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Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56
Capítulo 1: Introducción
Noviembre 2010
www.erm.com
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CAPITULO 1
PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A.
Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56.
Introducción
Noviembre 2010
Ref. PLU_09_860
Por cuenta de ERM Perú S.A.
Aprobado por: _________________________
Firma: _________________________________
Cargo: ________________________________
Fecha: _________________________________
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Este documento tiene carácter reservado para el Cliente. ERM Perú no asume ninguna responsabilidad ante terceros que lleguen a conocer este informe o parte de él.
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TABLA DE CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN.......................................................................................................1
1.1 ANTECEDENTES.....................................................................................................2 1.2 OBJETIVOS ............................................................................................................3 1.3 ALCANCES ............................................................................................................3 1.4 METODOLOGÍA......................................................................................................4
1.4.1 Revisión y Análisis de Información..................................................................4 1.4.2 Planificación del Trabajo de Campo ...............................................................5 1.4.3 Trabajo de Campo ...........................................................................................5
1.4.3.1 Grupo Físico........................................................................................................ 6 1.4.3.2 Grupo Biológico.................................................................................................. 6 1.4.3.3 Grupo Social........................................................................................................ 6
1.4.4 Procesamiento de la Información y Generación del Informe ..........................7
2 GERENCIAMIENTO Y REVISIÓN ........................................................................8
2.1 ASPECTOS DE GESTIÓN .........................................................................................8 2.1.1 Director del Proyecto.......................................................................................8 2.1.2 Gerente del Proyecto .......................................................................................8 2.1.3 Grupo de Revisión............................................................................................8
3 ESTRUCTURA DEL INFORME............................................................................10
3.1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ...............................................................................10 3.2 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO........................................................10 3.3 CAPÍTULO III: LÍNEA BASE AMBIENTAL .............................................................10 3.4 CAPÍTULO IV: LÍNEA BASE SOCIAL.....................................................................11 3.5 CAPÍTULO V: IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y
SOCIALES .........................................................................................................................11 3.6 CAPÍTULO VI: PLAN DE MANEJO AMBIENTAL.....................................................11
4 ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO........................................................12
5 MARCO INSTITUCIONAL Y LEGAL .................................................................14
5.1 AUTORIDADES.....................................................................................................14 5.1.1 Presidencia del Consejo de Ministros (PCM)................................................14
5.1.1.1 Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).... 14 5.1.2 Ministerio de Energía y Minas (MEM) ..........................................................15
5.1.2.1 Dirección General de Hidrocarburos (DGH) .................................................... 15 5.1.2.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE)................. 16 5.1.2.3 Oficina General de Gestión Social (OGGS) ..................................................... 17
5.1.3 Ministerio del Ambiente (MINAM) ................................................................17 5.1.3.1 Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) ......................... 18 5.1.3.2 Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP) ........................ 18
5.1.4 Ministerio de Agricultura (MINAG) ..............................................................19 5.1.4.1 Dirección General de Asuntos Ambientales ...................................................... 19 5.1.4.2 Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre............................................... 19 5.1.4.3 Autoridad Nacional del Agua (ANA)................................................................ 20
5.1.5 Ministerio de Salud (MINSA).........................................................................22 5.1.5.1 Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) ........................................... 23
5.1.6 Ministerio de Defensa ....................................................................................23 5.1.6.1 Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI) ............... 23
5.1.7 Ministerio del Interior....................................................................................25
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5.1.7.1 Dirección General de Control de Servicios de Seguridad, Control de Armas, Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC) ...................................................... 25 5.1.7.2 Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú (DIRANDRO) .............. 26
5.1.8 Ministerio de Cultura.....................................................................................26 5.1.9 Ministerio de Educación ................................................................................27
5.1.9.1 Instituto Nacional de Cultura (INC) .................................................................. 27 5.1.10 Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social (MIMDES) ............................27
5.1.10.1 Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuanos (INDEPA) ...................................................................................................... 28
5.1.11 Defensoría del Pueblo ...............................................................................28 5.1.12 Gobiernos Regionales................................................................................29
5.1.12.1 Dirección Regional de Energía y Minas (DREM)............................................. 30 5.1.12.2 Dirección Regional de Agricultura.................................................................... 31
5.1.13 Gobiernos Locales .....................................................................................31 5.2 MARCO LEGAL AMBIENTAL GENERAL................................................................31
5.2.1 Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)....................32 5.2.1.1 Opinión Técnica del MINAG en la Aprobación del EIA .................................. 33 5.2.1.2 Opinión Técnica en la Aprobación del EIA cuando las Actividades se Realizan al interior de un Área Natural Protegida y/o su Zona de Amortiguamiento.......................... 34 5.2.1.3 Participación Ciudadana.................................................................................... 34
5.2.2 Sistema Nacional de Recursos Hídricos ........................................................35 5.2.2.1 Uso de Agua ...................................................................................................... 36
5.2.3 Ordenamiento Territorial...............................................................................38 5.2.4 Clasificación de Tierras.................................................................................39 5.2.5 Protección de Flora y Fauna Silvestre ..........................................................40 5.2.6 Áreas Naturales Protegidas ...........................................................................41 5.2.7 Comunidades Nativas ....................................................................................43 5.2.8 Patrimonio Arqueológico...............................................................................44
5.2.8.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles....................................................... 44 5.2.8.2 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA)........................... 45
5.2.9 Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles ...............45 5.2.9.1 Calidad de Agua/ Efluentes Líquidos ................................................................ 46 5.2.9.2 Calidad de Aire.................................................................................................. 47 5.2.9.3 Control de Ruidos.............................................................................................. 47
5.2.10 Manejo de Residuos Sólidos ......................................................................48 5.2.11 Materiales y Residuos Peligrosos..............................................................49 5.2.12 Planes de Contingencias............................................................................50
5.3 MARCO LEGAL AMBIENTAL ESPECÍFICO.............................................................51 5.3.1 Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en Hidrocarburos................................52
5.3.1.1 Contenido del EIA............................................................................................. 54 5.3.2 Participación Ciudadana...............................................................................55 5.3.3 Plan de Manejo Ambiental (PMA) .................................................................57 5.3.4 Límites Máximos Permisibles en Hidrocarburos...........................................58
5.3.4.1 Efluentes Líquidos............................................................................................. 59 5.3.4.2 Límites Máximos Permisibles para Emisiones Atmosféricas ............................ 59
5.3.5 Monitoreo de Emisiones y Efluentes ..............................................................60 5.3.6 Recursos Forestales .......................................................................................60 5.3.7 Fauna Silvestre ..............................................................................................60 5.3.8 Informe Ambiental..........................................................................................62 5.3.9 Plan de Contingencias ...................................................................................62 5.3.10 Reporte por Accidentes, Incidentes o Situaciones de Emergencia ............63 5.3.11 Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos...........63 5.3.12 Plan de Abandono......................................................................................64 5.3.13 Fiscalización y Sanciones..........................................................................65
5.4 NORMATIVA INTERNACIONAL ............................................................................66
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1 Coordenadas Lote 56 ........................................................................................1
Tabla 2 Coordenadas de la Línea de Conducción de Gas ..............................................2
Tabla 3 Área de Influencia Directa e Indirecta del Proyecto.......................................13
Tabla 4 Categorías del Sistema de Clasificación de Tierras ........................................40
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1A Mapa de Ubicación de la Línea de Conducción de Gas
Anexo 1B Mapa de Comunidades Nativas
Anexo 1C Mapa de Área de Influencia del Proyecto
Anexo 1D Mapa de Áreas Naturales Protegidas
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1 INTRODUCCIÓN
Pluspetrol Perú Corporation S.A. (en adelante Pluspetrol) comisionó a ERM Perú S.A. (en adelante ERM) para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56 (en adelante la Línea de Conducción).
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 es el Estudio de Impacto Ambiental.
El Proyecto se desarrollará dentro del ámbito del Lote 56. El Lote 56 se localiza en el extremo norte de la Región Cusco, específicamente en el distrito de Echarati, provincia de La Convención. El Lote 56 posee un área total de 58,500.00 ha y conforma un paralelogramo en sentido ENE - WSW con el río Urubamba haciendo las veces de eje mayor. A continuación se muestran los puntos que definen dicho polígono:
Tabla 1 Coordenadas Lote 56
Punto Coordenadas UTM ESTE
(WGS84 Zona 18S)
Coordenadas UTM NORTE
(WGS84 Zona 18S)
A 694773.07 8729630.56
B 733772.54 8709630.82
C 733772.28 8694630.99
D 694773.43 8714630.77
El Proyecto propuesto consiste en el tendido de una Línea de Conducción de Gas (flowline) que transportará la producción de los nuevos pozos a ubicarse en las Locaciones Mipaya, Saniri, Pagoreni Oeste y Pagoreni Norte hasta la locación Pagoreni A, en el Lote 56. La Línea de Conducción tendrá una longitud de 49.70 km. Está dividida en cuatro tramos: Tramo 1: Mipaya - Nuevo Mundo; Tramo 2A: Nuevo Mundo - Pagoreni B; Tramo 2B: Pagoreni B - Pagoreni A; y Tramo 3: Pagoreni Oeste - Empalme. (Ver Anexo 1A, Mapa de Ubicación).
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Tabla 2 Coordenadas de la Línea de Conducción de Gas
Coordenadas UTM
WGS 84 – Zona 18S Punto
Este Norte
Referencia
Progresiva Longitud
(Km)
Tramo 1: Mipaya – Nuevo Mundo
Mipaya 699768 8719364 Kp 40+022
Nuevo Mundo 701892 8723321 Kp 33+150
6.9
Tramo 2A: Nuevo Mundo – Pagoreni B
Nuevo Mundo 701907 8723252 Kp 33+150
Pagoreni B 723775 8706955 Kp 0+000
33.2
Tramo 2B: Pagoreni B - Pagoreni A
Pagoreni B* 723775 8706955 Kp 24+428 Variante
(equivalente a Kp 0+000 del Tramo 2A)
Pagoreni A 728644 8704036 Kp 17+500
6.9
Tramo 3: Pagoreni Oeste – Empalme
Locación Pagoreni Oeste 711520 8710885 Kp 2+739
Empalme con tramo 2A 711970 8713189 Kp 0+000 (o punto de
empalme con el Tramo 2A en el Kp 15+820)
2.7
Longitud Total 49.7
Fuente: Pluspetrol
El sector oeste del Lote 56 ocupa parte de la zona de amortiguamiento de la Reserva Comunal Machiguenga (Resolución Presidencial Nº 112-2009-SERNANP del 15 julio del 2009). Una parte de la Línea de Conducción, específicamente 8.5 km, se ubicará dentro de la zona de amortiguamiento de esta reserva (Ver Anexo 1D, Mapa de Áreas Naturales Protegidas).
