Parque Nacional Calilegua: entre los impactos del pasado y el avance de Pluspetrol

Extracción de hidrocarburos en un área protegida
El Observatorio Petrolero Sur (OPS) entrevistó a Guillermo Nicolossi (GN), guardaparque, y Jorge Baldo (JB), biólogo, en calidad de representantes de los trabajadores autoconvocados del Parque Nacional Calilegua. Son los coordinadores de las tareas de control y fiscalización de la actividad hidrocarburífera dentro del Parque, iniciada hace 40 años. Esta área natural protegida, ubicada en el sudeste de la provincia de Jujuy, se creó a fines de los 70’s a partir de una donación de las tierras realizada por el Ingenio Ledesma. Hoy los trabajadores del Parque Nacional buscan condicionar la actividad al compromiso de la concesionaria de remediar los pasivos ambientales y que su continuidad se realice cumpliendo las máximas condiciones ambientales. Pluspetrol, la nueva operadora, en tren de expandir la actividad.

OPS:¿Cuál es el surgimiento del Parque Nacional Calilegua? ¿Cuál es su importancia?

GN: La actividad petrolera empieza para 1969 y el Parque Nacional se crea en el ’79, tomando esa zona con actividad petrolera. En realidad en Parques Nacionales (Administración de Parques Nacionales, APN) está prohibida la actividad petrolera, la actividad minera, pero cuando se crea el Parque la actividad ya estaba en marcha. Aunque en ese momento estaba en decadencia, era una zona muy importante por su biodiversidad, e igual se decide incorporarla al Parque Nacional. El yacimiento ocupa unas 5.700 hectáreas, casi en su totalidad, un 94%, se encuentra dentro de la jurisdicción del Parque Nacional Calilegua; todo el Parque tiene alrededor de 76.000 hectáreas.
En el año ’92, después de la privatización de YPF, se arma una licitación donde se entrega a una empresa la concesión por 25 años. A los 15 años, esta empresa hace traspaso a lo que es la actual operadora, Pluspetrol SA.
-¿Cómo se llamaba la empresa anterior?

GN: La anterior era una UTE [Unión Transitoria de Empresas] Petróleos Sudamericanos y Necón.
-¿Quién llama a licitación en el ‘92?
GN: El Estado Nacional a través de la Secretaría de Energía, en concurso público internacional.
-La Secretaría de Energía llama a licitación sobre dominio y jurisdicción de PN. Jurídicamente hablando, ¿qué aval tiene esto? ¿Qué atribuciones tiene PN para poner un límite?
GN: En el ’92 no hubo ninguna intervención de PN en esa licitación, el control ambiental de la actividad petrolera, la nueva reglamentación, recién sale en el ’93, ’95; previamente eran resoluciones de la Secretaría de Energía de cumplimiento ambiental obligatorio para las empresas. Cuando el yacimiento era manejado por el Estado mismo, por lo que conocemos y los archivos que hay, Parques no lograba llegar a nada con el mismo Estado. Es la época donde más actividades de impacto se hacen sin ningún tipo de control ambiental.
En el ‘94, con las nuevas reglamentaciones y la creación de una nueva delegación técnica de Parques en el NOA, de a poco se empieza a controlar la actividad. En ese momento el yacimiento ya estaba concesionado a la UTE y se trata de acordar un plan de mitigación. Ese plan acordaba cosas muy groseras, como piletas de petróleo a cielo abierto, y se busca que el agua de producción se inyectara en profundidad, ya que hasta ese momento se vertía directamente en los arroyos.
-¿Hasta cuándo dura el plan de mitigación?
GN: A los pocos años empieza a haber muchos incumplimientos de la UTE y poca presión por parte de APN para cumplir ese acuerdo. Se caen un poco los monitoreos y queda ahí, en la nebulosa. No había gestión política atrás, pasa a ser un tema dejado de lado por APN mismo.
Después de 15 años de operar la UTE se va y Pluspetrol entra hace un año, en mayo de 2008, le quedan 10 años y tiene una opción a prorroga por 10 años más. Pero en el medio quedan todos los pasivos ambientales, pozos abandonados, infraestructura abandonada que viene de la época de YPF y se va traspasando. En el mejor de los casos es el Estado el que se va a terminar haciendo cargo de los pasivos ambientales.
Con la ley de federalización de los hidrocarburos (Ley 26.197) la nueva autoridad de aplicación es la misma provincia y en ese traspaso no hay ningún tipo de exigencia ambiental a la empresa.
-¿Se incrementó la perforación de pozos desde la época de YPF?

