Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto de...

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Pisco

Julio 2006

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CAPITULO 1

PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A.

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Pisco

Introducción

Julio 2006

Ref. PLU_05_643

Por cuenta de ERM Perú S.A.

Aprobado por: _________________________

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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.

ENVIROMENTAL RESOURCES MANAGEMENT i PLU_05_643

TABLA DE CONTENIDO

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

1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO Y CARACTERIZACIÓN DEL ÁREA ............... 1 1.2 ANTECEDENTES........................................................................................... 2

1.2.1 Proyecto Camisea........................................................................... 2 1.2.2 Necesidad y Beneficios de la Ampliación de la Planta Pisco ......... 4 1.2.3 Estudios Previos Asociados a la Planta Pisco ............................... 5 1.2.4 Evaluaciones Ambientales Tomadas como Base para el Presente EIA

7 1.3 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ......................................................................... 12 1.4 ENFOQUE METODOLÓGICO .................................................................... 12 1.5 ANÁLISIS DE IMPACTOS PREDICHOS DEL EIA INICIAL Y RESULTADOS

MONITOREADOS ...................................................................................... 13 1.5.1 Planta de Fraccionamiento .......................................................... 13 1.5.2 Terminal Marítimo...................................................................... 15

2 ESTRUCTURA DEL EQUIPO CONSULTOR.......................................... 17

2.1 DIRECCIÓN DEL PROYECTO..................................................................... 17 2.2 GERENCIA DEL PROYECTO....................................................................... 17 2.3 COORDINACIÓN GENERAL DEL PROYECTO ........................................... 17 2.4 COORDINACIÓN DEL EQUIPO FÍSICO-BIOLÓGICO ............................... 17 2.5 COORDINACIÓN DEL EQUIPO SOCIAL.................................................... 18 2.6 GRUPO DE ESPECIALISTAS....................................................................... 18

3 ESTRUCTURA DEL INFORME ................................................................. 20

4 MARCO NORMATIVO ............................................................................... 23

4.1 LEGISLACIÓN PERUANA .......................................................................... 23 4.2 CONVENIOS INTERNACIONALES.............................................................. 27 4.3 LINEAMIENTOS DE ORGANISMOS INTERNACIONALES .......................... 42

4.3.1 Banco Interamericano de Desarrollo............................................ 42 4.3.2 Export-Import Bank of the United States (Ex-Im Bank)............. 42 4.3.3 Banco Mundial ............................................................................ 44

4.4 ESTÁNDARES Y POLÍTICAS DE PLUSPETROL........................................... 52

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LISTA DE ANEXOS

Anexo 1-1 Mapa de Ubicación del Proyecto de Ampliación

Anexo 1-2 Mapa del Área de Pisco

Anexo 1-3 Marco Legal

Anexo 1-4 Estándares Ambientales Adoptados para el Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. 1 Equipo Consultor ..................................................................................18

Tabla 1. 2 Autoridades Competentes en la Ejecución del Proyecto de Ampliación de la Planta .......................................................................24

Tabla 1. 3 Normas Nacionales Aplicables a la Ampliación de la Planta Pisco ........................................................................................................28

Tabla 1. 4 Convenios Internacionales Suscritos en el Perú Relacionados con la Ejecución del Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco ...37

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1-1 PLU_05_643

1 INTRODUCCIÓN

Pluspetrol Perú Corporation S.A. (en adelante PLUSPETROL) comisionó a ERM Perú S.A. (en adelante ERM) para la realización de un Estudio de Impacto Ambiental y Social (EIA) para el proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN) de Pisco.

La actual Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (en adelante Planta Pisco o Planta de Fraccionamiento) será objeto de obras de ampliación de su capacidad de procesamiento y almacenaje de productos. La Planta Pisco cuenta actualmente con una esfera, un tren de fraccionamiento, un tanque de diésel, un tanque de nafta, dos tanques de butano, dos tanques de propano, un tanque de condensado y tres turbinas, instalaciones con las cuales recibe líquidos de gas natural transportados desde la Planta Separadora de Gas de Malvinas. La instalación está diseñada para almacenar actualmente 25 MBbl de LGN, 184 MBbl de propano, 92 MBbl de butano, 440 MBbl de Nafta y 80 MBbl de Diésel, y podrá expandir su capacidad de almacenamiento a medida que la Planta de Malvinas alcance la plena producción prevista.

Las actividades previstas comprenden la construcción y operación de una nueva unidad de fraccionamiento para la producción de propano y butano, y otra unidad de destilación primaria para la producción de diésel, nafta y combustible para motores de reacción (JP-5). También se ampliará la capacidad de los tanques refrigerados de almacenamiento de propano y butano, los tanques a presión atmosférica y los tanques atmosféricos convencionales para el almacenamiento de los productos de la unidad de destilación primaria. Con la ampliación de las instalaciones, se producirá 50 MBbl de LGN, 368 MBbl de propano, 184 MBbl de butano, 80 Mbbl de Nafta y 440 MBbl de Diésel, haciendo un total final de 1,943 MBbl, los cuales son almacenados temporalmente en la Planta para su posterior venta en los mercados locales e internacionales.

Las instalaciones de la terminal marina para transportar propano refrigerado, butano refrigerado, nafta y diésel desde tierra hasta los buques en espera no serán ampliadas.

1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO Y CARACTERIZACIÓN DEL ÁREA

El Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de LGN– Pisco se ejecutará dentro del terreno de la empresa PLUSPETROL, donde se encuentra funcionando, desde el año 2004, la Planta de Fraccionamiento actual y su correspondiente terminal marino. El área que ocupa actualmente la Planta Pisco es de aproximadamente 43.7 hectáreas (180 acres). Este terreno se ubica en el


Departamento de Ica, Provincia de Pisco, Distrito de Paracas, específicamente en la Playa Lobería, la cual se encuentra dentro del Área de Amortiguamiento de la Reserva Nacional de Paracas (RNP). Esta reserva es la única área natural de ecosistema marino considerada dentro del sistema nacional de áreas naturales protegidas por el estado (SINANPE). (Ver Capítulo 3, Sección 1.4.1). La locación se encuentra en el corredor costero comprendido entre la ciudad de Pisco y la localidad de Paracas (el corredor se extiende entre el Km. 7 y el Km. 22 de la pista Pisco - Paracas o Av. Genaro Medrano). En el Km. 14.5 de esta vía terrestre se encuentra la ciudad de San Andrés, el centro urbano más próximo al sitio propuesto para este proyecto.

En términos geográficos, esta área está delimitada por el río Pisco al Norte, la Reserva Nacional de Paracas al Sur y se extiende hasta la línea trazada por la Carretera Panamericana Sur hacia el Este; todo este espacio intensamente ocupado está dentro del perímetro considerado como área de amortiguamiento de la RNP (ver Anexo 1-1).

La Carretera Panamericana es la principal vía que conecta los tres distritos con la capital de la región y con la red vial nacional. Una segunda vía principal, la Carretera Costanera o Av. Andrés Medrano, es paralela a la línea de costa desde la ciudad de Pisco hacia la Bahía de Paracas. Una extensión de esta carretera es la vía de ingreso y salida hacia la Reserva Nacional de Paracas. Este eje vial es el principal articulador del área del estudio constituyendo un corredor de alrededor de 14 kilómetros de extensión. A lo largo de esta vía, se ubican -de norte a sur-: la base aérea de la Fuerza Aérea Peruana (FAP), el Muelle de San Andrés, el Terminal de combustibles y los tanques de almacenamiento de PetroPerú, la Planta de Fraccionamiento de LGN de PLUSPETROL, y las plantas productoras de harina de pescado (ver Anexo 1-2).

1.2 ANTECEDENTES

1.2.1 Proyecto Camisea

Camisea alberga una de las más importantes reservas de gas natural en América Latina. Aquí se agrupan dos estructuras de gas y condensado localizadas en las inmediaciones del río Camisea, a unos 20 Km. de la margen derecha del río Urubamba, en la Amazonía Peruana. En Marzo de 1984, con la perforación del Pozo 42-46-1X, se efectúa el primer descubrimiento en la estructura de San Martín. Luego en 1986, se realiza un segundo descubrimiento en el Anticlinal Cashiriari, al sur de San Martín. Por distintas razones políticas y económicas, estos descubrimientos no pudieron ser desarrollados en aquel tiempo. Recién en mayo de 1999, se inicia un proceso licitatorio para adjudicar el Contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos de Camisea, así como las concesiones para el transporte de gas a Lima, la concesión de distribución de gas


en Lima y Callao, y el transporte de líquidos hasta las instalaciones de fraccionamiento.

El primer módulo es adjudicado al Consorcio integrado por PLUSPETROL Perú Corporation S.A., como Operador, Hunt Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú y SK Corporation, Sucursal Peruana en Licitación Pública el 16 de febrero del 2000. Posteriormente se incorpora Hidrocarburos Andinos S. A.C. El segundo módulo es adjudicado a Transportadora de Gas del Perú, el 20 de octubre del 2000.

Los yacimientos San Martín y Cashiriari son conocidos conjuntamente como Bloque 88, Camisea y conforman lo que se denomina “Proyecto Camisea”, el cual tiene como objetivo captar y conducir el gas natural proveniente de los yacimientos anteriormente mencionados.

