación de

petróleo del subsector Hidrocarburos existentes o en curso antes de la vigencia

de la norma, se aplicarán los valores establecidos en el Anexo 1 y para las

actividades que se inician desde la entrada en vigencia de la presente norma

se aplicarán los valores establecidos en el Anexo 2.

Por otro lado, la Ley N° 28552, Ley de Promoción del Desarrollo de la

Industria del Gas Natural, estableciendo condiciones operativas para un

mayor aprovechamiento de gas natural producido a nivel nacional, señala que

el venteo de Gas Natural se encuentra prohibido en todas las Actividades de

Hidrocarburos, constituyendo una infracción sancionable. Solo se encuentra

permitida la realización de dicha actividad en casos de Contingencia, de

Emergencia y del venteo operativo, calificados como tales por la Dirección

General de Hidrocarburos (DGH), previo informe de OSINERGMIN.

En ese sentido, el Decreto Supremo N° 048-2009-EM, que regula la Ley N°

28552, decretó la inclusión de los Artículos 20º -Procedimiento para la

calificación de Venteo como Inevitable en caso de Contingencia o

Emergencia-, 21º -Procedimientos para la calificación de Venteo Operativo

como inevitable-, 22º -De la función de fiscalización- y 23º -Infracciones y

Sanciones- en el Reglamento Aprobado por el Decreto Supremo N° 040-99-EM

(Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural).

5.3.4 Monitoreo de Emisiones y Efluentes

Los titulares de actividades de hidrocarburos se encuentran obligados a

realizar un muestreo sistemático de sus emisiones y efluentes, utilizando la

tecnología y métodos adecuados al medio ambiente del lugar, con una

frecuencia que se aprobará en el estudio ambiental respectivo, según el

Artículo 59° del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades

de Hidrocarburos. De acuerdo con la definición contenida en el Artículo 4°

dicho reglamento, el programa de monitoreo es la obtención espacial y

temporal de información específica sobre el estado de las variables

ambientales, generada como orientación para actuar y para alimentar los

procesos de seguimiento y fiscalización ambiental.

La normativa también establece que los responsables de las actividades de

hidrocarburos deben establecer en el EIA los puntos de control para cada

efluente líquido y emisiones, a fin de determinar la concentración de cada uno

de los parámetros regulados y el volumen de descarga en metros cúbicos por

día. Asimismo, según el Artículo 58° del Reglamento, deberá llevarse un

registro de los resultados analíticos correspondientes a los monitoreos

periódicos de acuerdo a la frecuencia normada. Estos informes de monitoreo

se pueden presentar hasta el último día hábil del mes siguiente al trimestre

vencido.

000053


5.3.5 Recursos Forestales

El Artículo 65° del Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos establece que el corte de árboles y/o vegetación

para trochas en levantamientos geofísicos debe limitarse a un desbroce

máximo de 2 metros de ancho, evitando en lo posible la tala de especies de

valor comercial y las que se encuentren calificadas como únicas y en peligro

de extinción. Por su parte, el Reglamento de la Ley Nº 27308, Ley Forestal y de

Fauna Silvestre (Decreto Supremo 014-2001-AG, publicado el 09 de abril de

2001), señala, en su Artículo 76°, los requisitos para obtener la autorización de

desbosque que debe ser solicitada a la Dirección General Forestal y de Fauna

Silvestre del MINAG. En particular, la norma señala que debe presentarse un

informe de impacto ambiental que señale las características del área y de las

especies arbóreas a ser taladas, incluyendo las características de la fauna

silvestre en el área de desbosque, el plan de actividades de desbosque, el plan

de uso de los productos a obtenerse y el plan de reforestación respectivo.