GN: No, se mantienen sólo los perforados por YPF.
-Los pozos que no eran rentables se dejaron de lado y los que sí, se sobreexplotaron.
GN: Sí. Hay unas 36 perforaciones en el Parque, actualmente están en producción 12. En la época de la UTE no hubo inversiones, se mantuvieron esos 12 pozos, con la llegada de la nueva empresa y con el respaldo de capital piensan hacer un desarrollo del yacimiento. Parques [APN] ya adelantó que no puede haber exploración ni nuevas perforaciones, lo que puede hacer [la empresa] es reparación de los pozos actuales. Igual esto no está reglamentando, esta actividad, desde ya, no estaba reglamentada porque era contraria a la ley [de Parques], pero ahora se terminó necesitando. Hay un proyecto bien elaborado, que el Directorio de APN tiene que aprobarlo por resolución, donde estaría contemplado esto. También se está fijando que por locación (el predio donde está ubicado el pozo), cuando justifiquen técnicamente que está en malas condiciones, dentro de ese mismo predio pueden perforar un nuevo pozo. Pero con la condición del sellado del anterior, o sea un abandono correcto.
-¿La remediación?

GN: La remediación es el sellado de los pozos improductivos, también hay zonas donde hubo derrames de petróleo, el mayor impacto es el de un pozo abierto. Hay un pozo que está fuera del Parque con una cañería que llega a los 5.000 metros [de profundidad], con los años alguna parte está corroída y que surge agua de formación por un costado. Esta es agua muy salada que va al arroyo que atraviesa el parque.
Esta situación se puede repetir en los 20 pozos abandonados que hay en el Parque que no tienen el sellado correspondiente. En realidad, la situación administrativa de estos la desconocemos. Un pozo puede estar inactivo por un tiempo o puede estar abandonado, pero técnicamente un pozo abandonado se sella con columnas de cemento en profundidad para no correr el riesgo de una surgencia.
-¿Parques Nacionales recibe dinero en compensación de superficiario? ¿Hay algún tipo de arreglo entre APN y el concesionario, que en este momento, con Pluspetrol?

GN: Desde el inicio se viene buscando un convenio con Pluspetrol. Lo importante es que APN tiene que lograr un compromiso de la empresa para un plan de sellado de los pozos improductivos. Primero tiene que categorizarlos, no sabemos cuáles están abandonados, improductivos, estériles, etc. y por declaración jurada estos pozos tienen que abandonarse. En el caso de APN pretende que sea el abandono definitivo, la reglamentación petrolera posibilita además un abandono temporario.
Con el tema de superficiario no lo está aplicando APN. El uso de agua tampoco, siendo que los volúmenes que se demanda para el lavado del petróleo son importantes.
JB: Lo que están haciendo ahora es financiar la fiscalización y el control.
GN: Combustible, equipo fotográfico, es lo único que se ha logrado como un paso previo hasta que el convenio esté firmado. Justamente está trabado en el tema del compromiso que APN pretende de la empresa de sellar los pozos.
-¿Qué respuestas da Pluspetrol a lo que pretende Parques?