El Proyecto Camisea está compuesto por los siguientes componentes:

1. Componente de Exploración y Explotación de los Yacimientos de Gas de Camisea, Ubicados en la Región Amazónica del Bajo Urubamba

El módulo de exploración y explotación comprende dos áreas geográficas, el área del Upstream, que abarca todas las operaciones a realizarse en el Lote 88, y el área del Downstream, que abarca la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN) ubicada en la zona de Pisco, y su correspondiente Terminal Marino.

Dentro del Lote 88 se llevan a cabo una serie de actividades de explotación, construcción y operación, que han sido agrupadas en cuatro subproyectos:

i) Relevamiento sísmico 3D

ii) Perforación de pozos en las plataformas San Martín 1 y 3, Cashiriari 1 y 3

iii) Líneas de conducción de gas dentro del Lote 88 (Flow - lines)

iv) Planta Separadora de Gas de Malvinas a orillas del río Urubamba

El gas natural que proviene de las operaciones de Camisea es conducido hacia la Planta de Malvinas, donde pasa por el proceso de separación de líquidos y se obtienen dos elementos: el gas natural y los líquidos de gas natural.

Como parte de la explotación, también se construirá la planta de licuefacción de gas y un terminal de exportación de los líquidos de gas.

2. Componente de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas

Los ductos que transportan el gas natural y los líquidos de gas natural desde la Planta de Malvinas hasta la costa tienen dos componentes:


• Un ducto para gas natural de 714 Km. de longitud, que va desde la Planta de Malvinas (Camisea) hasta el "City Gate", en Lurín - Lima.

• Un ducto para los líquidos de gas natural (LGN), de 540 Km. de longitud, que va desde la Planta de Malvinas (Camisea) hasta la Planta de Fraccionamiento de LGN en Pisco.

La ruta de ambos ductos atraviesa los departamentos de Cusco, Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima, pasando así por zonas de selva y de la Cordillera de los Andes que superan a veces alturas mayores a los 4.500 msnm, para finalmente descender por los terrenos desérticos de la costa.

3. Componente de Distribución

La distribución de gas en Lima y Callao atiende las demandas en los sectores residencial, industrial y comercial. El gas natural es transportado a Lima, el principal centro de consumo, donde podrá ser utilizado para fines residenciales e industriales, así como para generar electricidad, la misma que luego será distribuida a nivel nacional a través de la infraestructura de transmisión existente en el Perú. Los líquidos permitirán abastecer al mercado local de GLP y también constituirán una importante fuente de ingreso de divisas.

En la Figura 1.1 se puede apreciar la ubicación de cada ducto y su recorrido para llegar a la Planta Pisco.

1.2.2 Necesidad y Beneficios de la Ampliación de la Planta Pisco

Tras la aprobación del “Estudio de Impacto Ambiental y Social para la Exploración y Explotación del Lote 56”, mediante Resolución Directoral Nº 230-2005-MEM/AAE de fecha 11 de julio del 2005, se aumentará la capacidad de producción de líquidos de gas natural (LGN) en la Planta Malvinas, motivo por el cual PLUSPETROL requiere ampliar las instalaciones de fraccionamiento de LGN, así como la capacidad de almacenamiento en tanques de la actual Planta Pisco.

El desarrollo del Proyecto Camisea constituye un componente fundamental de la estrategia peruana en el campo de la energía. Al representar una fuente de energía confiable y a bajo costo, Camisea proporciona importantes beneficios directos a los usuarios finales de electricidad y mejora la competitividad de la industria peruana, aumentando a su vez el estándar de vida. Además, el quemado de gas natural en lugar de otros combustibles fósiles como el diésel oil, fuel oil y carbón generará beneficios ambientales mejorando la calidad de aire a través de menores emisiones de gases con efecto invernadero.


Figura 1. 1 Ubicación y Recorrido de los Ductos desde Camisea a la Planta Pisco

Camisea es un proyecto de interés nacional para el Perú y uno de los programas de inversión de capital más importantes en la historia del país que influye en la economía nacional. Los beneficios de Camisea se perciben a nivel nacional, especialmente en el departamento de Cuzco donde se ubica el campo de Camisea y donde el gobierno regional recibe ingresos sustanciales bajo un esquema de distribución de regalías e impuesto a la renta con el Gobierno central. Al ser un elemento clave y eficiente en el desarrollo de la industria de gas en el Perú, Camisea establece la base de una estructura industrial competitiva e instaura el marco de trabajo para la explotación y desarrollo de nuevas reservas. Por otro lado, se reduce el actual déficit en la balanza comercial de hidrocarburos en el Perú sustituyendo importaciones, principalmente de diésel y GLP, y favoreciendo las exportaciones (excedentes de GLP, nafta). Otros aportes importantes a la economía peruana incluyen flujos de inversión extranjera, el desarrollo potencial de una industria petroquímica a base de gas y otras industrias globalmente competitivas así como nuevas oportunidades de trabajo.

1.2.3 Estudios Previos Asociados a la Planta Pisco

Como ya se ha mencionado en la Sección 1.2.1 anterior, la Planta Pisco forma parte del componente downstream de la exploración y explotación de lo que se


conoce globalmente como Proyecto Camisea. La implementación del downstream de Camisea ha requerido la elaboración de diversos estudios ambientales y de ingeniería, entre los que se pueden citar los siguientes:

• “Alternativas para la Ubicación del Puerto y la Planta de Fraccionamiento”. En noviembre de 2001, H2O Ingenieros fue comisionado por PLUSPETROL para realizar un estudio que identificara alternativas que cumplieran con los requisitos mínimos requeridos para el establecimiento de la Planta. Para la selección se tuvieron en cuenta las características del terreno, compatibilidad de uso, requisitos portuarios, características de agua de mar y sedimentos, riesgos naturales, criterios socioeconómicos, sitios de interés arqueológico, presencia de áreas naturales protegidas, entre otros. Se determinó que Playa Lobería era el sitio con las mejores condiciones para la construcción y operación de la planta de fraccionamiento.

• “Reporte Meteoceanográfico de la Terminal de LGN de Pisco”. En abril de 2002, bajo contrato con Paragon/PLUSPETROL, Sandwell llevó a cabo un estudio previo a la ingeniería inicial (pre-FEED, por sus siglas en inglés) y de estimación de costos para la terminal de la Planta Pisco. La instalación propuesta era un amarradero convencional que consiste de un caballete de carga ligera, plataforma de carga, boyas de amarre y de espera para la carga de buques tanque de GLP de 3,000-5,000 m3, 20,000 m3 a 78,500 m3 y buques tanque de nafta de 30,000 a 45,000 DWT. Este informe resume las bases de las condiciones meteorológicas y oceanográficas usadas para el diseño de los diversos conceptos y la evaluación de la operatividad de la terminal.

• “Proyecto de Evaluación Arqueológica con Excavaciones en Pisco” realizado en junio de 2002 para la Obtención del CIRA.

• “Estudio de Línea de Base Biológica Marina” realizado en enero de 2002 por ERM con la finalidad de obtener información de base que sirviera para proteger el ambiente biológico de la RNP y planear medidas de prevención y mitigación para la conservación de la biodiversidad en el área de influencia de la Planta Pisco.

• “Off-shore Site Investigation required for sub sea Pipe LPG Pisco Terminal”, realizado en diciembre de 2002 por ERM para PLUSPETROL como complemento al estudio anteriormente detallado, con el objetivo de determinar la condición in situ de la cañería de vertimiento de drenaje y los productos lineales de la Terminal GMT.

• “Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de Carga Playa Lobería, Pisco, Perú”, elaborado por ERM en el año 2002, con el objetivo de prevenir y mitigar los impactos que pudieran ocurrir durante la construcción de la Planta Pisco y su correspondiente terminal marina. Los estudios y


documentos asociados a este EIA se describen con mayor detalle en la siguiente sub-sección.

• Programa de Monitoreo Biótico y Abiótico para el Componente Marítimo Planta de Fraccionamiento LGN Playa Lobería Pisco. Este programa, que se detalla con mayor detenimiento en la siguiente sub-sección, viene siendo realizado por ERM, desde el 13 de septiembre de 2003 a la fecha.

• “Modelación Matemática del Campo de Corrientes en las Bahías de Pisco y Paracas”. Fue elaborada en abril de 2003 por ERM para PLUSPETROL, con el objetivo de determinar la circulación dentro de la bahía de Pisco para situaciones representativas (condiciones de viento y marea, principalmente), usando herramientas de la simulación matemática, calibradas mediante las mediciones disponibles. Finalmente, se generó una importante base de datos de corrientes para la región, en base a distintos escenarios que representan la relación de fuerzas entre los fenómenos que generan las corrientes características del lugar.

• “Evaluación Complementaria Final al Estudio de Línea de Base Marina en la Zona de Amortiguamiento de la RNP”, realizada en junio de 2003 para PLUSPETROL, para los fines que indica el título del estudio.

• “Estudio de las Características de Fondo Marino en las Bahías de Pisco y Paracas”, realizado en junio de 2003.

• “Estudio de Impacto Ambiental de las Operaciones de Dragado, Transporte de Finos y Vertido Final. Playa Lobería, Pisco”, elaborado en agosto de 2003 por ERM con el fin de ampliar el análisis previamente realizado en el “Estudio Final de Impactos del Proyecto Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga. Fases de Construcción y Operación”, integrando el proyecto de dragado con el de transporte y vertido final de sedimentos finos al mar.