1.1 ANTECEDENTES
Dentro del Lote 56 se hayan dos estructuras hidrocarburíferas identificadas en los años 80, conocidas como Pagoreni y Mipaya. Esta última fue explorada por Shell en 1987, y la estructura Pagoreni en 1998. Debido a los recursos de hidrocarburos de estos yacimientos y la necesidad de incrementar la producción del Proyecto Gas de Camisea, el Gobierno peruano inició un proceso licitatorio en el año 2003 para el desarrollo y puesta en producción de las reservas de gas y líquidos del Lote 56.
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El Lote fue adjudicado al Consorcio integrado por Pluspetrol Peru Corporation S.A., como Operador, Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú y SK Corporation, Sucursal Peruana, Tecpetrol y la compañía argelina Sonatrach .
En el 2005, mediante R.D. Nº 230-2005-EM-AAE del 12 de julio de 2005, se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental y Social del Lote 56, presentado por Pluspetrol Peru Corporation S.A. Este estudio contempló la perforación de 12 pozos dirigidos desde 3 locaciones denominadas Pagoreni A, B y C. En octubre de 2008, se puso en marcha la operación exitosa del Lote 56 con 6 pozos dirigidos ubicados en las locaciones Pagoreni A y B.
En enero del 2010, con el propósito de incrementar las reservas probadas de gas y líquidos de gas natural en el área, Pluspetrol presentó el Estudio de Impacto Ambiental para la ampliación del programa de perforación del Lote 56, que considera la construcción de las locaciones Mipaya, Pagoreni Oeste, Saniri y Pagoreni Norte (perforación de 3 pozos direccionales de desarrollo por locación). Este estudio fue aprobado por el Ministerio de Energía y Minas según R.D. N° 288-2010-MEM/AAE el 16 de agosto de 2010.
1.2 OBJETIVOS
Los objetivos del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56 son los siguientes:
Describir la naturaleza de las posibles interacciones entre el Proyecto propuesto y su entorno, incluyendo 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 ALCANCES
Los alcances del Estudio de Impacto Ambiental presentado en este documento están definidos por:
La revisión de la normativa legal aplicable al Proyecto.
Los Términos de Referencia elaborados para la preparación del EIA, los cuales tuvieron opinión favorable de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas
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(MEM); así como del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP) del Ministerio del Ambiente.
El permiso de compatibilidad del Proyecto con la naturaleza jurídica y condiciones naturales de la zona de amortiguamiento de la Reserva Comunal Machiguenga, otorgado por el SERNANP mediante oficio Nº 389-2010-SERNANP-DGANP.
La presentación de la descripción del Proyecto elaborada por Pluspetrol, sobre la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56.
El establecimiento de las áreas de influencia directa e indirecta del Proyecto.
La elaboración de la línea base ambiental y social del área de influencia del Proyecto, sobre la base de un relevamiento de campo a cargo de un equipo multidisciplinario de profesionales y con el apoyo de personal de la zona.
La 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
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 la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56.
Una vez conocidos el alcance y las características del Proyecto, se procedió a determinar 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 Social se ha utilizado información de estudios previos que ERM, por encargo de Pluspetrol, ha realizado y continúa realizando dentro del área del Lote 56, así como información obtenida en campo expresamente para este estudio en los meses de febrero de 2010 y junio de 2010.
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1.4.2 Planificación del Trabajo de Campo
El área de trabajo en campo para la elaboración de la Línea de Base Ambiental y Social se determinó de acuerdo a la ubicación de la Línea de Conducción propuesta 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 hábiles de trabajo, etc.).
Itinerario de los tiempos de viaje, lugares de trabajo y tiempo destinado a la evaluación.
Cantidad de investigadores principales y coinvestigadores, 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, LBA) del EIA de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56, se consideraron las evaluaciones realizadas en las siguientes fechas:
La primera campaña de evaluación de Línea de Base Ambiental se realizó del 04 de febrero al 09 de marzo de 2010, en la estación correspondiente a creciente.
La segunda campaña de evaluación de Línea de Base Ambiental se realizó del 01 junio al 01 de julio de 2010, en la estación correspondiente a vaciante.
El trabajo de campo para la Línea de Base Social (LBS) se desarrolló en dos etapas: del 21 al 28 de abril de 2010 y del 22 al 27 de mayo de 2010 e incluyó la realización de talleres, encuestas y entrevistas estructuradas (individuales y grupales) en las Comunidades Nativas de Shivankoreni, Kirigueti, Nuevo Mundo y el Asentamiento Rural Shintorini.
Los diferentes equipos de campo estuvieron compuestos por profesionales especializados en diversas disciplinas, así como por personal técnico y personal local que actuaron como coinvestigadores y acompañaron a los
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diferentes grupos de especialistas, contribuyendo con su conocimiento del área.
1.4.3.1 Grupo Físico
La información recogida para la línea base del medio físico se obtuvo del estudio desarrollado por el equipo de ERM en la traza de la Línea de Conducción propuesta. El alcance de trabajo del grupo físico comprendió la recolección de muestras de agua superficial sobre los ríos y las quebradas que serán atravesados por la línea. Asimismo, se realizó la recolección de muestras de suelo, determinaciones de la calidad de aire y la evaluación de parámetros meteorológicos y de ruido ambiental. Todos los datos recogidos fueron georeferenciados.
El equipo físico estuvo conformado por cinco (5) profesionales de diferentes especialidades (geología, edafología, hidrología, química), apoyados por pobladores locales que participaron como coinvestigadores.
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 atravesadas por el Derecho de Vía (DdV) de la Línea de Conducción propuesta. Asimismo, se efectuó una evaluación hidrobiológica para conocer el estado de conservación de los ambientes acuáticos atravesados por la Línea de Conducción. Cabe indicar que se contó con especialistas en sistemas de información geográfica (SIG) que georeferenciaron todos los hallazgos de los diferentes grupos de trabajo.
El equipo estuvo conformado por dieciséis (16) profesionales de diferentes especialidades para cada una de las campañas de campo (ornitólogos, herpetólogos, zoólogos, hidrobiólogos, botánicos y forestales), apoyados por pobladores locales que participaron como coinvestigadores locales, y personal logístico.
1.4.3.3 Grupo Social
El alcance del trabajo de campo del grupo social comprendió la realización de un taller de evaluación rural participativo (TERP) con los miembros de las comunidades nativas, para la identificación de posibles impactos percibidos por la población respecto de las actividades del Proyecto, así como la elaboración de mapas de uso de recursos naturales de su comunidad.
Además se colectó información de primera mano a través de encuestas a jefes de hogar y entrevistas individuales y grupales, aplicando distintos instrumentos para la recopilación de información sociodemográfica, económica y cultural del área.
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Este equipo estuvo compuesto por cuatro (04) profesionales, tres de la especialidad de antropología y uno de la especialidad de sociología, así como coinvestigadores locales durante todo el trabajo de campo, quienes fueron elegidos por su propia comunidad. Los coinvestigadores se integraron al equipo, recibieron una capacitación en el mismo proceso y participaron en todas las tareas de trabajo de campo, a la vez que facilitaron la comunicación lingüística e intercultural con la población.
Durante el desarrollo del TERP en la CN de Nuevo Mundo, se contó adicionalmente con la participación activa de un representante de la organización indígena CECONAMA.
1.4.4 Procesamiento de la Información y Generación del Informe
Luego del trabajo de campo se realizó el procesamiento y ordenamiento sistemático de la información obtenida tanto durante la etapa de revisión y análisis de la información bibliográfica existente como en la etapa de campo.
Para la elaboración de la LBA se ha utilizado además la información recolectada en el trabajo de campo correspondiente al EIA para la Ampliación del Programa de Perforación de Desarrollo en el Lote 56 durante los años 2008 y 2009, el cual, según se indicó anteriormente, fue aprobado por R.D. N° 288-2010-MEM/AAE el 16 de agosto de 2010.
Los datos adquiridos de 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 o relevados en 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.
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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 Biólogo Francisco Pinilla, Director de Proyectos de ERM Perú, quien garantizó que los conocimientos ganados en el desarrollo y la ejecución de proyectos de similares características, al igual que recursos corporativos requeridos, estuviesen disponibles para enriquecer este EIA. Además, supervisó el trabajo en sus aspectos generales y realizó la revisión final para que el equipo cumpliera satisfactoriamente las metas de Pluspetrol.
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. El Gerente del Proyecto fue el Econ. Cristina Cox, quien estuvo a cargo de la comunicación con Pluspetrol y de la coordinación de actividades de los diferentes equipos de especialistas.
El Gerente del Proyecto participó en las reuniones de planificación y selección de los equipos de profesionales involucrados en las áreas de trabajo (biológica, físico-química y social), 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 nivel senior, 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.
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El equipo de asesores también intervino en la discusión sobre temas técnicos críticos que requirieron revisión o discusión bajo la dirección del Gerente de Proyecto.
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.
Lic. Gustavo Mange – Director de Proyectos ERM Perú S.A.
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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, así como el informe relacionado con el marco legal en el cual se desenvuelve el Proyecto.
3.2 CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
En este capítulo del estudio se presenta una descripción de las principales actividades que conllevará la ejecución del Proyecto, agrupadas en las siguientes etapas: construcción, operación y mantenimiento, y abandono. Si bien el personal de ERM participó en el ordenamiento y sistematización de esta información, el contenido de este capítulo se ha generado íntegramente en base a la información proporcionada por Pluspetrol y conforma la base sobre la cual se han identificado los posibles impactos ambientales y se han planteado las medidas de prevención y mitigación.
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 (en especial de documentos preparados por ERM) realizados dentro del área del Lote 56, teniendo en cuenta la categoría de un EIA. Se han desarrollado las metodologías aplicadas en cada una de las disciplinas que han intervenido, y se han puntualizado 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. También se presenta la metodología de muestreo, marco regulatorio y resultados de los análisis realizados en muestras de aire, suelos y agua.
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3.4 CAPÍTULO IV: LÍNEA BASE SOCIAL
Este capítulo presenta el estudio de Línea Base Social llevado a cabo en el área de influencia de las actividades propuestas. Contiene la descripción de la metodología de relevamiento de información. Asimismo, 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 locales.
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 del Proyecto. Esta evaluación es tratada en matrices y valorizada considerando las particularidades del Proyecto.
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 en la cual se efectúa 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.
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 56 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.
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4 AREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
De acuerdo a lo establecido en el Artículo 4° del D.S. N° 012-2008-EM, el área de influencia es el “espacio geográfico sobre el que las actividades de hidrocarburos ejercen algún tipo de impacto considerable. Se considera como área de influencia directa a aquella zona en la cual se desarrollará la actividad de hidrocarburos, y área de influencia indirecta a las áreas aledañas al proyecto”.
En este contexto, para definir el Área de Influencia del Proyecto se han considerado los siguientes criterios:
Superposición de la Línea de Conducción sobre territorio de comunidades y/o asentamientos de colonos.
Rutas de tránsito fluvial y aéreo por actividades vinculadas a la construcción y operación de la Línea de Conducción propuesta.