5.3.6 Fauna Silvestre

El Perú, mediante Decreto Ley N° 21080, publicado el 22 de enero de 1975,

aprobó la Convención sobre el Comercio Internacional de Especies

Amenazadas de Flora y Fauna Silvestres (CITES), comprometiéndose a

proteger ciertas especies de flora y fauna silvestres de su explotación excesiva

mediante el comercio internacional. En línea con esta convención, al igual que

con lo dispuesto por la Ley Forestal y de Fauna Silvestre (Ley 27308), el

Artículo 40º del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades

de Hidrocarburos (Decreto Supremo 015-2006-EM) prohíbe expresamente las

actividades ilegales de caza y pesca, así como la recolección de especies de

flora y fauna silvestre, el mantenimiento de animales en cautiverio y la

introducción de animales domésticos.

Esta norma es concordante con lo dispuesto en la legislación de la materia que

establece que cualquier extracción de especímenes de especies silvestres

requieren de la autorización de parte de la autoridad nacional forestal y de

fauna silvestre; busca promover la gestión, conservación y utilización

sostenible de estos recursos, exigiendo el estricto cumplimiento de las

disposiciones recogidas en la convención y demás normas conexas.

Según lo previsto en la convención, las especies de fauna silvestre en amenaza

de extinción se encuentran clasificadas en listas, de acuerdo al grado de riesgo

al que se encuentran expuestas. Es así que, mediante Resolución Ministerial

1082-90-AG/DGFF, se clasificó a las especies de fauna silvestre en diversas

categorías de protección.


Posteriormente, el Decreto Supremo 013-99-AG, publicado el 19 de mayo de

1999, prohibió la caza, extracción, transporte y/o exportación con fines

comerciales de especies de fauna silvestre no autorizados por el INRENA22 y

el Decreto Supremo 034-2004-AG estableció una nueva clasificación de

especies de fauna silvestre.

Estas especies clasificadas, ya sea como especies en vías de extinción, en

situación vulnerable, en situación rara o en situación indeterminada, se

encuentran sujetas a una veda indefinida, prohibiéndose su extracción,

transporte, tenencia y exportación con fines comerciales. La única excepción

admitida son los ejemplares extraídos para formar parte del plantel genético a

ser entregado en custodia y usufructo para su crianza y reproducción en

zoocriaderos y zoológicos; sin embargo, se establece que las especies incluidas

en el Apéndice I de la CITES, requieren de la opinión favorable de la

autoridad científica CITES para su mantenimiento y reproducción en

zoocriaderos, debiendo demostrarse los beneficios para la conservación de la

especie. Por otro lado, cabe señalar que la introducción de especies exóticas se

encuentra sujeta a autorización de la autoridad competente, la que deberá

sustentarse en los informes técnicos referidos a una evaluación sobre el riesgo

ambiental y el riesgo fito o zoosanitario, cautelando el cumplimiento de las

normas de bioseguridad, ambiente y recursos genéticos, en concordancia con

la estrategia nacional de diversidad biológica y la política ambiental nacional.

5.3.7 Informe Ambiental

Conforme a lo establecido por el Artículo 93° del Reglamento para la

Protección Ambiental de las Actividades de Hidrocarburos, los responsables

de proyectos de hidrocarburos deben presentar anualmente y antes del 31 de

marzo, un informe correspondiente al ejercicio anterior, suscrito por un

auditor ambiental en el que se señalen las actividades realizadas para dar

cumplimiento de la legislación ambiental vigente. Este informe debe utilizar

los términos de referencia incluidos en el Anexo Nº 1 del mencionado

reglamento y debe ser presentado al OSINERGMIN.

5.3.8 Plan de Contingencias

El Plan de Contingencias es el conjunto de normas y procedimientos que,

basado en el análisis de riesgos, permite a la organización encargada de

ejecutar un proyecto y/u operar instalaciones industriales, actuar durante y

después de un evento de contaminación o emergencia, de manera rápida y

efectiva.

22 Como se ha señalado en varios acápites, de acuerdo al D.S. Nº 030-2008-AG, el INRENA se fusionó al

Ministerio de Agricultura (MINAG), siendo este último el ente absorbente. Actualmente la Dirección

General Forestal y de Fauna Silvestre del MINAG es la responsable de ver los temas relacionados a la

fauna silvestre.