De los estudios mencionados, dos son los que han servido como punto de referencia y han proporcionado información de base para la realización del presente EIA, como se describe a continuación.

1.2.4 Evaluaciones Ambientales Tomadas como Base para el Presente EIA

Estudio de Impacto Ambiental Inicial de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco

El Estudio de Impacto Ambiental y Social (EIA) del Proyecto Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga - Playa Lobería, Pisco, Perú, fue aprobado por la Dirección General de Asuntos Ambientales (DGAA) del Ministerio de Energía y Minas, mediante Resolución


Directoral Nº 284-200-EM/DGAA con fecha 11 de julio del 2003, después del proceso de evaluación que se detalla a continuación:

• Mediante Recurso Nº 1376492 de fecha 01 de agosto de 2002, PLUSPETROL presenta a la DGAA, el Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga – Playa Lobería, Pisco – Perú para su revisión y evaluación.

• Posteriormente, mediante Recurso Nº 1388691 de fecha 08 de noviembre de 2002, PLUSPETROL presenta a la DGAA el estudio “Análisis de Antecedentes par la Selección de Alternativas para la ubicación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos y Puerto para la Exportación de Productos del Proyecto Camisea”, como parte integrante del Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga y Alternativa Cañería Submarina en Playa Lobería, Pisco, Ica, Perú.

• A partir de un proceso de consultas con los actores involucrados por el proyecto, realizado como parte del Estudio de Impacto Ambiental y Social, se identificó una importante preocupación por parte de la población y agrupaciones interesadas por el potencial de afectación que tendrían las instalaciones correspondientes en el espigón de acceso al terminal marino de carga de la Planta de Fraccionamiento de LGN sobre la calidad escénica, la modificación de la línea de costa y la obstaculización de la navegación de las embarcaciones de pesca artesanal en la zona. Es por ello que PLUSPETROL procedió al análisis de una alternativa de diseño del componente marítimo que incluyó la construcción e instalación de 4 cañerías submarinas de transporte de los productos desde la Planta de Fraccionamiento de LGN hasta la plataforma de carga. De esa manera mediante Recurso Nº 1390065 de fecha 19 de noviembre de 2002, PLUSPETROL presentó a la DGAA la información adicional al EIA sobre la Alternativa de Tuberías Submarinas.

• El Instituto de Recursos Naturales (INRENA), del Ministerio de Agricultura, mediante Recurso Nº 1393742 de fecha 13 de diciembre de 2002, emitió la opinión Técnica Nº 143-02-INRENA-DGAA/DGA a la DGAA, en la cual precisa sus observaciones al “Análisis de Antecedentes par la Selección de Alternativas para la ubicación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos y Puerto para la Exportación de Productos del Proyecto Camisea” presentado por PLUSPETROL para justificar la selección de la ubicación final de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural y Puerto para la exportación de productos del Proyecto Camisea, notificando a la empresa mediante el Oficio Nº 2055-2002-EM/DGAA de fecha 19 de diciembre de 2002.

• El 30 de diciembre de 2002, mediante Carta GOB/654-12-02, PLUSPETROL presentó el levantamiento de observaciones al “Análisis de Antecedentes para la Selección de Alternativas para la ubicación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural y Puerto para la Exportación de


Productos del Proyecto Camisea”, el cual fue reingresado mediante recurso Nº 1404712 de fecha 19 de marzo de 2003, debido a que fue presentado durante el período regulado por el Decreto Supremo Nº 121-2002-PCM.

• El 27 y 28 de enero de 2003 se llevaron a cabo en el Hotel Las Dunas y en el Hotel Paracas del Departamento de Ica, las Audiencias Públicas del “Estudio de Impacto Ambiental de las Instalaciones de Carga de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural y Alternativa Cañería Submarina. Noviembre 2002”, con la participación de diversas instituciones públicas y privadas, y público en general, habiendo realizado PLUSPETROL la convocatoria previa, por medio de publicaciones en el Diario Oficial “El Peruano” del día 04 de enero de 2003, el diario “La República” del día 03 de enero de 2003 y el diario “La Voz de Ica”, de la ciudad de Ica, el día 04 de enero de 2003.

• La Dirección General de Asuntos Ambientales (DGAA) mediante los informes Nº 004-2003-EM/DGAA/OC/ER/RM/OA de fecha 17 de febrero de 2003 y Nº 005-203-EM/DGAA/OC/ER/RM/OA de fecha 21 de marzo de 2003 efectuó la Evaluación Técnica del Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de Carga y Alternativa Cañería Submarina en Playa Lobería, Pisco, Ica, Perú, hizo partícipe a PLUSPETROL de la Observación al EIA.

• Por medio de los oficios Nº 270-2003-EM/DGAA de fecha 18 de febrero de 2003 y Nº 484-2003-EM/DGAA de fecha 21 de marzo de 2003, la DGAA informó a PLUSPETROL la necesidad de dar respuesta a las observaciones formuladas en los informes de fecha 17 de febrero y 21 de marzo.

• Luego, el INRENA, mediante recurso Nº 1401418 de fecha 20 de febrero de 2003, emite el Oficio Nº 110-03-INRENA-OGATEIRN-IANP y la Observación Técnica Nº 010-03-INRENA-OGATEIRN-UGAT la cual contiene las observaciones al Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de Carga y Alternativa Cañería Submarina en Playa Lobería, notificada mediante el oficio Nº 293-2003-EM/DGAA de fecha 21 de febrero de 2003.

• Con recurso Nº 1405420 de fecha 28 de marzo de 2003, PLUSPETROL solicita considerar la aprobación condicionada del EIA para el desarrollo del componente On-Shore, debido a que cumplió con levantar las observaciones correspondientes a este componente, de lo que se desprendió el informe Nº 009-2003—EM/DGAA/OC/ER/RM/OA/CP de fecha 03 de abril de 2003, recaído en el proveído del Director General de fecha 04 de abril de 2003, concluyéndose por la aprobación Condicionada del Estudio de Impacto Ambiental mediante Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA.

• Mediante Recurso Nº 1409051 de fecha 23 de abril de 2003, la empresa presentó el Estudio sobre la Extracción de Agua Subterránea y las medidas de


mitigación específicas; asimismo se presentó la Cartografía Actualizada y ajustada a las condiciones reales del área de influencia del proyecto, cumpliendo con los condicionamientos correspondientes relacionados con la Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA de fecha 04 de abril de 2003.

• El 22 de mayo de 2003 se presentó, mediante Recurso Nº 1412523, una copia de la Póliza de Responsabilidad Civil, cumpliendo con el condicionamiento establecido en el numeral II.3 del artículo 1° de la Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA de fecha 04 de abril de 2003.

• El 30 de mayo de 2003, mediante Recurso Nº 1413591, PLUSPETROL pone a consideración de la DGAA y del INRENA, la Selección de Tecnologías para el Enterramiento de las Tuberías Submarinas, aplicable al componente Off-Shore, cumpliendo con el condicionamiento establecido en la R.D. Nº 173-2003-EM/DGAA.

• Por otro lado, el 02 de junio de 2003, mediante Recurso Nº 1413762, se presentó el “Estudio Paisajístico” a implementarse en los alrededores de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, cumpliendo con el respectivo condicionamiento.

• Asimismo, en las entregas del 30 de junio y 04 de julio de 2003, se presentaron: el Acuerdo Marco del Mecanismo de Implementación de los Compromisos Socio-Ambientales, el Estudio de Fondo Marino y el Programa de Monitoreo, cumpliéndose con los compromisos de la Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA.

• Luego, la DGAA del Ministerio de Energía y Minas, mediante el informe Nº 019-2003-EM-DGAA/OC/RM/OA/CP del 04 de julio de 2003, efectuó la Evaluación Técnica del EIA concluyéndose por la observación del estudio. A través del oficio Nº 1083A-2003-EM/DGAA, corrió traslado del requerimiento a la empresa para que pueda levantar dichas observaciones, las cuales fueron levantadas el 09 de julio de 2003 mediante Recurso Nº 1419132.

• Mediante Recurso Nº 1418825 del 07 de julio de 2003, la empresa presentó el Plan de Contingencia, que incluye el Análisis de Riesgo, el Estudio de Corrientes y Olas y la Evaluación Final de Impacto de todo el proyecto, cumpliendo con el condicionamiento establecido en los literales b) y c) del numeral II.5 del artículo 1° de la Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA de fecha 04 de abril de 2003.

• El INRENA, mediante Recurso Nº 1419300 del 09 de julio de 2003, remite la Opinión Técnica Nº 108-03-INRENA-OGATEIRN-UGAT en la cual se señala la viabilidad ambiental para el componente Terminal de Carga y Alternativa Cañería Submarina (Off-Shore) del EIA del Proyecto Planta de


Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga y Alternativa Cañería Submarina en Playa Lobería, Pisco, Ica, Perú.

• Finalmente, la DGAA del Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución Directoral Nº 284-200-EM/DGAA con fecha 11 de julio del 2003, aprueba el EIA de la Planta Pisco, como se mencionó al principio.