Cuencas o Microcuentas Hidrográficas (cuencas o microcuencas).
Comunidades Aledañas.
Áreas Naturales Protegidas.
La zona considerada como área de influencia del Proyecto comprende parte del territorio de algunas comunidades nativas (CCNN) y de un asentamiento rural de colonos, así como las comunidades ribereñas que podrían verse afectadas por el incremento del tráfico fluvial en el río Urubamba (Ver Anexo 1B, Mapa de Comunidades Nativas).
De acuerdo a ello, se ha delimitado como Área de Influencia Directa (AID) al área ocupada por la Línea de Conducción y un área buffer a cada lado de la traza de 500 m de ancho, superpuesto a territorios de las Comunidades Nativas de Kirigueti, Nuevo Mundo, Shivankoreni, y al Asentamiento Rural Shintorini. Parte de esta franja se superpone con la zona de Amortiguamiento de la Reserva Comunal Machiguenga.
El área de Influencia Indirecta (AII), se ha definido como el territorio donde no se desarrollaran las actividades del tendido de la Línea de Conducción, pero donde las actividades de transporte fluvial y aéreo podrían disturbar la vida cotidiana y las zonas de uso de las poblaciones cercanas. Se ha delimitado el AII tomando como referencia el río Urubamba, considerando un corredor fluvial de 1 km a ambas márgenes del río, abarcando territorios de las comunidades nativas de Nuevo Mundo, Kirigueti, Shivankoreni, y Camisea, y el Asentamiento de Rural Shintorini.
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En la siguiente tabla se indican las Áreas de Influencia Directa e Indirecta definidas para el presente Proyecto.
Tabla 3 Área de Influencia Directa e Indirecta del Proyecto
Área de Influencia
Directa Indirecta
El AID del Proyecto comprende la franja donde se ubicará la Línea de Conducción y un área buffer de 500m a cada lado de ella.
Esta franja se superpone a los territorios de las Comunidades Nativas de Kirigueti, Nuevo Mundo, Shivankoreni y el Asentamiento Rural Shintorini, así como a la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Comunal Machiguenga.
Corredor fluvial de 1 km a ambas márgenes del río Urubamba (que no se superpone con el AID), en las comunidades ribereñas del Bajo Urubamba, desde Nuevo Mundo aguas abajo hasta Malvinas aguas arriba.
El AII considera territorios de las comunidades nativas de: Nuevo Mundo, Kirigueti, Shivankoreni y Camisea, y del Asentamiento Rural Shintorini.
Corredor aéreo de la ruta de vuelo de helicópteros desde Malvinas a los campamentos temporales y helipuertos a instalarse a lo largo del derecho de vía.
En el Anexo 1C se presenta el Mapa de Área de Influencia del Proyecto, donde se aprecia la delimitación del área de influencia directa e indirecta.
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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, a OSINERGMIN, organismo 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)
Mediante Ley 26734 se crea el OSINERG, el cual es posteriormente modificado por la Ley 28964 del 24 de enero de 2007, que crea el OSINERGMIN. Tiene personería jurídica de derecho público interno y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera. Asimismo, es integrante del Sistema Supervisor de la Inversión en Energía compuesto por el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual – INDECOPI, y el propio 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 Sector Energía velando por la calidad, seguridad y eficiencia del servicio y/o productos brindados a los usuarios en general y cautelando la adecuada conservación del medio ambiente. Son funciones del OSINERGMIN1, entre otras:
Velar por el cumplimiento de la normativa que regula la calidad y eficiencia del servicio energético brindado a los usuarios.
Fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesiones eléctricas y otras establecidas por la ley.
Fiscalizar que las actividades del subsector hidrocarburos se desarrollen de acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.
Fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legales relacionadas con la protección y conservación del ambiente en las actividades desarrolladas en el subsector hidrocarburos.
1 Artículo 5 de la Ley 26734.
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La función supervisora permite al OSINERGMIN verificar el cumplimiento de las obligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión, por parte de las empresas o personas que realizan actividades sujetas a su competencia; verificar el cumplimiento de cualquier mandato o resolución emitida por el propio OSINERGMIN o de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo de la entidad supervisada. De acuerdo a lo anterior, le corresponde supervisar, entre otras cosas, el cumplimiento de las disposiciones normativas y/o reguladoras, y la estricta aplicación y observancia de las disposiciones técnicas y legales referidas a la conservación y protección del medio ambiente en los subsectores de electricidad e hidrocarburos.
La función sancionadora permite al OSINERGMIN imponer multas y otras sanciones a las empresas que infrinjan las leyes, reglamentos y obligaciones derivadas de sus respectivos instrumentos de gestión ambiental, en función a las normas sectoriales y transectoriales, en ejercicio del ius puniendi (derecho a reprimir) del Estado y al amparo del derecho administrativo sancionador.
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. El MEM es el encargado de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del sector, así como de dictar las demás normas pertinentes. 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 en armonía con el medio ambiente.
De acuerdo con el Reglamento de Organización y Funciones del MEM, aprobado por el Decreto Supremo Nº 031-2007-EM, 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 y las Direcciones Regionales de Energía y Minas, entre otras, 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
2 Artículos 79 y 80 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM.
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nombre del Estado para las actividades de hidrocarburos, según le corresponda, conforme a lo establecido por el Decreto Supremo 025-2003-EM (Reglamento de Organizaciones y Funciones del Ministerio de Energía y Minas). Este órgano está a cargo de un Director General, quien, al igual que el Director General de Asuntos Ambientales Energéticos, depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.
5.1.2.2 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE)3
Esta unidad del Ministerio de Energía y Minas, creada a través del Decreto Supremo 025-2003-EM, reemplaza a la anterior DGAA y es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política ambiental del sector energético, proponer o expedir la normatividad necesaria, así como 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 con las actividades del Sector. La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) está a cargo de un Director General, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.
Conforme al Artículo 91 del Reglamento de Organizaciones y Funciones del Ministerio de Energía y Minas (Decreto Supremo 031-2007-EM), dentro de las principales atribuciones de la DGAAE se encuentran, entre otras, las siguientes:
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.
3 Artículos 90 y 91 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM.
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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 constituye la “Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos” (DGAAE).
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 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 Ministerio del Ambiente (MINAM) fue creado mediante el Decreto Legislativo N° 1013, publicado el 14 de mayo 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). Asumirá parte de la gestión de los recursos hídricos, y le serán transferidas algunas competencias de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) del Ministerio de Salud. De igual modo, el MINAM asumirá competencias de evaluación, fiscalización, control y sanción ambiental en el ámbito de sus competencias, a través del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA).
4 Artículos 50 y 51 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM. 5 Resolución Ministerial N° 054-2008-MINAM.
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Este ministerio cuenta con dos viceministerios: el Viceministerio de Recursos Naturales y el Viceministerio de Gestión Ambiental. Las funciones de ambos están descritas en los Artículos 11 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 OEFA es un organismo público, técnico especializado, adscrito al Ministerio del Ambiente, creado por la Segunda Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo N° 1013. Es el ente rector del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental - SINEFA (de acuerdo a la Ley Nº 29325).
Tiene la responsabilidad de verificar el cumplimiento de la legislación ambiental por todas las personas naturales y jurídicas. Asimismo, supervisa que las funciones de evaluación, supervisión, fiscalización, control, potestad sancionadora y aplicación de incentivos en materia ambiental, realizada a cargo de las diversas entidades del Estado, se realice de forma independiente, imparcial, ágil y eficiente, de acuerdo a lo dispuesto jurídicamente en la Política Nacional del Ambiente. Cabe indicar, que actualmente el OEFA ha sido implementado para el sector minería, pero aún no para el sector hidrocarburos.
5.1.3.2 Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP)
Con la creación del MINAM mediante Decreto Legislativo 1013, también se establece la creación del 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.
En el Decreto Supremo N° 006-2008-MINAM, del 15 de noviembre del 2008, se publicó el Reglamento de Organización y 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
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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.
5.1.4 Ministerio de Agricultura (MINAG)
El Ministerio de Agricultura (MINAG) tiene como misión promover el desarrollo de los productores agrarios organizados en cadenas productivas, en el marco de la cuenca como unidad de gestión de los recursos naturales, para lograr una agricultura desarrollada en términos de sostenibilidad económica, social y ambiental. Mediante Decreto Ley 25902 se promulgó la Ley Orgánica del Ministerio de Agricultura, la misma que en su artículo 2 indica que la finalidad de este ministerio es promover el desarrollo sostenido del Sector Agrario. El Ministerio de Agricultura (MINAG) tiene como principales funciones la formulación, coordinación y evaluación de las políticas nacionales en lo concerniente al Sector Agrario, en materia de preservación y conservación de los recursos naturales. El Decreto Ley 25902 también creó, entre otras, a las siguientes organizaciones públicas descentralizadas con funciones ambientales:
5.1.4.1 Dirección General de Asuntos Ambientales
De acuerdo con los alcances del Artículo 1.3 del Decreto Supremo N° 030-2008-AG, se entenderá que toda mención a las competencias, funciones y atribuciones de la Oficina de Gestión Ambiental Transectorial, Evaluación e Información de Recursos Naturales (OGATEIRN) del INRENA corresponde al Ministerio de Agricultura y serán ejercidas a través de la Dirección General de Asuntos Ambientales, 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 última 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.
5.1.4.2 Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 57 del Decreto Supremo N° 031-2008-AG, 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
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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.
Si bien la Intendencia Forestal y de Fauna Silvestre ha transferido sus funciones a favor del MINAG, la entidad de este ministerio encargada de ejercitar las funciones que la Intendencia detentaba 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 Silvestre (CITES) para los recursos forestales y de fauna silvestre.
Esta dirección se organiza a través de las siguientes unidades orgánicas: (i) Dirección de Promoción Forestal y de Fauna Silvestre, Dirección de Gestión Forestal y Fauna Silvestre y Dirección de Información y Control Forestal y de Fauna Silvestre.
5.1.4.3 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.
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
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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.
Por otro lado, el Decreto Legislativo N° 1083 sobre el Aprovechamiento Eficiente de los Recursos Hídricos, publicado el 28 de junio de 2008, enfatiza el interés nacional en la conservación de los recursos hídricos y establece como herramienta la Certificación de Eficiencia a los operadores y usuarios de infraestructura hidráulica, pública o privada, que cumplan con los parámetros establecidos, precisando además en su segunda Disposición Complementaria Final la fusión por absorción del Fondo Nacional del Agua (FONAGUA) al ANA.
En base con las nuevas disposiciones normativas, el ANA es el ente rector del Sistema Nacional de Recursos Hídricos –creado mediante Decreto Legislativo Nº 1081, publicado el 28 de junio de 2008- el mismo que es parte del Sistema Nacional de Gestión Ambiental y tiene por finalidad articular el accionar del Estado en la gestión integrada y multisectorial, el aprovechamiento sostenible, conservación e incremento de los recursos hídricos.