000054


El Plan de Contingencias está orientado a establecer los procedimientos y

acciones básicas de respuesta que se deberán tomar para afrontar de manera

oportuna, adecuada y efectiva ante la eventualidad de incidentes, accidentes

y/o estados de emergencia que pudieran ocurrir.

Conforme al Artículo 12 del Procedimiento de Evaluación y Aprobación de los

Instrumentos de Gestión de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos

aprobado por la Resolución OSINERGMIN N° 240-2010-OS/CD, el Plan de

Contingencias deberá ser presentado al OSINERGMIN, para su aprobación, en

los siguientes casos:

Para las actividades nuevas, en un plazo en un plazo no menor a los 60

días hábiles previos al inicio de la construcción o instalación, y

operación, según corresponda.

Para las actividades en operación, cada cinco años contados desde la

fecha de aprobación del Plan de Contingencias o cuando este sea

modificado. La presentación deberá tener lugar en un plazo no menor a

los 60 días hábiles previos al inicio de la ejecución de las modificaciones.

En ambos casos, en los casos en los que reglamentos específicos establezcan

plazos distintos a los establecidos en el presente procedimiento, las empresas

además deberán cumplir con estos.

Sin perjuicio del cumplimiento con los requisitos establecidos en el

Reglamento de Seguridad para las actividades de Hidrocarburos aprobado

por el Decreto Supremo N° 043-2007-EM y las disposiciones establecidas en

los reglamentos específicos, el Plan de Contingencias debe tener el contenido

dispuesto por el presente procedimiento. En el caso de actividades de

hidrocarburos que puedan comprometer aguas continentales navegables, la

sección del Plan de Contingencia para Derrames dedicada a la atención de

derrames deberá seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de

Contingencias en Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias

Nocivas, aprobados por Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG, así como sus

modificatorias o sustitutorias.

5.3.9 Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos

Mediante Decreto Supremo 043-2007-EM, se aprueba el Reglamento de

Seguridad para Actividades de Hidrocarburos y se modifican disposiciones

diversas relativas a la salud y seguridad. El Reglamento establece las normas y

disposiciones de seguridad e higiene para las actividades de hidrocarburos,

derogando la Resolución Ministerial 0664-78-EM/DGH, que aprobó el

Reglamento de Seguridad en la Industria del Petróleo, y define los

procedimientos para la aplicación de las Normas de Seguridad,

complementando y/o reemplazando a las de otros reglamentos del Subsector

Hidrocarburos, así como de otras normas y dispositivos legales aplicables a las

actividades de hidrocarburos, debiendo tenerse en cuenta lo dispuesto en el

Artículo 4 del TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobado por el

Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.


El Reglamento en cuestión se aplica a las operaciones e instalaciones de

hidrocarburos, de las empresas autorizadas y de los consumidores directos en

lo que les corresponda respecto a sus instalaciones y actividades de

exploración, explotación, procesamiento, almacenamiento, distribución,

transporte y comercialización de hidrocarburos y otros productos derivados

de los hidrocarburos. Asimismo, las empresas autorizadas son responsables

por el cumplimiento de dicho reglamento por parte de sus subcontratistas.

El Procedimiento de Evaluación y Aprobación de los Instrumentos de Gestión

de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos aprobado por la

Resolución OSINERGMIN N° 240-2010-OS/CD, establece que a fin de

controlar los riesgos, prevenir situaciones de emergencia, proteger las

instalaciones, equipos y otros bienes, y la seguridad de las personas que

intervienen en el desarrollo de las actividades de hidrocarburos, así como de

las poblaciones aledañas y el ambiente, en las etapas de construcción o

instalación, y operación, las empresas autorizadas a realizar actividades de

hidrocarburos deben elaborar y contar con los siguientes instrumentos de

gestión de seguridad aprobados por el OSINERGMIN: el Estudio de Riesgos,

el Plan de Contingencias, el Programa Anual de Actividades de Seguridad

(PAAS) y el Reglamento Interno de Seguridad Integral (RISI).Dicha norma

establece el contenido que deberán tener los instrumentos de gestión de

seguridad y la oportunidad para su presentación ante el OSINERGMIN, entre

otras disposiciones.