El documento completo del EIA aprobado por las autoridades gubernamentales, se encuentra disponible al público general a través de la página web del Proyecto Camisea (www.camisea.com.pe) y del Grupo Técnico de Coordinación Interinstitucional (http://www.minem. gob.pe/hidrocarburos/index.asp) y (www.camisea-gtci.gob.pe).

En los casos en que la información contenida en el EIA del Proyecto Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural e Instalaciones de Carga - Playa Lobería, Pisco, Perú (2003) y en otros estudios ambientales o respuestas a observaciones relacionados con el proceso de aprobación descrito en esta sección, se incluyan el presente Estudio de Impacto Ambiental de la Ampliación de Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco, se utilizará como referencia genérica, el término “EIA Inicial (2003)”.

Programa de Monitoreo Biótico y Abiótico de la Planta Pisco

Tal como se ha señalado en el relato anterior sobre el proceso de aprobación del EIA Inicial (2003), como resultado de un proceso de consultas con los actores involucrados en el proyecto, se identificó una importante preocupación por parte de la población y agrupaciones interesadas en lo concerniente a los potenciales efectos ambientales derivados de la Planta Pisco, por lo que PLUSPETROL procedió al análisis de una alternativa de diseño del componente marítimo (Alternativa de Tuberías Submarinas) y, en julio de 2003, presentó a las autoridades el Programa de Monitoreo, el cual cumplía con el condicionamiento establecido en la Resolución Directoral Nº 173-2003-EM/DGAA del 4 de abril de 2003.

En virtud de lo señalado anteriormente, ERM fue contratada por PLUSPETROL para realizar el “Programa de Monitoreo Biótico y Abiótico para el Componente Marítimo de la Planta de Fraccionamiento de LGN”, el cual consta de dos componentes principales:

• El Sistema de Respuesta Temprana (SRT), que se viene realizando en la Zona de Impacto Indirecto con frecuencia diaria desde el 13 de setiembre de 2003 hasta la fecha.

• El Programa de Monitoreo propiamente dicho, que se viene realizando con frecuencia mensual y trimestral desde setiembre de 2003 a la fecha, y abarca toda el área de impacto.


La información generada por el Programa de Monitoreo ha sido tomada también como base para la preparación de algunas de las secciones del presente EIA, principalmente del Capítulo 3 (Línea Base Ambiental). Su referencia en todo el documento del presente EIA es la de “Programa de Monitoreo de Pisco” y abarca datos correspondientes al período 2003-2006.

1.3 OBJETIVOS DEL ESTUDIO

Los objetivos del Estudio de Impacto Ambiental y Social para el proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN) de Pisco son los siguientes:

• Describir la naturaleza de las posibles interacciones entre el proyecto propuesto y su entorno, incluyendo los aspectos acumulativos.

• Evaluar las posibles alternativas del proyecto, incluyendo la opción de no realización del mismo.

• Identificar las medidas de manejo ambiental y social que se podrían aplicar para limitar los potenciales impactos ambientales y sociales negativos, a niveles aceptables y para potenciar los impactos positivos.

• Proporcionar el marco de referencia de los requerimientos y condiciones fundamentales, así como el plan de trabajo, para finalmente obtener los permisos ambientales y las acreditaciones necesarios para completar la ampliación de la Planta Pisco.

1.4 ENFOQUE METODOLÓGICO

El presente estudio de impacto ambiental esta enfocado a la identificación y cuantificación de los impactos ambientales potenciales generados por la expansión de las instalaciones de almacenamiento y producción de la planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural de Pisco. Es importante destacar que al ser un proyecto de expansión de otro ya existente los impactos generados se suman a los generados por el proyecto anterior.

Resulta igualmente importante considerar también que existe una gran cantidad de información disponible generada en el proceso de evaluación de impacto previo. Asimismo existen en la zona diversos programas de monitoreo (propios del proyecto y de otras instituciones como la RNP, IMARPE y DIGESA entre otros) que vienen generando abundantes datos sobre muy diversos componentes ambientales y sociales de la zona. Esta información nos es doblemente útil ya que por un lado aportan datos sustantivos a las líneas de base ambiental y social y por otro nos permiten llevar a cabo un seguimiento de los impactos predichos


por el estudio previo y una evaluación de la efectividad de las medidas de mitigación y control adoptadas.

El estudio considera como fuentes de información válida ambos conjuntos de datos; los del proceso previo y los generados por los programas de de monitoreo. Sobre la base de dicha información se generar un análisis tipo “GAP” en el cual se identifican aquellos componentes en los cuales la información disponible no es confiable o no es la suficiente. De acuerdo a esto se generan nuevos estudios destinados asegurar la obtención de la totalidad de data requerida para la nueva evaluación de impactos ambientales y sus consiguientes medidas de mitigación y manejo.

1.5 ANÁLISIS DE IMPACTOS PREDICHOS DEL EIA INICIAL Y RESULTADOS MONITOREADOS

Es importante dar un breve resumen de los impactos identificados y monitoreados durante la construcción inicial del la Planta de Pisco y su correspondiente Terminal Marítimo, con el fin de dar un mejor enfoque al presente EIA y, de esta manera, canalizar el proceso de identificación y evaluación de impactos a condiciones ambientales y socioeconómicas actuales. A continuación se presenta un resumen analítico de los impactos predichos en el EIA Inicial, así como una breve descripción de los resultados obtenidos del monitoreo de los mismos.

1.5.1 Planta de Fraccionamiento

1.5.1.1 Impacto Visual

La ubicación de la Planta, sus dimensiones (especialmente verticales), los materiales utilizados, el color, el potencial de reflexión de las estructuras, las potenciales emisiones visibles, el resplandor de la quema de la antorcha (ground flare), las nuevas rutas de acceso a la Planta, los volúmenes de tráfico y el programa de construcción jugaron un rol importante en determinar la magnitud de los impactos sobre el paisaje.

Durante el monitoreo del impacto visual, en la fase de construcción, se detectaron impactos desde el tránsito de la carretera Pisco-Paracas y desde el mar. Sin embargo, no se detectó un impacto visual desde las ciudades de Pisco, San Andrés o Paracas. Del mismo modo, durante la etapa de operación, la Planta es visible desde la carretera Pisco- Paracas, desde el mar y, en esta etapa, desde edificios altos de San Andrés y Pisco. Este impacto aumentó en la noche debido a la iluminación de la Planta.


1.5.1.2 Ruido

Se supuso que durante el proceso de construcción el ruido provendría del tráfico pesado (tractores, camiones, mezcladoras de cemento, etc.), así como de las labores mismas (martillazos, golpes, etc.); mientras que en la etapa de operación el ruido provendría del funcionamiento de la Planta.

Durante el monitoreo se verificó que las características, el alejamiento de la Planta de receptores directos, y la falta de vecinos cercanos facilitaron la no afectación durante la etapa de construcción. Asimismo, durante la etapa de operación, la Planta no genera ruidos perceptibles que puedan afectar a las poblaciones cercanas ni a la fauna local.

1.5.1.3 Migración, Empleo Local y Sostenibilidad

La tendencia de migración podría incrementarse por el proyecto, aumentando de esta manera la cantidad de comerciantes de la zona. Consecuentemente, esta población migrante generaría una mayor demanda de cobertura de servicios y viviendas. Aun con una política de contratación por parte de la empresa, se predijo que éste no solucionaría el problema del desempleo local, ni generaría expectativas sobredimensionadas. Por otro lado, al establecer PLUSPETROL altos estándares ambientales, se predijo que la calidad de vida de la población local mejoraría, ya que serviría como ejemplo para la reconversión del resto de las industrias en el área.

Durante el monitoreo de los impactos en la etapa de construcción y operación, no se registro ningún proceso migratorio. Debido a la contratación de mano de obra, el empleo local sí se vio favorecido; la sostenibilidad también se vio favorecida ya que el proyecto logró crear un incentivo hacia el mejoramiento de la calidad del medio ambiente.

1.5.1.4 Economía y Comercio

Debido a la importancia de la Planta a nivel local, regional y nacional, la economía se vería influenciada (mayor contribución al PIB, mayor demanda de bienes y servicios, incremento de la actividad económica local, entre otros).

Durante el periodo de monitoreo, la economía y comercio local se vieron beneficiados, principalmente debido a la contratación de personal para la construcción de la Planta. La operación de la Planta generó ingresos a las comunas locales por conceptos impositivos y normativos.


1.5.1.5 Transporte Terrestre

Se previó que durante la fase de construcción de la Planta el flujo de transporte pesado aumentaría, así como el de tráfico particular. De igual manera, durante la fase de operación el número de camiones cisterna también aumentaría debido al mayor uso del servicio de distribución de gas. Por ende, se generaría un mayor grado de congestión en las vías.

Evidentemente hubo un incremento de tránsito debido a la construcción de la Planta. Ya una vez funcionando la Planta, sí existe mayor tráfico pero éste se limita a los vehículos del personal y los camiones cisterna.

1.5.1.6 Salud

Con respecto a la salud de la población de Pisco y San Andrés, se dedujo que por un aumento de tráfico pudiera darse un mayor número de accidentes, y a consecuencia de un incremento de los niveles de contaminación en el aire, se podrían aumentar las molestias y enfermedades respiratorias. Por otro lado, una mayor migración significaría mayor demanda sobre los servicios de salud, creando cierto grado de dificultades sobre la salud pública. Debido a la generación natural de polvo por los conocidos vientos paracas, las molestias ocasionadas por la generación de polvo durante la etapa de construcción serían, en relación, no significativas. El funcionamiento de la antorcha impactaría de manera mínima a la salud humana y la fauna silvestre.