Como parte de su estructura orgánica, el ANA cuenta con órganos desconcentrados como las Autoridades Administrativas del Agua, las mismas que según los alcances del Decreto Legislativo Nº 1081, resuelven en primera instancia administrativa los asuntos de competencia de la ANA, estableciéndose que el Tribunal de Resolución de Controversias Hídricas resuelve, en última instancia administrativa, los recursos que se interpongan contra las resoluciones que expidan las Autoridades Administrativas de Agua.
De acuerdo con los alcances del Decreto Supremo Nº 039-2008-AG, Reglamento de Organización y Funciones de la ANA, esta tiene como principales funciones las siguientes:
Formular la Política y Estrategia Nacional de Recursos Hídricos y el Plan Nacional de Recursos Hídricos, en el marco de la Política Nacional Ambiental y dirigir las acciones derivadas de su aplicación.
Dictar normas y establecer los procedimientos para asegurar la gestión integrada, multisectorial y sostenible de los recursos hídricos, su conservación, incremento, así como su aprovechamiento eficiente.
Emitir opinión técnica vinculante respecto a la disponibilidad de recursos hídricos para la viabilidad de proyectos de infraestructura hidráulica que involucren la utilización de recursos hídricos.
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Otorgar derechos de uso de agua y mantener actualizado el Registro Administrativo de Derechos de uso de agua.
Proponer el otorgamiento de reservas de agua, autorización de trasvases, la declaratoria de agotamiento de las fuentes naturales de agua, zonas de veda, zonas de protección y estados de emergencia en materia de aguas.
Promover el pago por el uso de agua y establecer la metodología para determinar el valor de las retribuciones económicas por el uso del agua, supervisando su recaudación.
Respecto al otorgamiento de los derechos de uso de agua, el Decreto Supremo N° 039-2008-AG, Reglamento de Organización y Funciones de la ANA, establece que las Autoridades Administrativas del Agua, a través de la Dirección de la Autoridad Administrativa del Agua y de las Administraciones Locales de Agua es competente para otorgar derechos de uso de agua; precisándose que las primeras son competentes para otorgar, modificar, terminar, declarar la caducidad y revocar licencias de uso de agua y supervisar el otorgamiento de permisos y autorizaciones de uso de agua, mientras que las Administraciones Locales de Agua son competentes para otorgar permisos y autorizaciones de uso de agua.
5.1.5 Ministerio de Salud (MINSA)
Mediante la Ley Ministerio de Salud - Ley Nº 27657, 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 del Poder Ejecutivo, Decreto Legislativo 560, señala en su Artículo 27 que corresponde al Ministerio de Salud formular y evaluar las políticas de alcance nacional en materia de salud y supervisar su cumplimiento. Como autoridad de salud, señalada por la Ley General de Salud, Ley 26842. 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 27314), 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.
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Dictar las medidas de prevención y control indispensables para que cesen los actos o hechos que ocasionan contaminación ambiental, cuando ésta 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 y reemplazado por la Ley del Ministerio de Salud, Ley Nº 27657, 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. Adicionalmente, la Ley N° 27657 creó el Centro Nacional de Salud Ocupacional y Protección del Ambiente para la Salud6, que, a su vez, 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, además de formular y proponer políticas y normas orientadas a la protección del ambiente para la salud.
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
6 Tercera Disposición Complementaria de la Ley 27657.
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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 y su reglamento, el cual está establecido en Decreto Supremo N° 028-DE.MGP, modificado por el Decreto Supremo N° 024-2007-DE-MGP, 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 DICAPI7, 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, 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, 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.
7 Artículo 6 de la Ley 26620.
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Para el ejercicio de sus funciones en el ámbito fluvial, la DICAPI se vale de las Capitanías de Puerto, que tienen como funciones8 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.
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 del 27 de abril de 1999, 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, ley que declara en
8 Establecidas en la Sección VII A-010701 del D.S. 028-DE-MGP.
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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.
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.
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 y su reglamento (Decreto Supremo 053-2005-PCM). Conforme a dichas normas, las personas que utilicen insumos químicos y productos fiscalizados (denominados IQPFs) están sujetos 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 fue creado mediante la Ley Nº 29565, el 22 de julio de 2010. Es una persona jurídica que tendrá competencias y funciones exclusivas y compartidas con gobiernos regionales y locales.
Entre sus principales funciones exclusivas se encuentran la de formular, proponer, ejecutar y establecer los planes, estrategias y acciones en materia de promoción cultural, coordinar la implementación de la política nacional de su competencia con los demás sectores, los gobiernos regionales y locales, y coordinar acciones para culminar con el proceso de saneamiento físico legal territorial de los pueblos andinos, amazónicos y afroperuanos, dentro del
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marco de la Constitución Política del Perú y los tratados internacionales sobre pueblos indígenas.
De acuerdo al Artículo 11º, los organismos públicos que serán adscritos al Ministerio de Cultura son: Instituto Nacional de Cultura (INC), Biblioteca Nacional del Perú, Instituto de Radio y Televisión Peruana, Academia Mayor de Lengua Quechua, Archivo General de la Nación y el Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuanos (INDEPA)
Por otro lado, de acuerdo a la Primera Disposición Complementaria Transitoria, hasta que se apruebe el Texto Único de Procedimientos Administrativos (TUPA) del Ministerio de Cultura, se mantendrá en vigencia los TUPA de las entidades fusionadas, así como sus funciones.
Asimismo, en la Novena Disposición Complementaria Final, se señala que el Poder Ejecutivo realizará la transferencia de las unidades departamentales del Instituto Nacional de Cultura (INC) a los correspondientes gobiernos regionales en un plazo de 120 días.
5.1.9 Ministerio de Educación
5.1.9.1 Instituto Nacional de Cultura (INC)
El Instituto Nacional de Cultura es una entidad descentralizada del Ministerio de Educación y es responsable de la protección, preservación, restauración y difusión del patrimonio cultural del Perú, de conformidad con la Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación (Ley 28296). La ley peruana protege la propiedad cultural, ya sea arqueológica o histórica; por lo tanto, para cualquier trabajo de explotación de hidrocarburos, sistemas de energía u otros desarrollos que pudieran afectar el patrimonio cultural peruano, se deberá obtener un certificado de inexistencia de recursos arqueológicos (CIRA) o una evaluación arqueológica, según el área que pueda ser afectada, mediante la cual se confirme la inexistencia de restos arqueológicos antes del comienzo de las obras o la remoción de tierras. El CIRA y las evaluaciones arqueológicas están regulados por las Regulaciones para Investigaciones Arqueológicas, Resolución Suprema 004-2000-ED, Reglamento de Investigaciones Arqueológicas.
Actualmente sus funciones se encuentran en proceso de transferencia al Ministerio de Cultura.
5.1.10 Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social (MIMDES)
Mediante Ley Orgánica Nº 27779 publicada el 11 de julio de 2002, se creó el Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social cuyo objetivo es diseñar, proponer y ejecutar la política de desarrollo social y humano promoviendo la equidad de género y la igualdad de oportunidades para la mujer, la niñez, la tercera edad
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y las poblaciones en situación de pobreza y pobreza extrema, discriminadas y excluidas.
5.1.10.1 Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuanos (INDEPA)
Mediante Ley 28495 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. Mediante Decreto Supremo 001-2008-MIMDES, del 1 de marzo de 2008, el INDEPA se adscribe al Ministerio de la Mujer y Desarrollo Social.
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.
En este sentido, el INDEPA tiene un papel en la realización de los procedimientos de participación y consulta ciudadana exigidos por las normas referidas a la aprobación de los estudios de impacto ambiental para la explotación de los recursos naturales existentes en los territorios ocupados por las comunidades nativas, debiendo coordinar sus acciones con los demás organismos del Estado interesados, así como con las empresas que van a explotar dichos recursos naturales.
Actualmente sus funciones se encuentran en proceso de transferencia al Ministerio de Cultura.
5.1.11 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; 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), 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
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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 rango de ley a que se refiere el inciso 4) del Artículo 200° de la Constitución Política; asimismo, 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.
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 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.
5.1.12 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) 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 (modificada por la Ley Nº 27902 y por la Ley N° 29053) 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.
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La Ley Nº 27783 (Ley de Bases de la Descentralización) 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, es 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 Resolución Ministerial N° 009-2008-MEM/DM, publicada el 16 de enero de 2008, se declaró que el Gobierno Regional del Cusco ha concluido el proceso de transferencia de funciones sectoriales en materia de Energía y Minas.
5.1.12.1 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 27783) y la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales (Ley 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 sectoriales, los Directores Regionales están bajo la dirección del Ministerio de Energía y Minas; sin embargo, para 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 27902. De esta forma, el Director Regional de Energía y Minas, está bajo la
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dirección del Ministerio de Energía y Minas y de la Gerencia Regional de Desarrollo Económico.
Finalmente, conforme a lo dispuesto por la Resolución Ministerial 179-2006-MEM/DM, se declaró que 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 concluyeron 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.
5.1.12.2 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.
5.1.13 Gobiernos Locales
Conforme a la Ley Nº 27972 (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), 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
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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, LGA), Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada (Decreto Legislativo N° 757), el Texto Único Ordenado (TUO) de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley N° 26221), 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), del 23 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 el Decreto Legislativo N° 1078 que la modifica, a partir de la entrada en vigencia del Reglamento de la Ley, los 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.
Con fecha 25 de setiembre de 2009 se aprobó, mediante el D.S. N° 019-2009-MINAM, 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 EIAs bajo su ámbito, otorgar la Certificación Ambiental para las categorías I, II y III y realizar acciones de fiscalización
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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:
1. La Declaración de Impacto Ambiental – DIA (Categoría 1)
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
El Reglamento establece también el proceso de evaluación de impacto ambiental de proyectos de inversión, el mismo que 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 EIA–d 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
Inicialmente, el Decreto Supremo Nº 056-97-PCM (modificado por Decreto Supremo 061-97-PCM), establecía que los Estudios de Impacto Ambiental de
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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, previamente a su aprobación por la autoridad sectorial competente, requerirán opinión técnica del Ministerio de Agricultura, a través del INRENA.
Sin embargo, dado que mediante el D.S. Nº 030-2008-EM se aprobó la fusión del Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA) al Ministerio de Agricultura, la función del INRENA de emitir opinión técnica previa mencionada en el párrafo anterior, es actualmente responsabilidad del MINAG.
5.2.1.2 Opinión Técnica en la Aprobación del EIA cuando las Actividades se Realizan al interior de un Área Natural Protegida y/o su Zona de Amortiguamiento
Si el proyecto se desarrolla al interior de un área natural protegida o en su zona de amortiguamiento, de conformidad con el Artículo 64 del Decreto Supremo Nº 038-2001-AG, se requería de la opinión técnica previa favorable del INRENA para que el proyecto pueda ser aprobado por la autoridad competente. Sin embargo, dado que el marco legal vigente contempla la transferencia de funciones de la Intendencia de Áreas Naturales Protegidas a favor del SERNANP del MINAM, esta competencia ha sido transferida a dicha entidad.