Después de su aprobación son de cumplimiento obligatorio por parte de las

empresas autorizadas, su inobservancia y en general el incumplimiento de las

obligaciones establecidas en el presente procedimiento genera que se incurrirá

en ilícito administrativo sancionable de acuerdo a lo establecido en la

Tipificación de Infracciones y Escala de Multas y Sanciones aplicable.

Asimismo, debe tenerse presente las disposiciones sobre seguridad industrial

contenidas en los anexos 1 y 2 del Reglamento de Transporte de

Hidrocarburos por Ductos, aprobado por Decreto Supremo 081-2007-EM,

publicado el 22 de noviembre de 2007. Dicha normas establece estándares de

salud y seguridad específicos para el transporte por ductos, que incluyen entre

otros conceptos, disposiciones para el diseño, construcción, operación,

mantenimiento, y abandono de la actividad.

5.3.10 Reglamento de las Actividades Exploración y Explotación de Hidrocarburos,

D.S. Nº 032-2004-EM y sus Modificatorias

El Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de

Hidrocarburos (D.S. Nº 032-2004-EM) menciona que el contratista está

obligado a proporcionar las facilidades que se encuentren a su alcance en el

área donde se realicen las operaciones, a fin que los representantes de

OSINERGMIN y PERUPETRO puedan cumplir con sus funciones de

fiscalización y supervisión, sin alterar el normal desarrollo de sus operaciones.

000055


5.3.11 Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencia en caso de

Derrame de Hidrocarburos y Sustancias Nocivas al Mar, Ríos o Lagos

Navegables, Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG

El Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, Reglamento de Protección Ambiental en

las Actividades de Hidrocarburos, en su artículo 61°, literal c) dispone que:

“En el caso de Actividades de Hidrocarburos que puedan comprometer aguas

marítimas o aguas continentales navegables, la sección del Plan de

Contingencia para Derrames dedicada a la atención de derrames deberá

seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencias en

Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas, aprobados

por Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG; así como sus modificatorias o

sustitutorias.”

Del mismo modo, el artículo 60º del Decreto Supremo Nº 015-2006-EM,

modificado por el D.S. Nº 043-2007-EM, señala que los Planes de Contingencia

deberán ser presentados al OSINERGMIN cada cinco (5) años y cada vez que

sean modificados, para su aprobación, previa opinión favorable de la entidad

competente del Sistema Nacional de Defensa Civil.

5.3.12 Plan de Abandono

Conforme al Artículo 27° de la Ley General del Ambiente, Ley N° 28611, los

titulares de actividades económicas (como es el caso de las actividades de

hidrocarburos) deben garantizar un cierre de operaciones e instalaciones que

elimine impactos ambientales negativos de carácter significativo. Asimismo, el

Plan de Abandono es una obligación particular derivada del principio

contaminador-pagador, en el sentido de que el titular del derecho a la

explotación del recurso es el responsable por la recuperación de los ambientes

afectados por el desarrollo de su actividad.

El Artículo 89° del Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos (Decreto Supremo 015-2006-EM) establece que

dentro de los 45 días calendarios siguientes a la decisión oficial de terminar

sus actividades de hidrocarburos y comunicada por escrito a la DGAAE, se

deberá presentar un Plan de Abandono del área que deberá ser coherente con

los lineamientos de abandono que estén contenidos en el EIA. Este plan

tomará en cuenta el uso posterior que se le dará al área, así como las

condiciones geográficas actuales y originales del ecosistema, proponiendo las

acciones que fueren necesarias para el abandono ambientalmente responsable

del área, lo cual incluirá un cronograma para su ejecución.