Durante el monitoreo de este impacto en la fase de construcción y operación no se registró afectación alguna a la salud de terceros.

1.5.2 Terminal Marítimo

Al igual que la Planta, la construcción del Terminal marítimo y el tendido de las tuberías submarinas tendrían un impacto positivo sobre el empleo local. Con respecto al ruido, impacto visual, niveles de migración, cambios en los niveles de la economía y comercio, transporte y salud pública, los impactos se presentarían de la misma forma que aquellos identificados con la construcción y operación de la Planta, pero en menor grado. Se predijo también que el aumento del tráfico marino podría afectar el libre desplazamiento de las embarcaciones locales y de las faenas de pesca. Por otro lado, el aumento de la turbiedad por el movimiento de sedimentos durante la construcción de la zanja para las tuberías marinas podría afectar la actividad económica de la extracción de productos marisqueros, generando a su vez mayor presión demográfica y económica sobre los recursos marinos de la RNP. Un incremento en el tráfico no sólo impactaría la zona turística de las Islas Ballestas, disminuyendo el flujo de turistas hacia estas zonas, sino que también podría imponer riesgos para la navegación local.


Durante el periodo de monitoreo de los impactos arriba mencionados, se determinó impactos directos sobre la calidad del agua y fondo del mar en las inmediaciones de la traza de los tubos submarinos. Los impactos se registraron principalmente sobre la biota marina (bentos y aves marinas; sin embargo, éstos fueron muy localizados (en la zona de impacto directo) y de corta duración. Los datos de monitoreo no mostraron afectación en las actividades de pesca artesanal ni industrial. Por otro lado, no se registraron incidentes relacionados con el aumento de tráfico marino pero sí existieron algunas quejas del sector pesquero, acerca de interferencias con sus actividades durante la carga de hidrocarburos de buques.


2 ESTRUCTURA DEL EQUIPO CONSULTOR

2.1 DIRECCIÓN DEL PROYECTO

La dirección del proyecto estuvo a cargo del Lic. Alberto Sambartolomé, Gerente General de ERM Perú S.A., quien garantizó que los conocimientos ganados en el desarrollo y la ejecución de proyectos de similares características, al igual que los recursos corporativos requeridos, estuviesen disponibles para enriquecer el presente estudio.

2.2 GERENCIA DEL PROYECTO

La Gerencia del Proyecto estuvo a cargo del MSc. Francisco Pinilla, quien tuvo la responsabilidad principal de tomar decisiones para llevar a cabo las actividades relacionadas al EIA, así como el aseguramiento de la calidad del estudio. Además, supervisó el trabajo en sus aspectos generales y realizó la revisión final para verificar que el trabajo del equipo cumpliera satisfactoriamente con las normas y estándares locales e internacionales.

2.3 COORDINACIÓN GENERAL DEL PROYECTO

La coordinación general del Proyecto de EIA estuvo a cargo de la Ecóloga Sandra Müller y el MSc. José Carlos Silva, responsables de la comunicación con PLUSPETROL y de la coordinación de actividades del equipo, incluyendo la revisión de los informes de avance, reuniones de planificación con los equipos profesionales y la entrega de reportes preliminares y finales.

2.4 COORDINACIÓN DEL EQUIPO FÍSICO-BIOLÓGICO

Teniendo en cuenta el alcance de la línea base propuesta, basada en conceptos de biodiversidad, se designó a MSc. Jorje Zalles como responsable del manejo de los equipos de especialistas y la supervisión de trabajos técnicos al detalle, al igual que del asesoramiento en cuestiones metodológicas.


2.5 COORDINACIÓN DEL EQUIPO SOCIAL

La dirección del componente social estuvo a cargo de la Dra. Martha Rodríguez Achung, quien elaboró el diseño del estudio, dirigió y supervisó las actividades del equipo de investigadores del Centro de Investigaciones Sociológicas, Económicas, Políticas y Antropológicas de la Pontificia Universidad Católica del Perú (CISEPA-PUCP), institución que tuvo a su cargo el desarrollo de la Línea Base Social.

2.6 GRUPO DE ESPECIALISTAS

Para la realización del EIA, se conformó un grupo multidisciplinario integrado por especialistas en geología, agua subterránea, oceanografía, flora, fauna terrestre y marina, calidad de agua y aire, emisión de ruidos, tráfico marino y terrestre, y ciencias sociales. En la Tabla 1.1 se detallan los nombres de los especialistas que participaron en el estudio:

Tabla 1. 1 Equipo Consultor

Aspectos Profesional Especialidad Nacionalidad

Jorje Zalles Coordinador Área Ecuador

Daniel Takahashi Coordinador Biológico Perú

Alfonso Reynaga Desembarques Pesqueros Perú

Christian Terry Plancton Perú

Francesca Montero Mamíferos Marinos Perú

Ulysses Buccardi Aves Perú

Edmundo Juscamaita Macrozoobentos Perú

Gabriela González Vegetación Terrestre Perú

Aldo Carrasco Pesquería Perú

Sergio Shmidth Oceanografía Argentina

Violeta Valenzuela Factores Abióticos Perú

Enrique García Coord. Abiótico/Mod. Agua Subterránea Argentina

Rafael Delgado Especialista Abiótico Perú

Ariel Dublo Modelación de Aire Argentina

Físico-Biológicos

Dante Santos Agua Subterránea Perú


Aspectos Profesional Especialidad Nacionalidad

Martha Rodríguez Dirección Técnica Perú

Dr. Pablo Vega-Centeno Urbanismo / Coordinación Equipo

Dr. Augusto Castro Coordinación Equipo

Soc. Jorge Thierold Métodos Cualitativos

Soc. María del Rosarios Castro

Socióloga

Soc. Ximena Zevilla Socióloga

Ant. Daniel Ramírez Corzo

Antropólogo

Soc. Edwin Cohaila Sociólogo

Sociales

Fotógrafo Camilo Gutiérrez

Fotógrafo

Perú

Huw Jones Especialista en Riesgos Reino Unido Tráfico Marítimo y Terrestre Julio Arenas Ing. Pesquero Perú

SIG Javier León Sistemas de Información Geográfica Perú


3 ESTRUCTURA DEL INFORME

El presente Estudio de Impacto Ambiental y Social 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. Los capítulos presentados son los que se describen a continuación:

Capítulo I: Introducción

En este capitulo se incluye una introducción general al proyecto, los antecedentes, estudios previos, revisión de los impactos del EIA Inicial, el alcance, los objetivos y las consideraciones generales sobre el enfoque metodológico que se le ha dado al estudio, así como la conformación del equipo consultor. Se presenta además en este capítulo, el marco normativo en el cual se desenvuelve el proyecto.

Capítulo II: Descripción del Proyecto

En este capítulo se presenta una descripción general de las principales actividades que conllevará la ejecución del proyecto. Se incluye además la descripción del proceso general para la producción de nafta, propano, butano y diésel. Las actividades descritas abarcan las fases de construcción, operación y desmovilización. 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.

Capítulo III: Línea de Base ambiental

Este capítulo está integralmente dedicado al tratamiento de la línea base de los medios físico-químicos y biológicos del área de estudio. En él se han desarrollado las metodologías empleadas en cada una de las disciplinas aplicadas, se ha analizado e incluido información antecedente de estudios realizados previamente (en especial el EIA Inicial 2003 y el Programa de Monitoreo de Pisco), y se han puntualizado los hallazgos realizados en cada una de las disciplinas de estudio.

En los anexos a este capítulo se incluyen además mapas y material gráfico realizados a partir de los datos generados en campo, la metodología de muestreo, y resultados de los análisis realizados en muestras de aire, suelos y agua.


Capítulo IV: Línea Base Social

Este capítulo presenta una caracterización del área, que tiene por objetivo delimitar el área de influencia directa e indirecta del proyecto; permite una primera identificación de los principales grupos de interés y stakeholders; una evaluación de la naturaleza y magnitud de los posibles impactos que generaría la ejecución de las obras, así como identificar los grupos sociales que podrían ser afectados. Además, presenta una evaluación de las condiciones socio-económicas del área en sus aspectos demográficos, en las condiciones del capital humano (salud y educación e Índice de Desarrollo Humano y niveles de pobreza); las condiciones del empleo; y el capital social (organización política administrativa, organizaciones sociales, institucionalidad presente). La selección de indicadores claves y sensibles en el análisis de la Línea de Base permiten ser usados para el monitoreo social. (BID, Policy Directive B.9; DGAA-MEM- Perú: Guía de Relaciones Comunitarias; IFC 2003, “Addressing the Social Dimensions of Private Sector Proyects”, IFC 2006 Norma de Desempeño 1).

Capítulo V: Evaluación de Impactos

El análisis de los datos desarrollados en los capítulos anteriores permitió efectuar la evaluación de los potenciales impactos ambientales que pudiera ocasionar la implementación del proyecto. El objetivo principal de este capítulo es la predicción y evaluación de impactos ambientales y sociales, que resulten de las acciones del proyecto de ampliación de la Planta de Pisco. La evaluación es lo que sigue después de la predicción, y ésta implica una estimación de la relativa significancia de los impactos, para finalmente, definir las medidas de mitigación y prevención respectivas.