Así, la Segunda Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo Nº 1013 establece que es función del SERNANP emitir opinión previa vinculante a la autorización de actividades orientadas al aprovechamiento de recursos naturales o a la habilitación de infraestructura en el caso de áreas naturales protegidas de administración nacional. Asimismo, el Artículo 27 del Reglamento de Organización y Funciones del SERNANP faculta a las Jefaturas de las Áreas Naturales Protegidas a emitir opinión técnica respecto de los estudios de impacto ambiental, programas de adecuación y manejo ambiental y declaraciones de impacto ambiental que involucran al Área Natural Protegida a su cargo y/o su zona de amortiguamiento, cuando su aprobación u otorgamiento sea función de competencia exclusiva del Gobierno Regional o Municipal correspondiente, o cuando dicha función les haya sido transferida a los mismos.
5.2.1.3 Participación Ciudadana
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, entre otras, para 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:
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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.
Otros que definan las entidades del Sistema Nacional de Gestión Ambiental.
Este reglamento establece, además, que constituyen mecanismos de consulta 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 establezca 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 normativa 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
Este sistema ha sido creado mediante Decreto Legislativo N° 1081, publicado el 28 de junio de 2008, y reglamentado mediante Decreto Supremo N° 021-2008-AG, 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.
Cabe señalar que 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
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proyectos de infraestructura hidráulica que involucren la utilización de recursos hídricos.
Sin perjuicio de las obligaciones establecidas en el decreto legislativo antes señalado, cabe mencionar lo indicado en el Artículo 90 de la Ley General del Ambiente, en donde se 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.
5.2.2.1 Uso de Agua
La Autoridad Nacional del Agua se configura como ente responsable de los procedimientos para la gestión integrada y sostenible de los recursos hídricos y se le faculta para otorgar derechos de uso de agua. Para el desarrollo de esta función, como ya se ha señalado previamente, la ANA se organiza a través de sus órganos desconcentrados como las autoridades administrativas del agua, quienes por medio de sus órganos de línea como las autoridades locales de agua y la dirección de la autoridad administrativa del agua, otorgan los diferentes derechos de usos de agua a favor de particulares.
Con fecha 31 de marzo de 2009, se aprobó la nueva Ley de Recursos Hídricos (Ley N° 29338 que deroga el Decreto Ley N° 17752, Ley General de Aguas); asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 001-2010-AG, de fecha 24 de marzo de 2010, se aprobó su reglamento. La ley establece que las aguas, sin excepción alguna, son de propiedad del Estado y su dominio es inalienable e imprescriptible. Es un bien de uso público y su administración solo puede ser otorgada y ejercida en armonía con el bien común, la protección ambiental y el interés de la nación, no hay propiedad privada sobre el agua.
La ley establece 3 clases de uso de los recursos hídricos: a) uso primario, b) uso poblacional y c) uso productivo. La prioridad para el otorgamiento y el ejercicio de los usos señalados sigue el orden en que fueron enunciados.
Para usar el recurso agua, salvo el uso primario, se requiere contar con un derecho de uso otorgado por la autoridad administrativa del agua (instancia de presencia nacional que resuelve en primera instancia administrativa los asuntos de competencia de la ANA) con participación del concejo de cuenca regional o interregional (instancias creadas a iniciativa de los Gobiernos Regionales con el objeto de participar en la planificación, coordinación y concertación del aprovechamiento sostenible de los recursos hídricos en sus respectivos ámbitos), según corresponda.
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Los derechos de uso son los siguientes: 1. Licencia de uso, 2. Permiso de uso y 3. Autorización de uso de agua.
La licencia de uso del agua es un derecho de uso mediante el cual la autoridad nacional, con opinión del Consejo de Cuenca respectivo, otorga a su titular la facultad de usar este recurso natural, con un fin y en un lugar determinado. La licencia puede ser otorgada para uso consuntivo o no consuntivo y su plazo es indeterminado mientras subsista la actividad para la que fue otorgada. Para ser otorgamiento se requiere que:
Exista la disponibilidad de agua solicitada, y que esta sea apropiada en calidad, cantidad y oportunidad para el uso al que se destine
La fuente de agua a la que se contrae la solicitud tenga un volumen de agua disponible que asegure los caudales ecológicos, los niveles mínimos de reservas o seguridad de almacenamiento y las condiciones de navegabilidad, cuando corresponda según el régimen hidrológico
No ponga en riesgo la salud pública y el ambiente
No se afecte derechos de terceros, que guarde relación con el plan de gestión del agua de la cuenca
El interesado presente el instrumento ambiental pertinente aprobado por la autoridad ambiental sectorial competente
Hayan sido aprobadas las servidumbres, así como las obras de captación, alumbramiento, producción, regeneración, conducción, utilización, avenamiento, medición y las demás que fuesen necesarias.
Los permisos de uso de aguas se dan cuando existe superávit hídrico o para el uso de aguas residuales. 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 indeterminada cantidad de agua variable proveniente de una fuente natural. El permiso de uso sobre aguas residuales, es un derecho de uso de duración indeterminada, mediante el cual se le otorga al titular la facultad de usar una determinada cantidad de agua variable, proveniente de filtraciones resultantes del ejercicio del derecho de los titulares de licencias de uso. Son requisitos del permiso de uso los siguientes: que el solicitante acredite ser propietario o poseedor legítimo del predio en el que hará uso eventual del recurso, y que el predio cuente con las obras autorizadas de captación, conducción, utilización, avenamiento, medición y las demás que fuesen necesarias para el uso eventual del recurso.
La autorización de uso de agua es de plazo determinado, no mayor a dos (2) años, mediante el cual la autoridad nacional otorga a su titular la facultad de usar una cantidad anual de agua para cubrir exclusivamente las necesidades
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de aguas derivadas de: a) ejecución de estudios, b) ejecución de obras y c) lavado de suelos.
La ley establece también que el Estado reconoce y respeta el derecho de las comunidades campesinas y nativas de utilizar las aguas existentes o que discurren por sus tierras, así como las cuencas de donde nacen dichas aguas, tanto para fines económicos, de transporte, de supervivencia y culturales, en el marco de lo establecido en la Constitución Política del Perú, la normativa sobre comunidades y la ley. Este derecho es imprescriptible, prevalente y se ejerce de acuerdo con los usos y costumbres ancestrales de cada comunidad. Asimismo, la norma señala que ningún artículo de la ley debe interpretarse de modo que menoscabe los derechos reconocidos a los pueblos indígenas en el Convenio 169 de la OIT.
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 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 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
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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 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 ambiental, 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.
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, promulgado 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 4).
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Tabla 4 Categorías del Sistema de Clasificación de Tierras
Categorías del Sistemas de Clasificación de Tierras Símbolo Tierras Aptas para Cultivo en Limpio A Tierras Aptas para Cultivos Permanentes C Tierras Aptas para Pastos P Tierras Aptas para Producción Forestal F
Grupo de Capacidad de Uso Mayor
Tierras de Protección X 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
Calidad Agrológica Alta
Calidad Agrológica Media
Calidad Agrológica Baja
B1 B2 B3
Clase de Tierras Aptas para Pastos
Calidad Agrológica Alta
Calidad Agrológica Media
Calidad Agrológica Baja (P3)
P1 P2
Clase de Tierras Aptas para Producción Forestal
Calidad Agrológica Alta
Calidad Agrológica Media
Calidad Agrológica Baja
F1 F2 F3
Clase de Capacidad de Uso Mayor
Clase de Tierras de Protección: No presenta Clases
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
Subclase de Capacidad de Uso Mayor
Limitaciones especiales:
Uso Temporal
Presencia de Terráceo-Andenería
Riego Permanente o Suplementario
t a r
5.2.5 Protección de Flora y Fauna Silvestre
Según el Artículo 17 de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre (Ley Nº 27308), 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 MINAG9 para realizar desbosques en dichas
9 INRENA fusionado al Ministerio de Agricultura mediante D.S. Nº 030-2008-AG.
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áreas. Esta disposición de la Ley Forestal debe entenderse como complementaria al Artículo 65º del Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos (D.S. 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. A este respecto, se promulgó el D.S. Nº 043-2006-AG, que aprueba la categorización de especies amenazadas de flora silvestre.
Por su parte, el Reglamento de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre (Decreto Supremo 014-2001-AG), 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 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.
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 de animales domésticos.
Cabe indicar que ante la derogatoria de la Ley Forestal y de Fauna Silvestre – Ley Nº 1090, actualmente está vigente la Ley Nº 27308 y su reglamento; así también, como se ha señalado anteriormente, mediante D.S. Nº 030-2008-AG, se aprobó la fusión del INRENA e INADE al Ministerio de Agricultura, siendo este último el ente absorbente.
5.2.6 Áreas Naturales Protegidas
Las áreas naturales protegidas y sus zonas de amortiguamiento se regulan, en términos generales, por la Ley de Áreas Naturales Protegidas, Ley 26834, y su reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 038-2001-AG.
Para el Proyecto propuesto es de relevancia la Reserva Comunal Machiguenga, dado que un pequeño sector del trazo de la Línea de Conducción se encuentra en su zona de amortiguamiento (Ver Anexo 1D, Mapa de Áreas Naturales Protegidas).
Reserva Comunal Machiguenga
La Reserva Comunal Machiguenga (RCM) está ubicada en el departamento del Cusco, provincia de La Convención, distrito de Echarati, y cuenta con una
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extensión de 218,905.63 ha. Esta reserva se estableció el 15 de enero del año 2003, mediante el Decreto Supremo 03-2003-AG.
En julio de 2009, el Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP), dependiente del Ministerio del Ambiente, aprobó el Plan Maestro 2009-2013 para la Reserva Comunal Machiguenga (Resolución Presidencial Nº 112-2009-SERNANP el 15 julio de 2009) y como consecuencia de ello se modifican los límites de su zona de amortiguamiento.
El objetivo del establecimiento de la RCM es el de contribuir a la conservación de los recursos naturales de la vertiente oriental de la cordillera de Vilcabamba, permitiendo a las poblaciones indígenas del valle del Bajo Urubamba, continuar con el usufructo tradicional, permanente y sostenible de los mismos.
En el plan maestro se han identificado cuatro (4) zonas: Protección Estricta (PE), Silvestre (S), Aprovechamiento Directo (AD) e Histórico Cultural (HC). En la zona de PE solamente se permiten actividades de control y vigilancia, a cargo del personal de la reserva, y actividades de investigación científica, previa autorización, y limitadas para casos especiales orientados a garantizar el cumplimiento de los objetivos de la reserva.
En la zona S se autoriza actividades de investigación, educación ambiental, turismo orientado a la naturaleza y recreación, y se pueden habilitar senderos interpretativos, miradores y recorridos terrestres. El tránsito de investigadores y visitantes se permite solamente por las rutas aprobadas; están prohibidas las actividades de uso y extracción de recursos de flora y fauna, excepto las que se realicen con fines de investigación científica.