5.3.13 Fiscalización y Sanciones

El OSINERGMIN es la autoridad competente para regular, supervisar y

fiscalizar las actividades de hidrocarburos en materia de salud y seguridad.

Por otro lado, en materia a ambiental, desde el 4 de marzo de 2011, el OEFA es

competente para realizar las actividades normativas, de supervisión y

fiscalización.


Asimismo, para ciertos ámbitos está prevista la intervención de organismos de

otros sectores como DIGESA, DICAPI y el Ministerio de Transportes y

Comunicaciones.

Respecto a las sanciones, el Artículo 1 de la Ley Nº 27699 (Ley

Complementaria de Fortalecimiento Institucional de OSINERG) establece que

el Consejo Directivo de OSINERGMIN está facultado para tipificar los hechos

y omisiones que configuran infracciones administrativas así como a aprobar la

Escala de Multa y Sanciones. En cumplimiento de lo anterior, se emitió la

Resolución del Consejo Directivo OSINERG Nº 028-2003-OS/CD23, norma que

aprobó la Tipificación de Infracciones y Escala de Multas y Sanciones de

OSINERG.

Esta Resolución del Consejo Directivo del OSINERGMIN ha sido modificada

mediante la Resolución del Consejo Directivo N° 358-2008-OS-CD, publicada

el 24 de abril de 2008, por Resolución Consejo Directivo N° 382-2008-OS-CD,

publicada el 29 de mayo de 2008, y por Resolución del Consejo Directivo N°

449-2008-OS-CD, publicada el 13 de junio de 2008. Estas modificaciones se

refieren a tipificación de infracciones de los rubros 1, 2, 3, 4, 5 y 9, y a las

multas y respectivas sanciones que les corresponden a los infractores.

Posteriormente, el 26 de setiembre de 2008, mediante Resolución del Consejo

Directivo del OSINERGMIN 596-2008-OS-CD, publicada el 26 de setiembre de

2008, modificó el rubro 3 correspondiente a la tipificación de accidentes y la

protección del medio ambiente.

En el segundo cuerpo normativo, cabe resaltar el punto 3, sobre accidentes y/o

medio ambiente; el punto 3.3 sobre derrames de hidrocarburos (petróleo o

cualquier otro derivado de los hidrocarburos); el punto 3.5 sobre

incumplimiento con las normas, compromisos y/u obligaciones relativas a

EIAs; el punto 3.8 sobre incumplimiento de LMP y/o ECA; el punto 3.9 sobre

incumplimiento de las normas sobre disposición y/o manejo de residuos,

efluentes, desagüe, desechos y/o chatarra; el punto 3.10 sobre incumplimiento

de las normas sobre disposición y/o manejo de lodos, detritus, desagües

industriales y/o agua de producción; el punto 3.16 sobre incumplimiento de

normas sobre flora y/o fauna, y el punto 3.19 sobre el incumplimiento de las

demás normas de protección del ambiente.

Por su parte el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación

de Hidrocarburos (D.S. Nº 032-2004-EM publicado el 21 de agosto de 2004) y

modificatorias, menciona que el contratista está obligado a proporcionar las

facilidades que se encuentren a su alcance en el área donde se realicen las

operaciones, a fin de que los representantes de OSINERGMIN y PERUPETRO

puedan cumplir con sus funciones de fiscalización y supervisión, sin alterar el

normal desarrollo de sus operaciones.

23 Norma ampliada mediante RC 204-2006-OS/CD.

000056


Asimismo, por Resolución del Consejo Directivo del OSINERGMIN 091-2010-

OS-CD, publicada el 30 de abril de 2010, se aprobó el Reglamento del Registro

de Hidrocarburos y se modificaron los rubros 2, 3 y 5 de la tipificación de

infracciones y escala de multas y sanciones de OSINERGMIN, en lo referido a

impedir la fiscalización por parte de OSINERGMIN o proporcionar

documentación falsa, inexacta o incompleta en el proceso de inspección.