Cabe destacar, que dentro del análisis multi-criterial, se considera el carácter acumulativo de cada impacto. Asimismo, en el presente EIA y basado en la experiencia del EIA Inicial, se han considerado los impactos acumulativos sobre la calidad del aire y el agua subterránea, así como también los efectos debido al incremento del tráfico marino y terrestre. Para la evaluación de estos impactos, se han realizado modelamientos matemáticos y análisis de riesgo, dentro de un enfoque de análisis predictivo, que permite evaluar diferentes escenarios.

Capítulo VI: Plan de Manejo Ambiental

En esta sección se incluyen los planes específicos desarrollados para controlar las principales acciones del proyecto, en términos de su potencial impacto ambiental. El alcance de estos planes comprende al personal de PLUSPETROL, así como a todos los contratistas y subcontratistas de esta empresa 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, en los estándares y buenas prácticas de la industria de hidrocarburos, así como en los procedimientos establecidos por PLUSPETROL para actividades exploratorias de este tipo.


4 MARCO NORMATIVO

4.1 LEGISLACIÓN PERUANA

La Constitución Política establece, en su artículo 67, que el Estado determina la política nacional del ambiente, en razón de lo cual le corresponde promover el uso sostenible de sus recursos naturales. En línea con el mandato constitucional, la Ley General del Ambiente (Ley 28611) establece el marco normativo legal para la gestión ambiental en el territorio peruano, regulando las acciones necesarias para proteger el ambiente y lograr el desarrollo sostenible de las actividades productivas, así como el uso sostenible de los recursos. Por su parte, la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales (Ley 26821) norma el régimen de aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, renovables y no renovables, señalando las condiciones y modalidades para su otorgamiento a particulares, así como el marco legal adecuado para fomentar la inversión.

Por otro lado, la gestión ambiental peruana tiene como base lo establecido en la Ley 28245 (Ley del Sistema Nacional de Gestión Ambiental, reglamentada por el D.S. 008-2005-PCM) y en la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada (Decreto Legislativo 757), que señala en su artículo 50 (modificado por la Novena Disposición Complementaria de la Ley del Organismo Supervisor de Inversión en Energía, Ley 26734), que las autoridades sectoriales competentes para conocer sobre los asuntos relacionados con la aplicación de las disposiciones del Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales (sustituido por la Ley General del Ambiente, Ley 28611) son los Ministerios o los organismos fiscalizadores, según sea el caso, de los sectores correspondientes a las actividades que desarrollan las empresas, sin perjuicio de las atribuciones que correspondan a los gobiernos regionales y locales, conforme a lo dispuesto en la Constitución Política del Perú.

En este marco, las normas (sean éstas leyes, reglamentos, resoluciones, etc.) que tienen ingerencia sobre los distintos aspectos de la gestión ambiental en el sector hidrocarburos pertenecen a diferentes áreas y son impartidas y fiscalizadas por diversas entidades y autoridades.

La Tabla 1-2 ofrece un resumen de las diversas autoridades con competencias aplicables a las actividades en el sector hidrocarburos, en lo que respecta específicamente al presente EIA. La descripción detallada correspondiente a este resumen se encuentra en el Anexo 1-3 a este capítulo.


Tabla 1. 2 Autoridades Competentes en la Ejecución del Proyecto de Ampliación de la Planta

Autoridad Competente Facultad

Ministerio de Energía y Minas (MINEM) Autoridad competente en materia de protección y conservación del ambiente para el sector energético.

Dirección General de Asuntos Ambientales

(DGAAE)

Órgano técnico normativo encargado de:

• Proponer y evaluar la política ambiental del sector energético • Proponer o expedir la normatividad necesaria • Promover la ejecución de actividades orientadas a la conservación y protección del medio ambiente referidas al desarrollo de las

actividades energéticas • Promover el fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas sectoriales con la sociedad civil que resulte involucrada

con las actividades del Sector Tiene obligaciones y atribuciones en el procedimiento de aprobación de EIAs, DIA y EIA-sd, elaboración de límites máximos permisibles, elaboración de protocolos de monitoreo y otros aspectos de la gestión ambiental.

Dirección General de Hidrocarburos (DGH)

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

• Promover las actividades de exploración, explotación, transporte, almacenamiento, refinación, procesamiento, distribución y comercialización de hidrocarburos

• Ejercer el rol concedente a nombre del Estado para las actividades de hidrocarburos

El Reglamento de Protección Ambiental le señala, entre otras facultades, las siguientes: • Debe ser informada por el OSINERG de la detección de restos arqueológicos en actividades del sector.

• Debe aprobar el plan de contingencia que presente el titular, previa opinión de la DGAAE y OSINERG.

• Debe declarar el estado de emergencia.

OSINERG debe remitir anualmente a la DGH la información sobre los resultados de la fiscalización de las empresas inscritas en el Registro de Hidrocarburos, a partir de los cuales la DGH reevaluará, la continuidad del registro de dichas empresas.

Entid

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Direcciones Regionales de Energía y Minas

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.



(DREM) En lo relativo a la implementación y ejecución de las políticas sectoriales, están bajo la dirección del MINEM; sin embargo, para la implementación y ejecución de las políticas regionales sectoriales, son dirigidos por la Gerencia Regional de los Gobiernos Regionales.

Dirección Regional de Capitanías y Guardacostas (DICAPI)

Autoriza la construcción, modificación y operación de las instalaciones acuáticas, así como los trabajos destinados a ganar terrenos a áreas acuáticas, en áreas cuyo uso haya sido previamente otorgado, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y protección del medio ambiente acuático. Sus funciones son:

• Exigir el cumplimiento de la Ley Nº 26620 y sus normas reglamentarias. • 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 la normas nacionales y convenios internacionales, sin perjuicio de las funciones que les corresponden ejercer a otros sectores de la Administración Pública

• 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 Nacional. • Las demás que se establezcan en el Reglamento de la Ley.

Ministerio de Agricultura Promueve el desarrollo sostenido del Sector Agrario. Formula, coordina y evalúa las políticas nacionales en lo concerniente al Sector Agrario, en materia de preservación y conservación de los recursos naturales.

Administraciones Técnicas de Distrito de

Riego – ATDR

Entidad descentralizada del Ministerio de Agricultura que representa la autoridad de agua, según cada distrito de riego.

• Otorga los derechos de uso aguas superficiales y subterráneas mediante licencias, permisos y autorizaciones. • Es competente para autorizar la realización de estudios hídricos y ejecución de obras hidráulicas.

Entid

ades

/ In

stan

cias

Esp

ecíf

icas

Instituto Nacional de Recursos Naturales

(INRENA)

Organismo público descentralizado del Ministerio de Agricultura. Es la autoridad competente en la promoción y control del uso racional del recurso agua, suelo, flora y fauna silvestre, recursos genéticos y la conservación de la diversidad biológica silvestre.

• Conduce el Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado. • Coordina con los sectores público y privado lo concerniente a la utilización, aprovechamiento sostenible y protección de los recursos

naturales renovables, en un marco de promoción a la inversión privada. • Emite opinión técnica previa en aquellos proyectos de inversión que consideran actividades o acciones que modifican el estado

natural de los recursos naturales agua, suelo, flora y fauna silvestres o puedan afectar áreas naturales protegidas. • En el caso de actividades de hidrocarburos propuestas al interior de áreas naturales protegidas, la aprobación del EIA requiere de la

opinión técnica favorable del INRENA.



Ministerio de Salud

Formula y evalúa las políticas de alcance nacional en materia de salud y supervisar su cumplimiento. 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 la gestión de los residuos fuera del ámbito de las áreas productivas o instalaciones industriales. Le corresponden, entre otras, las siguientes atribuciones en materia ambiental:

• Dictar las medidas necesarias para minimizar y controlar los riesgos para la salud de las personas derivados de elementos, factores y agentes ambientales, de conformidad con lo que establece, en cada caso, la ley de la materia.

• Dictar las medidas de prevención y control indispensables pare que cesen los actos o hechos que ocasionan contaminación ambiental, cuando ella signifique 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, sin haber adoptado las precauciones por ella dadas.

• 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.

Dirección Regional de Salud (DIRESA)

Las Direcciones Regionales de Salud son las únicas autoridades de salud en cada Gobierno Regional. Se iniciará el proceso de transferencia de funciones sectoriales a nivel regional.

Entid

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stan

cias

Es

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Dirección General de Salud Ambiental

(DIGESA)

Órgano de línea técnico-normativo en los aspectos relacionados a la protección del ambiente, saneamiento, y salud ocupacional; además, concierta el apoyo para el cumplimiento de las normas de salud con los organismos públicos o privados que tienen responsabilidades en el control del ambiente.

Ministerio del Interior Su papel como autoridad competente está establecido por las atribuciones de la DIRANDRO (ver a continuación) y la DISCAMEC

Entid

ades

/ In

stan

cias

Es

pecí

fica

s Dirección Antidrogas otros en la Policía Nacional del Perú

(DIRANDRO)

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 de pasta básica de cocaína, pasta lavada y clorhidrato de cocaína, algunos de los cuales son utilizados con fines lícitos en las actividades del sector hidrocarburos.