En la zona AD se permite el aprovechamiento de recursos forestales maderables, no maderables y de fauna, incluyendo la pesca, con fines de autoconsumo, el aprovechamiento comercial -bajo planes de manejo- de los recursos no maderables y de fauna, incluida la pesca. No está permitido el aprovechamiento comercial de productos maderables; se promueve el desarrollo de actividades de investigación, turísticas, recreativas y de educación ambiental, y es posible la construcción e implementación de la infraestructura permanente necesaria para el acceso y estadía para actividades de aprovechamiento y disfrute de los visitantes.
En la zona HC se permite el uso tradicional de estas zonas por la población local, actividades educativas y de uso recreativo, las investigaciones arqueológicas previa autorización y está prohibida la extracción de restos arqueológicos y/o culturales.
En la Zona de Amortiguamiento se promueve el ecoturismo, el manejo o recuperación de poblaciones de flora y fauna, el reconocimiento de áreas de conservación privada, las concesiones de conservación, concesiones de servicios ambientales, la investigación, la recuperación de hábitats y el
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desarrollo de sistemas agroforestales, así como otras actividades que contribuyan a los objetivos del ANP (Art. 62.1, Reglamento de la Ley de ANP).
5.2.7 Comunidades Nativas
Conforme a lo establecido en el Artículo 89 de la Constitución Política del Perú y en la Ley de Comunidades Nativas y de Desarrollo Agrario de la Selva y Ceja de Selva (Decreto Ley 22175) 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.
Asimismo, el numeral 3 del Artículo 72 de la Ley General del Ambiente (Ley 28611) y el Artículo 18 de la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales (Ley 26821) 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.
Por su parte, el Artículo 15 del Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo relativo a los Pueblos Indígenas y Tribales en Países Independientes, aprobado por Resolución Legislativa 26253, 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 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.
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Según la normativa nacional vigente, esta participación se debe realizar dentro del contexto y procedimiento establecido por el Reglamento de Participación Ciudadana para la realización de actividades de hidrocarburos (D.S. N° 012-2008-EM) y en el marco de los lineamientos para la participación ciudadana en las actividades de hidrocarburos aprobados mediante Resolución Ministerial Nº 571-2008-MEM-DM.
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.
5.2.8 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". Aquí se señala que 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.
5.2.8.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles
La Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación (Ley 28296) señala en su Artículo V 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
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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.
5.2.8.2 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA)
Esta normativa contiene un mandato con respecto a los proyectos de obras públicas y privadas que de un modo u otro se relacionen con un bien cultural inmueble, señalándose que en tales casos se debe contar con la autorización previa del Instituto Nacional de Cultura (INC). El objetivo es proteger aquellas áreas en las cuales se pueda sospechar que existen restos correspondientes al patrimonio cultural de la nación, con el fin de que, en este caso, se obtenga la evaluación técnica del INC para lograr tal determinación. De no encontrar tales evidencias, el INC dictamina la liberación de la zona.
De esta manera, el Artículo 65 del Reglamento de Investigaciones Arqueológicas (Resolución Suprema 004-2000-ED) ha previsto que el titular de una actividad que pueda ocasionar un daño al patrimonio arqueológico obtenga un Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA). Para la obtención del CIRA, el responsable del proyecto debe ejecutar un proyecto de evaluación arqueológica de reconocimiento. Dicho procedimiento se inicia con la aprobación del INC. Posteriormente, el CIRA es aprobado por la comisión nacional técnica de arqueología y expedido por la Dirección Ejecutiva del INC, según lo establecen los artículos 66 y 67 del Reglamento de Investigaciones Arqueológicas.
5.2.9 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:
a. Los 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, 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.
b. Los 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
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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 su EIA u otros estudios previos, de manera que no excedan los LMP permitidos para los efluentes y emisiones.
5.2.9.1 Calidad de Agua/ Efluentes Líquidos
La Ley de Recursos Hídricos señala que está prohibido verter sustancias contaminantes y residuos de cualquier tipo en el agua y en los bienes asociados a esta, que representen riesgos significativos según los criterios de toxicidad, persistencia o bioacumulación.
Asimismo, dicha ley indica que la autoridad nacional es la responsable de autorizar el vertimiento del agua residual tratada a un cuerpo natural de agua continental o marina, previa opinión técnica favorable de las autoridades ambiental y de salud sobre el cumplimiento de los Estándares de Calidad Ambiental del Agua (ECA-Agua) y Límites Máximos Permisibles (LMP). Por lo tanto, está prohibido el vertimiento directo o indirecto de agua residual sin dicha autorización.
La Presidencia del Consejo de Ministros estableció los nuevos límites máximos permisibles de efluentes en el sub sector de hidrocarburos a través del Decreto Supremo N° 037-2008-PCM, publicado con fecha 14 de mayo de 2008.
Asimismo, el 16 de marzo del año 2010, mediante Decreto Supremo Nº 003-2010-MINAM, se aprueban los Límites Máximos Permisibles para los efluentes de Plantas de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Domésticas o Municipales; en dicho documento se señala que los titulares de las PTAR están obligados a realizar el monitoreo de sus efluentes, de conformidad con el programa de monitoreo aprobado por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento.
En cuanto a los Estándares de Calidad de Agua, el Ministerio del Ambiente publicó el 31 de julio de 2008, el Decreto Supremo N° 002-2008-MINAM, que aprueba los Estándares de Calidad de Agua, el cual establece cuatro categorías diferenciadas de acuerdo a los usos a los que se destine dicho recurso; posteriormente, el 18 de diciembre del año 2009, mediante Decreto Supremo Nº 023-2009-MINAM, se aprueban las disposiciones para la implementación
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de los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental (ECA) para agua, en el cual se precisan las categorías de los ECA para agua.
5.2.9.2 Calidad de Aire
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.
El Decreto Supremo N° 074-2001-PCM mantiene vigentes los valores de ECA para el aire, el cual define 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 presente año. 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.
5.2.9.3 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 033-2007-
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PCM, del 5 de abril de 2007), en un plazo no mayor de dos años de la publicación de esta norma”.
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.
5.2.10 Manejo de Residuos Sólidos
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, 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.
En cuanto a la autoridad competente en esta materia, el Decreto Legislativo N° 1065 precisa10 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 y las funciones de la 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.
10 Artículo 6 sobre la competencia de las autoridades sectoriales del D.L. 1065.
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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, de acuerdo a la Ley que Regula el Transporte de Materiales y Residuos Peligrosos (Ley No. 282569), es el Ministerio de Transportes y Comunicaciones el que 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 responsables11 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.
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.
5.2.11 Materiales y Residuos Peligrosos
11 Artículo 16 de la Ley 27314, modificado por D. Leg. 1065.
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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 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 que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos y 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 Naranja12 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 produce este, el generador deberá contratar a una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos (EPS-RS) debidamente registrada ante la DIGESA.
Respecto a las responsabilidades13, el que 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. 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.
5.2.12 Planes de Contingencias
La Ley 28551 establece que todas las personas naturales o jurídicas de derecho privado o público que conducen y/o administran empresas, instalaciones,
12 "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.
13 Artículo 23 de la Ley 27314.
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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 de cinco años, contados desde la fecha de aprobación y presentado a la autoridad competente para su aprobación.
Por otro lado, se indica que son las autoridades sectoriales las responsables de fiscalizar el cumplimiento de los planes de contingencias e imponer las sanciones correspondientes por incumplimiento.
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, aprobado el 14 de octubre de 2005, y modificada 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) 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.
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 en condiciones que estas no originen un impacto ambiental y/o social negativo para las poblaciones y ecosistemas, y que no sobrepase los límites que se establezcan, de conformidad con lo establecido en
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las normas pertinentes, estableciendo 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 establece 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, en las normas que lo complementen o en 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 (Decreto Supremo 015-2006-EM) establece que antes del inicio de cualquier actividad de hidrocarburos, o de la ampliación de las mismas, 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
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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 significativos impactos ambientales de carácter negativo, en términos cuantitativos o cualitativos.
Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd), 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.
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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 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, 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) las 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.
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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 socio económica.
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.
5.3.2 Participación Ciudadana
Los procesos de participación ciudadana se rigen a nivel sectorial por las disposiciones del Decreto Supremo N° 012-2008-EM y por la Resolución Ministerial N° 571-2008-EM-DM (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.
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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.
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.
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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.
5.3.3 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. Al respecto, 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, 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.
e) Los costos proyectados del plan de manejo en relación con el costo total del Proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución.
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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.
5.3.4 Límites Máximos Permisibles en Hidrocarburos
De acuerdo al Artículo 3 del Reglamento de Protección Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos, los titulares a que hace mención el Artículo 214 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.
Los titulares mencionados son también 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 los procesos efectuados en sus instalaciones por sus actividades. Del mismo modo, tienen responsabilidad sobre los impactos ambientales provocados por el desarrollo de sus actividades de hidrocarburos y por los gastos que demande el plan de abandono.
El Artículo 59 del Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos establece además que los titulares de las actividades de hidrocarburos están obligados a efectuar el muestreo de los respectivos puntos de control de los efluentes y emisiones de sus operaciones, así como los análisis químicos correspondientes con la frecuencia aprobada en el EIA. Respecto a los resultados de dichos muestreos, el reglamento establece que los
14 Titulares de Contratos definidos en el Artículo 10 de la Ley Nº 26221, así como de concesiones y autorizaciones para el desarrollo de Actividades de Hidrocarburos dentro del territorio nacional.
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reportes deberán ser presentados ante la DGAAE y el OSINERGMIN, el último día hábil del mes siguiente al vencimiento de cada período de muestreo.
Para ello, el titular del proyecto deberá cumplir con los valores establecidos en los siguientes LMP y tomar en cuenta en el diseño de su EIA, los valores de los ECA para ruido, agua y aire detallados en la sección anterior.
5.3.4.1 Efluentes Líquidos
El Decreto Supremo N° 037-2008-PCM publicado el 14 de mayo de 2008, establece nuevos LMP de efluentes líquidos para el subsector hidrocarburos, con el fin de manejar racionalmente los recursos y reducir los riesgos sobre la población y el ambiente.
Los LMP establecidos en esta norma que deroga la anterior15, son de cumplimiento obligatorio para las actividades nuevas y para las ampliaciones que se realizan a partir del día siguiente de la publicación de la norma, es decir a partir del 15 de mayo de 2008.
Esta norma tiene la finalidad de manejar racionalmente los recursos y reducir los riesgos sobre la población y el ambiente.
De acuerdo con la primera y segunda disposición complementaria transitoria, derogatorias y finales del referido Decreto Supremo, se establece que en un plazo de ocho meses de publicada la norma, la DGAAE del MEM actualizará el protocolo de monitoreo16 de efluentes para el subsector hidrocarburos. Sin embargo, mientras tanto se seguirá utilizando el protocolo de monitoreo de calidad de agua vigente y aprobado por el sector.