Por último, en lo que respecta al OEFA, como organismo responsable del

control, fiscalización y sanción en materia ambiental para actividades de

hidrocarburos, el Artículo 4 del Decreto Supremo 001-2010-MINAM señala

que el OEFA podrá sancionar las infracciones en materia ambiental que hayan

sido tipificadas mediante normas y reglamentos emitidos por el

OSINERGMIN, aplicando la escala de sanciones que para tal efecto hubiere

aprobado dicho organismo regulador.

Adicionalmente, el Artículo 17 de la Ley 29325, Ley del Sistema Nacional de

Evaluación y Fiscalización Ambiental, publicada el 05 de marzo de 2009,

modificada por el Artículo Único de la Ley 29514, publicada el 26 de marzo de

2010, establece que mediante decreto supremo refrendado por el Ministro del

Ambiente y en vía reglamentaria, se tipifican las conductas sancionables

administrativamente por infracciones ambientales previstas en la Ley 28611,

Ley General del Ambiente, y demás normas sobre la materia. En ese sentido,

el Artículo 22 de la Ley 29325 señala las medidas correctivas que el OEFA

podrá ordenar.

5.4 NORMATIVA INTERNACIONAL

Como se ha señalado anteriormente, el alcance del presente EIA estuvo

determinado por el tipo de proyecto que se evalúa y los impactos que pueden

esperarse del mismo, así como por las características del área en la que se

desarrolla. Es así que, dado que el área de estudio es una de las regiones de

más alta biodiversidad y alta amenaza más importantes del planeta, desde la

etapa de diseño del estudio, ERM ha visto conveniente la aplicación de ciertos

lineamientos internacionales considerando que, según la Política Operativa

(OP, por su sigla en inglés) 4.01 del Banco Mundial (1999), la evaluación

ambiental es un procedimiento flexible que puede variar en su amplitud

profundidad y tipo de análisis de acuerdo a cada proyecto, y debe presentar

un nivel de detalle y de sofisticación del análisis que corresponda a los

impactos anticipados.

En base a la naturaleza, magnitud y sensibilidad de los problemas ambientales

previstos, el presente Proyecto corresponde a proyectos categoría A del Banco

Mundial, los cuales se aplican en casos donde se prevé la ocurrencia de

impactos ambientales diversos y significativos y que, por lo tanto, requieren

una evaluación ambiental detallada.


En virtud de este concepto, en los casos en que la legislación peruana no

contiene límites específicos para la evaluación físico-química de suelos y

sedimentos, ERM ha recurrido al empleo de valores guía usados y reconocidos

internacionalmente, los cuales, si bien no tienen un valor estrictamente

normativo, contribuyen a asegurar un nivel más estricto de protección

ambiental. Cabe indicar que, de contarse con estándares nacionales de calidad

para estos parámetros, primarán estos antes que la normativa internacional.

Asimismo, ERM consideró necesario tomar, como pautas, algunas

metodologías empleadas a nivel mundial, a fin de garantizar el adecuado

desarrollo de los procedimientos metodológicos.

A continuación, se citan algunos de estos valores guía y protocolos

metodológicos, así como los organismos de donde provienen.

Tabla 8 Fuentes de Normativa Internacional

Documento/Fuente Organismo/País de Procedencia Uso

Suelos y Aguas

Canadian Soil and Water Quality

Guidelines (Lineamientos

Canadienses de Calidad de Aguas

y Suelos, referidas en las Guías

Metodológicas del Ministerio de

Energía y Minas)

National Guidelines and Standards

Office (Departamento Nacional de

Lineamientos y Estándares), Canadá

Valores guía

Metodología RBCA (Tool Kit for

Chemical Release)

Estados Unidos de Norteamérica Protocolo

metodológico

EPA SW 846 Características de

Toxicidad en Residuos

EPA (Environmental Protection Agency

– Agencia de Protección Ambiental),

Estados Unidos de Norteamérica

Protocolo

metodológico

Pollution Prevention and Abatement

Handbook (Manual de Prevención y

Reducción de la Contaminación)