GN: El tema es que hasta ahora no ha habido una respuesta. También ha habido retrasos por parte de APN, la definición interna y bastante discusión sobre este convenio, los alcances, qué se va a limitar, qué se va a permitir. Entonces la empresa no ha dado respuestas y APN todavía tiene discusiones internas en cuanto al convenio final.
JB: Hay algunas menciones de la empresa en notas y actos administrativos que es el Estado el que decide el cierre de pozos, la Secretaría de Energía, lo cual es correcto. Ellos se refugian y amparan en eso, nosotros entendemos que APN tiene jurisdicción y dominio sobre el territorio y por eso es organismo de aplicación, lo cual es un poco negada por parte de la empresa y por eso prefieren referirse a provincia.
El sellado de los pozos trae toda una discusión ya que el Estado nacional y provincial recibe regalías, entonces siempre se niegan a sellar, aunque sea en forma temporaria. Se plantea siempre que está la posibilidad de que un pozo improductivo, con nuevas tecnologías y nuevas inversiones, sea productivo. Esa es la pelea también con la visión de APN, pozo improductivo se sella. Igual hay casos de pozos, lo que los geólogos llaman inertes, que sólo dan agua de formación. APN está pidiendo que esos pozos se cierren porque no hay ninguna posibilidad que den petróleo.
-Ustedes iniciaron una acción administrativa pidiendo un estudio de impacto ambiental (EIA) a la empresa.

GN: Como fue un traspaso de la concesión, en principio APN permitió que siga trabajando esta empresa con el desarrollo de la anterior. La empresa ha planteado un nuevo plan de desarrollo, APN entonces necesita un nuevo estudio, es una cuestión básica para poder ver los impactos. Parques no ha sido terminante en exigirle a la empresa ese estudio, ellos [Pluspetrol] han respondido con algún recurso legal, que no van a hacer el estudio, que ya lo ha hecho la operadora anterior, van a presentar una línea de base. La presentan pero ni siquiera está completa. APN tiene que determinar y exigir que este es un nuevo proyecto, que tiene que haber una nueva evaluación ambiental. Desde el Parque exigimos y el Directorio, después de un año, no ha intimado a la empresa. Hace 10 días hicimos una reunión de autoconvocados de trabajadores del Parque y en su totalidad firmamos un acta donde exigimos a las autoridades de la APN que intime a la empresa para una nueva presentación del estudio y no permitirle un nuevo desarrollo dentro del yacimiento hasta tanto el estudio del impacto esté presentado y evaluado. Sólo se debería permitir el mantenimiento de lo actual y actividades rutinarias. El directorio tiene unos 10 días más para dar respuesta, y si no los trabajadores tenemos que ver la forma de hacer una denuncia por esa situación al Directorio. [La entrevista se realizó a fines de julio, hasta la fecha no hubo respuesta de APN.]
-¿Hay comunidades afectadas?

GN: Dentro del Parque no hay pobladores, hay pueblos relativamente chicos en la zona de influencia del yacimiento.
JB: Hay pasivos ambientales que están afectando varios cauces de ríos y arroyos que inciden sobre las poblaciones locales y afectan la cuenca del Río Bermejo, hay un factor de dilución obviamente. Al faltar el estudio de impacto ambiental es difícil de estimar, pero hay sales, aguas de formación, se calcula metales pesados. No hay buena información al no contar con el estudio, no podemos contar con las precisiones de los impactos para que la empresa se comprometa a solucionar los pasivos, y al mismo tiempo genera mucha incertidumbre tanto en los pobladores como en APN. Tampoco ha habido un proceso de consulta pública, hubo mediciones realizadas por la gente de la COBINABE (Comité  Binacional de la Alta cuenca del Río Bermejo), ellos hablan de altos tenores de sal y de metales pesados afectando los cauces, habría una incidencia hacia otras provincias.
-Y la provincia de Jujuy, específicamente la Secretaria de Energía, ¿qué rol está jugando?
GN: Ausente más bien. Hay una ausencia total de la Secretaría de Energía de Nación y la Dirección de Recursos Energéticos de la provincia. En el yacimiento nunca recibimos acompañamiento de ellos, que son los que también deberían estar exigiendo el estudio de impacto de la actividad.
JB: Y puntualmente el pozo que mencionaba Guillermo, que ya ha colapsado y está contaminando el arroyo, está fuera de la concesión de Pluspetrol, es un área que no está concesionada a ninguna empresa y entendemos que sería responsabilidad de YPF residual y del Estado provincial. APN desde el 2000 ha enviado notas, ha tratado de lograr cooperación, y hasta el día de la fecha no hubo respuestas.
APN tomó conocimiento e informó sobre eso y hasta ahora no hubo nada, se han calculado 60.000 toneladas de sales en estos 10 años, y además los metales pesados, que tenemos menos información
-¿Y el arroyo atraviesa el Parque?
GN: El pozo se encuentra 200 metros fuera del límite del Parque, el arroyo [que recibe el vertido] aporta [su caudal] a un brazo del [arroyo] Yuto, que recorre 10 kilómetros por dentro del Parque, desemboca en el río San Francisco y de ahí al río Bermejo. Pasa cerca de las localidades de Yuto y Caimancito, donde se usa para ganado, riego de quintas, etc.
-A nivel provincial, en los últimos años ¿ha habido un avance de la frontera hidrocarburífera o se ha limitado a las viejas concesiones y una reactualización de ellas?
GN: El año pasado se contrató a un estudio privado donde se reconfiguraron las aéreas petroleras. Han delimitado nuevas aéreas para dar en concesión, está listo el pliego desde la instancia de Minería, lo tendría que terminar de aprobar el gobierno provincial. No sé bien cuantas aéreas serán, creo haber leído cerca de 13, cuando antes había dos. Se habla de la zona de la Puna, también cercano a monumentos naturales, reservas de biosferas.
-Antes me decían que hay 12 pozos en producción ¿Qué nivel de actividad hay? En cuanto a picadas, instalación de equipos.