5.3.4.2 Límites Máximos Permisibles para Emisiones Atmosféricas
La primera disposición transitoria del Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos establece que en tanto se apruebe la actualización y complementación de los LMP para emisiones atmosféricas en nuestro país, las actividades de hidrocarburos deberán cumplir con los límites recomendados en la publicación del Banco Mundial Pollution Prevention and Abatement Handbook recogidos en el Anexo N° 4 del reglamento en mención.
15 R.D. 030-96-EM/DGAA. 16 El Protocolo de Monitoreo vigente es el aprobado mediante R.D. 026-94-EM/DGAA. Cabe
señalar que mediante RN 693-2007-OS-CD Aprueban el procedimiento para la entrega vía internet de los Reportes de Monitoreo Ambientales y de Residuos Sólidos en actividades relativas a hidrocarburos líquidos, otros productos derivados de hidrocarburos líquidos y gas licuado de petróleo ante OSINERGMIN.
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5.3.5 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 (Decreto Supremo 015-2006-EM). 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.
5.3.6 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 Forestal y de Fauna Silvestre (Decreto Supremo 014-2001-AG), 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 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.
5.3.7 Fauna Silvestre
El Perú, mediante Ley 21080, 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
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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 prohibió la caza, extracción, transporte y/o exportación con fines comerciales de especies de fauna silvestre no autorizados por el INRENA17 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.
17 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.
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5.3.8 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.
5.3.9 Plan de Contingencias
Según lo establecido por el Artículo 60 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, el titular de operaciones de hidrocarburos debe presentar el Plan de Contingencias al OSINERGMIN, cada cinco (05) años y cada vez que sea modificado, para su aprobación, previa opinión favorable de la entidad competente del sistema nacional de defensa civil.
El plan de contingencias debe contener las medidas que debe ejecutar el titular del proyecto en caso de derrames, fugas, escapes, explosiones, accidentes, incendios, evacuaciones, desastres naturales o la presencia de poblaciones en situación de aislamiento o en situación de contacto inicial. Respecto de estos últimos, se deben considerar los lineamientos del protocolo de relacionamiento con pueblos indígenas, andinos, amazónicos y afroperuanos. El plan de contingencia también debe indicar los procedimientos, recursos humanos, materiales y equipo específico requeridos para prevenir, controlar, colectar y/o mitigar fugas, escapes y derrames de hidrocarburos o productos químicos, así como rehabilitar áreas o atender poblaciones afectadas, y almacenar temporalmente y disponer de los residuos generados. El plan debe señalar los equipos y procedimientos a seguir para establecer una comunicación sin interrupción entre los entes competentes en caso de una emergencia de este tipo (personal de la empresa, representantes del OSINERGMIN, la DGH, la DGAAE, otras entidades gubernamentales y la población posiblemente afectada).
Conforme al Artículo 61 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, el plan de contingencia debe ser elaborado sobre la base de un estudio de riesgo, según los términos de referencia genéricos señalados en el Anexo Nº 2 del mencionado reglamento.
Todo el personal, incluyendo el de los subcontratistas, debe recibir entrenamiento sobre la aplicación de este plan, debiendo registrarse los resultados del mismo. Asimismo, se debe realizar por lo menos un simulacro al año. Dicho simulacro deberá ser notificado al OSINERGMIN, quien podrá requerir la presencia de un representante como observador. En caso de que el OSINERGMIN considere que el plan de contingencia no se encuentra
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adecuadamente implementado, podrá ordenar la paralización de las actividades.
5.3.10 Reporte por Accidentes, Incidentes o Situaciones de Emergencia
Según el Artículo 5º de la Resolución del Consejo Directivo de OSINERGMIN N° 172-2009-OS/CD, el cual modifica el Artículo 29º del Reglamento de Supervisión de las Actividades Energéticas y Mineras de OSINERMIN aprobada por Resolución de Consejo Directivo Nº 324-2007-OS/CD, en el siguiente texto: “En caso de que se produzcan accidentes graves o fatales, incidentes, situaciones de emergencia, interrupciones del servicio público, electricidad o paralización de operaciones o deterioro al medio ambiente, el responsable de la actividad supervisada, deberá informar a OSINERGMIN de acuerdo a los medios y formatos que establezca, dentro de las 24 horas siguientes de producido el hecho o en el plazo que se establezcan en norma especial. Dicho informe deberá ser ampliado y entregado a OSINERMIN en un plazo máximo de diez días hábiles contados desde la ocurrencia del hecho. En caso se requiera de un plazo ampliatorio, el mismo deberá ser solicitado a OSINERGMIN, sustentando debidamente la prorroga”.
Para efectos de reglamentar esta obligación, el Procedimiento para el Reporte de Emergencias en las Actividades del Subsector Hidrocarburos, Resolución del Consejo Directivo de OSINERG N° 088-2005-OS-CD, se mantendrá vigente para aquellos agentes no incluidos en el ámbito de la aplicación del Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos aprobado por el Decreto Supremo Nº 043- 2007-EM, modificado a través del Decreto Supremo Nº 008-2009. Asimismo, por Resolución del Consejo Directivo de OSINERGMIN Nº 172-2009-OS/CD, se establece la obligación de presentar reportes y estadísticas en materia de emergencias y enfermedades profesionales en las actividades del subsector hidrocarburos, con frecuencia mensual y semestral.
5.3.11 Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos
La aprobación del Decreto Supremo N 043-2007-EM (Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos) tiene como fin garantizar la seguridad en las diferentes empresas del sector, estableciendo una nueva forma de organización en materia de seguridad y salud en el trabajo.
El decreto en mención deroga la Resolución Ministerial 664-78-EM/DGH, y establece las normas y disposiciones de seguridad e higiene con el fin de minimizar los riesgos en la actividad de hidrocarburos; así también, 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 disposiciones legales aplicables a las actividades de hidrocarburos.
En ese sentido, el Reglamento, modificado por el Decreto Supremo N° 008-2009-EM, establece la obligación de contar con un responsable en materia de
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seguridad, los casos en que deberá contarse con un comité de seguridad y salud en el trabajo, así como la obligación de contar con un reglamento interno de seguridad integral y con un registro de capacitación que garantice y permita comprobar el entrenamiento e instrucción del personal.
Asimismo, se ha establecido la obligación de las empresas autorizadas de contar con un Programa Anual de Actividades de Seguridad (PAAS) cuyo contenido dependerá del riesgo que representa cada instalación.
Considerando el actual desarrollo de la industria del gas natural, se ha incluido también disposiciones y medidas de seguridad para plantas de procesamiento de gas y líquido de gas natural, así como para operaciones de transporte (terrestre, por ductos, marítimo, fluvial y aéreo) y almacenamiento no solo de hidrocarburos, sino también de otros productos derivados de los hidrocarburos.
A fin de considerar a todas las actividades de hidrocarburos, a través de la nueva norma se han introducido medidas de seguridad para la comercialización de combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos, así como la comercialización de Gas Licuado de Petróleo y de Gas Natural, incluyéndose la normatividad actual sobre la materia.
En cuanto a infracciones y sanciones, se regula un procedimiento para efectuar denuncias y se introduce la facultad de OSINERGMIN de establecer excepcionalmente exoneraciones.
5.3.12 Plan de Abandono
Conforme al Artículo 27 de la Ley General del Ambiente, Ley 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.
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5.3.13 Fiscalización y Sanciones
Tal y como se ha señalado anteriormente en otros capítulos de la presente Sección 5, es el OSINERGMIN la autoridad competente para regular, supervisar y fiscalizar las actividades de hidrocarburos. Para ciertos ámbitos, está prevista la intervención de organismos de otros sectores como OEFA, 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 multas y sanciones; en cumplimiento de lo anterior, se emitió la Resolución del Consejo Directivo OSINERG Nº 028-2003-OS/CD18, norma que aprobó la tipificación de infracciones y escala de multas y sanciones de OSINERG, que contiene 4 cuerpos diferenciados:
El primero, referido a las tipificaciones generales, infracciones que transcienden a una determinada área.
El segundo, referido a hidrocarburos, el cual básicamente contempla tipificaciones e infracciones en las distintas etapas del procesos productivo del subsector (que va desde la etapa de exploración hasta el abandono de la actividad), incluyendo las infracciones ambientales así como los ilícitos administrativos relacionados con la informalidad de la actividad.
El tercer cuerpo normativo, que tiene que ver con el área de electricidad.
El cuarto cuerpo normativo, se circunscribe a la tipificación de infracciones y escala de multas y sanciones relativa a los concesionarios en lo que concierne al procedimiento de reclamos.
Esta resolución del consejo directivo del OSINERGMIN ha sido modificada en varias oportunidades, habiendo experimentado tres modificaciones recientes. Estas tres últimas modificaciones se han aprobado por 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.
Cabe resaltar, en el punto 3 del segundo cuerpo normativo, sobre accidentes y/o medio ambiente los siguientes acápites: Punto 3.3 sobre derrames de
18 Norma ampliada mediante RC 204-2006-OS/CD.
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hidrocarburos (petróleo o cualquier otro derivado de los hidrocarburos), Punto 3.5 sobre incumplimiento con las normas, compromisos y/u obligaciones relativas a EIAs, Punto 3.8 sobre incumplimiento de LMP y/o ECA, Punto 3.9 sobre incumplimiento de las normas sobre disposición y/o manejo de residuos, efluentes, desagüe, desechos y/o chatarra. Punto 3.10 sobre incumplimiento de las normas sobre disposición y/o manejo de lodos, detritus, desagües industriales y/o agua de producción. Punto 3.16 sobre incumplimiento de normas sobre flora y/o fauna, y Punto 3.19 sobre el incumplimiento de las demás normas de protección del ambiente.
Asimismo, en el Título IX - Protección Ambiental, Artículo 155º del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos19, se señala que los daños ambientales y sociales ocasionados por accidentes en los ductos o sus instalaciones asociadas serán objeto de compensaciones o indemnizaciones por parte del concesionario u operador, según sea el caso. La restauración de los daños producidos y sus efectos debe ser efectuada por el concesionario u operador, según como corresponda, en forma directa e inmediata.
Por su parte 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.
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 uno de los “Hotspots” (región de alta biodiversidad y alta amenaza) de biodiversidad 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. El detalle y la sofisticación del análisis deben ser iguales 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
19 Decreto Supremo Nº 081-2007-EM.
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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 normatividad 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.
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 siguientes:
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 lleva a cabo un proceso de consulta previa, libre e informada, la que implica ser ampliamente apoyada por parte de la comunidad indígena afectada, conforme a las expectativas del Banco Mundial.
Documento Políticas y Normas y Desempeño sobre Sostenibilidad Social y Ambiental, IFC Banco Mundial, 30 de abril del 2006 (reúne todas las políticas del Banco Mundial).