Banco Mundial, 1998 Valores guía y

protocolo

metodológico

Valores de Intervención de la Lista

Holandesa (Dutch List)

Ministerio de Vivienda, Planificación

Espacial y Medio Ambiente, 2000,

Holanda

Valores guía

Calidad de Aire y Emisiones Gaseosas

Technology Transfer Network

Emission Measurement Center

(Centro de Medición de Emisiones

– Red de Transferencia

Tecnológica)

EPA, Estados Unidos de

Norteamérica

Protocolo

metodológico

Technology Transfer Network

Clearinghouse for Inventories &

Emissions Factors (Portal

Electrónico para Inventarios y

Factores de Emisiones – Red de

Transferencia Tecnológica)

EPA, Estados Unidos de

Norteamérica

Valores guía y

protocolo

metodológico

Fuente: ERM Perú S.A. 2012.

Asimismo, como ya se ha mencionado en líneas anteriores, este estudio hace

referencia también a normativas y conceptos del Banco Mundial que sirven

como sustento al trabajo de la evaluación de impactos en el área social, como

por ejemplo, los que se señalan a continuación.

000057


Libro Guía para el Análisis Social, Vol. 3 (2000)

En esta guía se hace énfasis en el proceso de consulta, el cual permite

identificar las principales preocupaciones de los grupos de interés que

podrían ser afectados directa e indirectamente por el proyecto, así como sus

características, intereses y grado de influencia.

Esta guía es importante por su enfoque hacia el proceso de consulta, el cual

contribuye a la incorporación de las mejores opciones y prácticas disponibles

que maximicen los beneficios y minimicen los riesgos para las comunidades.

Asimismo, este enfoque incluye la participación activa de la población

posiblemente afectada, en el reconocimiento de factores socioambientales que

podrían incidir en sus territorios.

Política Operativa (OP) 4.10, Concerniente a los Pueblos Indígenas (2005)

Esta política contribuye a la misión del Banco Mundial de reducir la pobreza y

lograr un desarrollo sostenible, asegurando que el proceso de desarrollo se

lleve a cabo con absoluto respeto por la dignidad, los derechos humanos, las

economías y las culturas de los pueblos indígenas. Para este propósito, esta

política señala la necesidad de llevar a cabo un proceso de consulta previa,

libre e informada, la que implica un amplio apoyo por parte de la comunidad

indígena afectada, conforme a las expectativas del Banco Mundial.

Documento Políticas y Normas de Desempeño sobre Sostenibilidad Social y

Ambiental, IFC24/Banco Mundial (30 de Abril del 2006) que Reúne Todas las

Políticas del Banco Mundial

La primera de las Normas de Desempeño (ND25) permite establecer la

importancia de: (i) una evaluación integrada para identificar los riesgos,

impactos y posibilidades sociales y ambientales de los proyectos, (ii) la

participación comunitaria efectiva mediante la divulgación de información y

las consultas relacionadas con el proyecto en las comunidades locales sobre

asuntos que las afectan directamente, y (iii) el manejo, por parte del cliente,

del desempeño social y ambiental durante la vigencia del proyecto.

Las Normas de Desempeño 2 a 8 establecen los requisitos para evitar, reducir,

mitigar o compensar los impactos sobre las personas y el medio ambiente y

para mejorar las condiciones donde corresponda. Si bien deben considerarse

todos los riesgos sociales y ambientales y los posibles impactos como parte de

la evaluación, las ND 2 a 8 describen los posibles impactos sociales y

ambientales que requieren atención especial en los mercados emergentes.

24 Corporación Financiera Internacional, más conocida por sus siglas en inglés, IFC (International Finance

Corporation).

25 Estas normas son también conocidas como PS (Performance Standard).

Documents

· CAPÍTULO I. PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A. Estudio de Impacto Ambiental para la Ampliación del Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88 . Introducción . Noviembre,