JB: Todos los pozos son por surgencia, lo cual es un problema cuando se descontrola, se rompe el pozo. El nivel de actividad de la UTE era muy limitado, 70 m3 diarios, lo cual es muy poco. Cero mantenimiento de infraestructura, se manejaban en tractor, burro, mula. La vegetación cubrió las locaciones, hubo deslizamientos de ladera que afectaron seriamente las baterías. Acá tenés todos los pozos que están en el Parque y hay una batería de separación, dos ductos sacan a una zona de cabecera, que es donde se inyecta a los gasoductos o por camión se transporta el crudo. En las aéreas de baterías hay muchos impactos por deslizamiento de laderas.
Con la nueva concesión de Pluspetrol hay mucha actividad, con el nuevo proyecto que no conocemos. Se mejoró la red vial, siempre sobre lo existente, Parques Nacionales tiene una legislación relativamente buena con el tema de evaluación de impacto ambiental. Ellos tienen que presentar un proyecto cuando se quiere hacer una obra, desde un camping hasta una obra vial, y APN determina el nivel de evaluación. Hay tres niveles, la evaluación máxima que es el estudio de impacto ambiental se hace mediante comisiones externas contratando especialistas. Las modificaciones y avances que hizo la empresa durante este año siempre fue sobre caminos y locaciones preexistentes. Se les exigió informes medio ambientales, que es un nivel medio o incluso el menor, bajo la norma de que estaban en instalaciones ya existentes y era siempre para mejor: eran caminos muy erosionados que estaban afectando cuencas y laderas. Se hicieron ciertas mejoras dentro de estos 12 pozos y la red vial activa.
El problema surge ahora cuando la empresa empieza a avanzar sobre locaciones abandonadas, caminos, sobre todo el yacimiento. Hay intenciones por parte de la empresa de evaluar por partes, evaluar cada proyecto, nuestro argumento es que necesitamos una evaluación integral, por todo lo que es impactos acumulativos, efectos sinérgicos. Y conocer el proyecto global para poder hacer una estimación adecuada de los impactos y lograr un compromiso de la empresa en calidad de declaración jurada de remediación de pasivos e impactos existentes, y es lo que no hemos logrado todavía.
Las mejoras siempre fueron en función de sus intereses productivos. Tenemos fuentes de posible impacto que son las líneas de conducción. Cada pozo está a una distancia de 5, 6 kilómetros, a través de una cañería de 2 o 3 pulgadas que son de la época de YPF, tienen 30, 40 años y están muy erosionadas, hay tramos colgadas directamente. Y desde el inicio de la UTE y el comienzo de la nueva operadora se viene exigiendo mantenimiento y mejora de esas líneas y no hemos tenido ningún tipo de respuesta. Están mejorando caminos y la situación bastante inestables de las baterías, pero con miras siempre ligadas a la producción. En lo que no está ligado a la producción, pero con un alto riesgo de impacto, no hemos logrado que hagan mejoras.