000039
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - 68 PLU_09_860
La primera de estas normas de desempeño permite establecer la importancia de: (i) una evaluación integrada para identificar los riesgos, impactos y posibilidades sociales y ambientales de los proyectos, (ii) 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.
El resto de estas normas (de la 2 hasta la 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 Normas de Desempeño 2 a 8 describen los posibles impactos sociales y ambientales que requieren atención especial en los mercados emergentes.
CAPITULO 1 ANEXO
PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A.
Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Conducción de Gas en el Tramo Mipaya – Pagoreni A del Lote 56.
Introducción - Anexos
Noviembre 2010
Ref. PLU_09_860
000040
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - i PLU_09_860
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1A Mapa de Ubicación de la Línea de Conducción de Gas
Anexo 1B Mapa de Comunidades Nativas
Anexo 1C Mapa de Área de Influencia del Proyecto
Anexo 1D Mapa de Áreas Naturales Protegidas
000041
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - ii PLU_09_860
Anexo 1A
Mapa de Ubicación de la Línea de Conducción de Gas
000042
R. Urubamba
R. Madre de Dios
R. Alto PurusR. Ucayali
R. Tambo
R. Camisea
CANCHIS
LA CONVENCION
CALCA
QUISPICANCHI
PAUCARTAMBO
ANTA
CANCHIS
PARURO
URUBAMBA
ACOMAYO
CUSCO
CHUMBIVILCASCANAS
ECHARATI
CAMANTI
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VILCABAMBA
YANATILE
QUELLOUNO
KIMBIRI
LARES
MARCAPATA
PICHARI
PITUMARCA
SANTA TERESA
OCONGATE
OCOBAMBA
CHECACUPE
PAUCARTAMBO
CCAPI
CHALLABAMBA
CALCA
HUAYOPATA
LIMATAMBO
CCATCA
ANTA
SANTA ANA
COLQUEPATA
ACCHA
MOLLEPATA
QUIQUIJANA
HUANOQUITE
CUSIPATA
PISAC
CHINCHAYPUJIO
CCARHUAYO
MARAS
CCORCALUCRE
OMACHA
CUSCO
ABANCAY
AYACUCHO
600000
600000
700000
700000
800000
800000
900000
900000
8500
000
8500
000
8600
000
8600
000
8700
000
8700
000
8800
000
8800
000
LeyendaLínea de ConducciónHidrografíaCapital de departamentoLímite de Lote 56Límite DepartamentalLmite ProvincialLímite Distrital
Proyección Transversa de MercatorDatum Horizontal WGS 84 - Zona 18 Sur
0 20 40 60 80 10010 Km
DEPARTAMENTOMADRE DE DIOS
DEPARTAMENTOUCAYALI
DEPARTAMENTOJUNIN
DEPARTAMENTOAYACUCHO
DEPARTAMENTO APURIMAC
Lote 56
CUSCO
LIMA
ECUADOR
O C E A N O P A C I F I C O
COLOMBIA
BRASIL
BOLIV
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CHILE-70°
-70°
-75°
-75°
-80°
-80°
0° 0°
-5° -5°
-10°
-10°
-15°
-15°
MAPA DE UBICACION
Escala:Fecha:Ubicación:
Fuentes :IGN, IBC, Pluspetrol
Distrito EcharateProvincia La ConvenciónDepartamento Cuzco Noviembre, 2010
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN DE GAS EN EL
TRAMO MIPAYA - PAGORENI A, LOTE 56
MAPA DE UBCACIÓN
Anexo1A
1:1,400,000
000043
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - iii PLU_09_860
Anexo 1B
Mapa de Comunidades Nativas
000044
LOTE 56Rio Urubamba
Rio Urubamba
Terrenos del Estado
Asentamiento ColonoShintorini
LOTE 88
C.N. NUEVA LUZ
C.N. SHIVANKORENI
C.N. CAMISEA
C.N. KIRIGUETI
C.N. NUEVA VIDA
C.N. KOCHIRI
C.N. PUERTO HUALLANA
C.N. NUEVO MUNDO
C.N. SEGAKIATO
C.N. TANGOSHIARI
C.N. POROTOBANGO
C.N. TICUMPINIA C.N. CASHIRIARI
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Pagoreni A
Pagoreni B
Pagoreni NortePagoreni Oeste
Camisea
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Puerto Huallana
R. Urubamba
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Q. Manataroquiato
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Q. Masankari
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Q. Kushutyonkeriari
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704000
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718000
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732000
732000
8700
000
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000
8714
000
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000
8728
000
MAPA DE UBICACION
PUNO
UCAYALI
CUSCO
JUNINLIMA
ICA
AREQUIPA
MADRE DE DIOS
AYACUCHO
PASCO
APURIMAC
HUANCAVELICA
-70°
-70°
-72°
-72°
-74°
-74°
-76°
-76°
-10°
-10°
-12°
-12°
-14°
-14°
LeyendaLocaciónLocaciones ProyectadasLímea de ConducciónCentros PobladosQuebradasLotes petrolerosRíosIslasPlayas
Proyección Transversa de MercatorDatum Horizontal WGS84-Zona 18s
0 2 4 6 8 101 Km
Escala:Fecha:Ubicación:
Fuentes :IGN, IBC, Pluspetrol
Distrito EcharateProvincia La Convención Departamento Cuzco
Lote 56
Noviembre, 2010
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN DE GAS EN EL
TRAMO MIPAYA - PAGORENI A, LOTE 56
MAPA DE COMUNIDADES NATIVAS
Anexo1B
1:150,000
000045
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - iv PLU_09_860
Anexo 1C
Mapa de Área de Influencia del Proyecto
000046
LOTE 56Rio Urubamba
Rio Urubamba
Terrenos del Estado
Asentamiento ColonoShintorini
LOTE 88
C.N. NUEVA LUZ
C.N. SHIVANKORENI
C.N. CAMISEA
C.N. KIRIGUETI
C.N. PUERTO HUALLANA
C.N. NUEVA VIDA
C.N. KOCHIRIC.N. SEGAKIATO
C.N. NUEVO MUNDO
C.N. CASHIRIARIC.N. TICUMPINIA
C.N. TANGOSHIARI
C.N. MAYAPO
C.N. KITEPAMPANI
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Pagoreni B
Pagoreni NortePagoreni Oeste
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R. Mipaya
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Q. Porocari
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Q. Manirochanokiato
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Q.Pigiriato
Q. Mach
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Q. Oshetonquebeari
R. Huitiricaya
R. Huitiricaya
Q.Chovaroquiato
Q. Tsamiriato
Q. Tsamiriato
R. Yali
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Q. Mamoria
to
Q. Matianeriato
Q. Matianeriato
704000
704000
718000
718000
732000
732000
8700
000
8700
000
8714
000
8714
000
8728
000
8728
000 MAPA DE UBICACION
PUNO
UCAYALI
CUSCO
JUNINLIMA
ICA
AREQUIPA
MADRE DE DIOS
AYACUCHO
PASCO
APURIMAC
HUANCAVELICA
-70°
-70°
-72°
-72°
-74°
-74°
-76°
-76°
-10°
-10°
-12°
-12°
-14°
-14°
LeyendaLocaciónLocaciones ProyectadasLínea de ConducciónCentros PobladosArea de Influencia DirectaArea de Influencia IndirectaQuebradasLotes petrolerosRíosIslasPlayas
Proyección Transversa de MercatorDatum Horizontal WGS84-Zona 18s
0 2 4 6 8 101 Km
Escala:Fecha:Ubicación:
Fuentes :IGN, IBC, Pluspetrol
Distrito EcharateProvincia La ConvenciónDepartamento Cuzco
Lote 56
Noviembre, 2010
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN DE GAS EN EL
TRAMO MIPAYA - PAGORENI A, LOTE 56
MAPA DE AREAS DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
Anexo1C
1:160,000
000047
ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 - v PLU_09_860
Anexo 1D
Mapa de Áreas Naturales Protegidas
000048
LOTE 56Rio Urubamba
Rio Urubamba
Zona de Amortiguamiento de laReserva Comunal Machiguenga
LOTE 88
Saniri
Mipaya
Pagoreni A
Pagoreni B
Pagoreni NortePagoreni Oeste
Camisea
Malvinas
Segakiato
Kirigueti
Cashiriari
Nueva Vida
Nuevo Mundo
Shivankoreni
Puerto Huallana
R. Pic
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R. Paquiria
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Q. Shipanari
Q. Ipanequiari
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Q. Capironshanpiari
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Q. Alicia
Q. Kiriquiari
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Q. Paretoato
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Q. Pangoana
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Q. Sacovariato
Q. Tsamiriato
Q. Sorintiato
Q. Puriaro
Q. Shikiveni
Q. Oshentoqueviari
Q. Pitoniari
Q. Poro
nguiri
Q.Masancaria
Q. Masankari
Q. Shimiato
Q. Pava
Q. Kamageriato
Q. Sanampiato
Q. Camonashiari
Q. Kushutyonkeriari
Q. Inshipashiari
Q. Va
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Q. Mati
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Q. Shamenkiroato
Q. Kamagariniato
Q. Pusuruato
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Q. Impitato
Q. Pankariato
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Q. Pankaquiato
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Q. Toturaquiato
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Q. Kapiroshampiari
Q. Oropel
Q. Saporotari
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Q. Shivatari
Q. Tapechari
Q. Marionkari
Q. Tseviroato
Q. Shongirinkari
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Q. Camariampiveni
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Q. Camonashiari
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Q. Koshiro Mentiaquiato
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Q. Marioato
Q. Huicala
Q. Pigiriato
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Q.Sakorimetikiari
Q.Murcielago
Q. Piyuya
Q. Saporotoquiori
Q.Setica
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Q. Kaboragamatushiari
Q. Manirochanokiato
Q. Maniroshanoquiato
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MAPA DE UBICACION
PUNO
UCAYALI
CUSCO
JUNINLIMA
ICA
AREQUIPA
MADRE DE DIOS
AYACUCHO
PASCO
APURIMAC
HUANCAVELICA
-70°
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-72°
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-74°
-74°
-76°
-76°
-10°
-10°
-12°
-12°
-14°
-14°
LeyendaLocaciónLocaciones ProyectadasLínea de ConducciónCentros PobladosQuebradasLotes petrolerosRíosIslasPlayasZona de Amortiguamiento
Proyección Transversa de MercatorDatum Horizontal WGS84-Zona 18s
0 2 4 6 8 101 Km
Escala:Fecha:Ubicación:
Fuentes :IGN, IBC, Pluspetrol, Sernanp
Distrito EcharateProvincia La ConvenciónDepartamento Cuzco
Lote 56
Noviembre, 2010
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN DE GAS EN EL
TRAMO MIPAYA - PAGORENI A, LOTE 56
MAPA DE AREAS NATURALES PROTEGIDAS
Anexo1D
1:170,000
000049