Ministerio de Educación

Entid

ades

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cias

Es

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s

Instituto Nacional de Cultura (INC)

Entidad descentralizada del Ministerio de Educación responsable de la protección, preservación, restauración y difusión del patrimonio cultural del Perú.

Otorga el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos - CIRA.


El Anexo 1-3 al presente capítulo describe también en detalle los aspectos que deben ser tomados en cuenta en referencia a la normativa ambiental aplicable al EIA presentado en este documento. Para fines de información general, la Tabla 1.3 resume las normas de aplicación general a las actividades del sector hidrocarburos que competen al proyecto de ampliación materia de este estudio. Sin embargo, esta tabla no incluye disposiciones que, aunque estén contempladas por la legislación, no hayan sido implementadas a la fecha por falta de la reglamentación correspondiente o cualquier otro motivo.

4.2 CONVENIOS INTERNACIONALES

El Perú es signatario de diversos convenios y acuerdos internacionales referentes a las diversas materias relacionadas con la ejecución del proyecto de ampliación de la Planta Pisco. La Tabla 1.4 ofrece un resumen de los principales instrumentos internacionales suscritos por el Perú a este respecto, con las correspondientes normas peruanas que las refrendan.


Tabla 1. 3 Normas Nacionales Aplicables a la Ampliación de la Planta Pisco

No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco Normas Generales

Ley. Nº 28611 Ley General del Ambiente

Establece el marco normativo legal para la gestión ambiental en el territorio peruano, regulando las acciones necesarias para proteger el ambiente y lograr el desarrollo sostenible de las actividades productivas así como el uso sostenible de los recursos.

Establece el alcance de los EIA como instrumento de gestión ambiental y la sujeción de cualquier actividad que pueda generar impactos ambientales a la Ley 27446.

Ley Nº 26821

Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales

Norma el régimen de aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, renovables y no renovables, señalando las condiciones y modalidades para su otorgamiento a particulares, así como el marco legal adecuado para fomentar la inversión.

Ley 28245 Ley del Sistema Nacional de Gestión Ambiental

Establece las bases para la gestión ambiental.

Ley 27446 Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental

Establece un procedimiento único para la revisión y aprobación de los EIA en cada sector, así como su contenido general. Clasifica los proyectos según sus potenciales impactos ambientales.

Dado que todavía no cuenta con reglamento, aún no ha sido implementada y contempla que las normas sectoriales respectivas seguirán siendo aplicables en tanto no se opongan a esta norma.

D.L. 757 Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada

Determina las autoridades competentes para conocer sobre los asuntos relacionados con la aplicación de las disposiciones del Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales

D.S. 087-2004-PCM

Reglamento de Zonificación Ecológica y Económica

Precisa la naturaleza, finalidad y objetivos de la Zonificación Ecológica y Económica, la gestión institucional y las categorías de uso.

Ley Nº 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos (20/08/93) y sus modificatorias (Anexo

Norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional.

Establece que el MINEM es el encargado de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del Sector, así como de dictar las demás normas pertinentes. El MINEM y el OSINERG son los encargados de velar por el cumplimiento de esta Ley.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco 1-3)

Ley Nº 26410 Ley de Creación del Consejo Nacional del Ambiente (CONAM)

Crea el CONAM como organismo descentralizado, con personería jurídica de derecho público interno, con

autonomía funcional, económica, financiera, administrativa y técnica, que depende del Presidente del Consejo de Ministros.

El CONAM es el organismo rector de la política nacional ambiental. Tiene por finalidad planificar, promover, coordinar, controlar y velar por el ambiente y el patrimonio natural de la Nación.

La política nacional que formula el CONAM en materia ambiental es de cumplimiento obligatorio.

Ley Nº 26793 Ley del Fondo Nacional del Ambiente (FONAM)

Crea el FONAM como fondo fiduciario intangible, con el objeto de financiar planes, programas, proyectos y actividades orientadas a la protección del ambiente, el fortalecimiento de la gestión ambiental, el uso sostenible de los recursos naturales y el patrimonio ambiental mediante mecanismos institucionales financieros.

Ley 27308 Ley Forestal y de Fauna Silvestre (Ley Forestal)

Regula lo relativo a los recursos forestales, de fauna silvestre y a los servicios ambientales que estos recursos brindan para asegurar el uso sostenible y la conservación.

Las normas complementarias para las especies de fauna y flora silvestre en amenaza de extinción se encuentran clasificadas en el D.S. 034-2004-AG (Anexo 1-3), RM Nº 01082-90-AG/DGFF, y RM 01710-77-AG-DGFF, respectivamente.

Ley 26834 y Reglamento (D.S. 038-2001-AG)

Ley de Áreas Naturales Protegidas

Ordena el manejo de las ANP como unidades para preservar la diversidad biológica y cultural, paisajes, y valores científicos.

Establece las clases de ANP.

El Reglamento señala que las actividades de hidrocarburos que se van a realizar dentro de un Área Natural Protegida están sujetas a un procedimiento específico que incluye, entre otras, la coordinación previa entre el MINEM y el INRENA para definir la compatibilidad de la actividad de hidrocarburos y la categoría y condiciones del área natural protegida.

Establece el contenido para los EIA de actividades ubicadas en ANP.

D.S. 1281-75-AG

Reserva Nacional de Paracas

Declara como Reserva Nacional a la Península de Paracas y su área de influencia, un área de 335,000 hectáreas ubicadas en las provincias de Pisco e Ica, en el departamento de Ica.

La Resolución Jefatural 309-2001-INRENA precisa la zona de amortiguamiento de la mencionada Reserva Nacional.

R.J. 465-2002-INRENA

Aprueba el Plan Maestro de la Reserva Nacional de Paracas, documento de planificación para el desarrollo de las actividades que se lleven a cabo dentro de la reserva nacional y su zona de amortiguamiento.

D.S. 029-2003- Creación de la “Comisión Esta entidad está a cargo de estudiar, analizar y proponer los mecanismos necesarios para mejorar las condiciones


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco EM (modif. Por DS 009-2005-EM

para el Desarrollo Sostenible de la Bahía de Paracas

ambientales de la Bahía de Paracas. Asimismo, tiene como finalidad prevenir y mitigar los impactos ambientales que pudieran producirse y construir una visión consensuada orientada a la sostenibilidad del área.

Prevé específicamente posibles impactos relacionados con el Proyecto Camisea.

Ley 28296 y R.S. 004-2000-ED

Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación

Reglamento de Investigaciones Arqueológicas

Señala la responsabilidad común del Estado, los titulares de derechos sobre bienes integrantes del Patrimonio Cultural de la Nación y la ciudadanía en general de velar por la conservación del patrimonio cultural de la Nación.

D.L. Nº 17752 y modificatorias

Ley General de Aguas)

Señala que los recursos de agua pertenecen a la Nación y es el Ministerio de Agricultura, a través de órganos descentralizados, denominados Administraciones Técnicas de Distrito de Riego (ATDR), quien otorga los derechos de uso de agua.

La autoridad de salud debe velar por preservar la calidad de las aguas, vigilando el estricto cumplimiento de las disposiciones generales referentes al vertimiento de residuos de cualquier naturaleza que pudieren contaminar las aguas. Le corresponde a la Autoridad de Salud estudiar las solicitudes de vertimiento de residuos, practicar las diligencias de inspección ocular correspondientes, verificar la calidad de los residuos materia del vertimiento e inspeccionar periódicamente para comprobar el cumplimiento de las disposiciones vigentes

D.S. 074-2001-PCM y D.S. 069-2003-PCM

Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire

Establece a nivel nacional los estándares de calidad ambiental (ECA) del aire que sirven de lineamientos para el diseño de políticas ambientales que serán aplicadas por las autoridades ambientales sectoriales correspondientes (p. ej., MINEM).

D.S. 009-2003-SA (modificado por D.S. 012-2005-SA)

Reglamento sobre los Niveles del Estado de Alerta Nacional para Contaminantes del Aire

Define los diferentes estados de alerta para contaminantes de aire basados en las concentraciones críticas (material particulado, dióxido de azufre, monóxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

Con la reciente publicación de la Directiva para la aplicación del Reglamento de los Niveles de Estados de Alerta Nacionales para Contaminación del Aire, aprobado mediante Decreto 015-2005-CONAM/CD, se podrán implementar las disposiciones del Reglamento sobre los Niveles del Estado de Alerta Nacional para Contaminantes del Aire.

Residuos Sólidos y Peligrosos

Ley 27314 y su Ley General de Residuos Regula el manejo, transporte, y disposición final, así como la gestión integral de los residuos sólidos, peligrosos y no


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco Reglamento (D.S. 057-2004-PCM)

Sólidos peligrosos.

Establece la responsabilidad compartida con respecto a los residuos peligrosos.

D.S. 057-2004-PCM

Define los "residuos de ámbito no municipal" como los residuos de carácter peligroso y no peligroso generados en las áreas productivas e instalaciones industriales o especiales, no comprendiendo a los residuos similares a los domiciliarios y comerciales generados por dichas actividades.

Contiene los formatos para dar cumplimiento a las disposiciones de la Ley 27314.

Establece el procedimiento denominado “Pautas de informes de situación de emergencia” para el caso de derrames de residuos peligrosos, aplicable a derrames, infiltraciones, explosiones, incendios o cualquier otra emergencia durante el manejo de dichos residuos. Conforme al mismo, el generador de residuos sólidos peligrosos debe comunicar el hecho a la Dirección de Salud de la jurisdicción, y ésta a su vez a la DIGESA, dentro de las 24 horas siguientes de ocurrido.

Ley 28256

Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos

Regula el transporte terrestre de residuos peligrosos. Todavía no está reglamentada, por lo que aún rige para sus efectos, la Ley 27314 u si Reglamento.

Señala obligaciones especiales para los titulares de actividades que generan residuos peligrosos:

La calificación de “residuos peligrosos” se sujetará a las disposiciones del Convenio de Basilea. D.Leg. 295 Código Civil Norma la responsabilidad compartida. Sustancias Controladas

Decreto Ley 25623 y su reglamento, D.S. 008-93-ITINCI (derogada por

Ley 28305)

Ley de Control de Insumos Químicos y Productos Fiscalizados

Establecen la obligación de que las empresas usuarias de insumos químicos lleven inventarios de dichos insumos y cuenten con registros y autorizaciones específicas. Existe un plazo de adecuación a la Ley 28305, por lo que el DL 25623 todavía está en vigencia.

Derrames de Insumos Químicos

La Ley 28305 establece la obligación de que todo derrame de insumos químicos y productos fiscalizados debe ser informado a la DIRANDRO en el plazo de 24 horas luego de que la empresa haya tomado conocimiento del hecho.

D.S. 053-2005-PCM

Reglamento de la Ley de Control de Insumos Químicos y Productos

Señala las obligaciones de las empresas que utilicen insumos químicos y productos fiscalizados (IQPFs).


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco Fiscalizados

Elaboración/Aprobación de EIAs

Ley Nº 26786 Ley de Evaluación de Impactos Ambientales para obras y actividades

Establece que los ministerios deberán comunicar al CONAM sobre las actividades a desarrollarse en su sector que, por su riesgo ambiental, pudieran exceder los estándares tolerables de contaminación o deterioro del ambiente, las que obligatoriamente deberán presentar estudios de impacto ambiental previos a su ejecución y, sobre los límites máximos permisibles del impacto ambiental acumulado.

D.S. Nº 056-97-PCM (Modific. D.S. Nº 061-97-PCM.)

Establece los casos en los que se requerirá opinión técnica del INRENA para la aprobación de EIAs y PAMAs.

Normas Específicas del Sector Hidrocarburos

D.S. Nº 015-2006-EM

Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos

Establece las normas y disposiciones para regular la gestión ambiental de las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los impactos ambientales negativos derivados de tales actividades.

Contiene disposiciones referidas a los instrumentos de gestión ambiental que deben presentar los titulares de estas actividades, previo al inicio, ampliación y/o modificación de las mismas, así como acerca de la participación ciudadana y las atribuciones de los distintos organismos del Estado (DGH, DGAAE y OSINERG) en esta materia.

Establece transitoriamente que, mientras estén pendientes de aprobación los límites máximos permisibles para efluentes líquidos, emisiones atmosféricas y residuos sólidos peligrosos, serán de aplicación la R.D. Nº 030-96-EM/DGAA y los límites recomendados en el “Pollution Prevention and Abatement Handbook” (BM, 1998) En caso se requiera el monitoreo de parámetros no normados en los protocolos de monitoreo y exigidos por una norma vigente aplicable a los hidrocarburos, se utilizarán los correspondientes métodos vigentes establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de América o equivalentes.

Agua

Prohíbe disponer de residuos o efluentes líquidos en cuerpos o cursos de agua así como en tierra, si no se cuenta con la debida autorización, y la respectiva comunicación a la autoridad pertinente sobre las coordenadas del punto de vertimiento.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco Establece la obligación de segregar y tratar por separado las aguas residuales industriales, las de origen doméstico y de lluvia antes de su disposición final, a fin de cumplir con los respectivos Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes.

La disposición del agua residual no debe comprometer los usos actuales o futuros previstos del cuerpo receptor.

Aire

Faculta a la DGAAE a fijar límites a los caudales de las corrientes de emisiones atmosféricas cuando éstas puedan comprometer el cumplimiento de los Estándares de Calidad Ambiental del aire.

No se permite la descarga al aire de los fluidos producidos; los líquidos serán recibidos en recipientes cerrados y los gases serán quemados en condiciones controladas para lograr su combustión completa.

En tanto se aprueben los LMP para emisiones atmosféricas de gases, vapores y partículas para las actividades de hidrocarburos, se deberá cumplir los límites recomendados del “Pollution Prevention and Abatement Handbook” (BM, 1998) para las actividades de explotación en tierra y refinación.

Residuos Sólidos y Peligrosos

Contiene diversas disposiciones referidas al tratamiento y disposición de los residuos sólidos y residuos sólidos peligrosos a cargo de los titulares de las actividades de hidrocarburos, como por ejemplo:

También señala los requisitos que deben cumplirse para el Manejo y Almacenamiento de Hidrocarburos.

Comunidades Campesinas

Cuando un proyecto pueda afectar a comunidades campesinas o nativas, el EIA deberá incluir las medidas necesarias para prevenir, eliminar o minimizar los impactos ambientales negativos, debiendo la empresa divulgar entre la población los alcances de la actividad a realizar y el procedimiento de contingencias frente a derrames, incendios y otros accidentes industriales que puedan afectarlas.

Contingencias

Para el caso de actividades de hidrocarburos que puedan comprometer aguas marítimas o aguas continentales navegables, la sección del plan de contingencia para derrames deberá seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencias en Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas, aprobados por R.D. Nº 0497-98/DCG; así como sus modificatorias o sustitutorias.

D.S. 042-2005-EM

Texto Único Ordenado (TUO) de la Ley Orgánica de Hidrocarburos

Este dispositivo regula todos los aspectos del desarrollo de la actividad hidrocarburífera, a saber, la exploración, la explotación, el transporte, la comercialización, el régimen laboral, el tema de contratación y el derecho de uso y servidumbre, entre otros.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco

D.S. 051-93-EM

Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos

Señala las normas y disposiciones para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos.

D.L. 757 Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada

Ordena preparar Estudios de Impacto Ambiental (EIA) antes del inicio de cualquier actividad que tenga el potencial de causar impactos en el ambiente.

Ley 28611 Ley General del Ambiente Indica que toda actividad humana que implique construcciones, obras u otras actividades que puedan causar impactos ambientales de carácter significativos, están sujetos al Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental – SEIA.

Participación Ciudadana

Resolución Ministerial 535-2004-MEM-DM

Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades Energéticas dentro de los Procedimientos Administrativos de Evaluación de Estudios Ambientales

Señala la obligatoriedad de someter a conocimiento público los diferentes estudios ambientales que se presentan ante el MINEM.

La participación se verifica mediante una serie de instrumentos: talleres informativos, la puesta a disposición del público de los referidos estudios y mediante la difusión y realización de audiencias públicas.

Fija las formas de presentación de los EIAs a las diferentes autoridades competentes.

Límites Máximos y Estándares de Calidad

Agua

R.D. Nº 030-96-EM/DGAA

Niveles Máximos Permisibles para Efluentes Líquidos para las Actividades de Hidrocarburos.

Los responsables de las actividades de hidrocarburos deben establecer en el EIA un punto de control para cada efluente líquido, a fin de determinar la concentración de cada uno de los parámetros regulados y el volumen de descarga en metros cúbicos por día.

Las operaciones de hidrocarburos deben llevar un registro de los resultados analíticos correspondientes a los monitoreos.

En caso se requiera el monitoreo de parámetros no normados en los protocolos de monitoreo, se utilizarán los métodos vigentes establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de América o equivalentes.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco El responsable del proyecto debe asegurar que en el caso de parámetros no regulados por la legislación peruana, los mismos no ocasionan efectos negativos para la salud humana o el ambiente.

D.S. 051-93-EM

Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos

Según la complejidad y tipo de unidad de proceso, las refinerías y plantas deben contar con sistemas separados de colección de desagües de efluentes que contienen residuos pesados que solidifican a temperatura ambiente, entre otros.

Ruido

D.S. Nº 085-2003-PCM,

Reglamento Nacional de Estándares de Calidad Ambiental de Ruido

Establece valores para emisión de ruidos.

Los gases producidos durante la realización de actividades de hidrocarburos serán quemados en condiciones controladas para lograr su combustión completa y sin emisión significativa de ruido.

Consumo y Almacenamiento de Hidrocarburos

D.S. 042-2005-EM

TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos

Regula la distribución, almacenamiento y uso de combustibles y otros derivados de los hidrocarburos

D.S. 045-2001-EM y D.S. 045-2001-EM (modificadas por D.S. 045-2005-EM)

Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y otros productos derivados de los Hidrocarburos

Establecen disposiciones para el almacenamiento de combustibles y otros productos derivados de los hidrocarburos.

Regulan el concepto de “consumidor directo” (personas naturales o jurídicas que almacenan combustible y/o otros productos derivados de hidrocarburos sólo para uso en instalaciones propias o en sus operaciones y no para venta a terceros.

Reportes por Derrames, Emergencias o Accidentes

D.S. 015-2006-EM

Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos

Señala la obligación de llevar un registro de derrames e informar al OSINERG de los incidentes cuando el volumen de la fuga, derrame o descarga no regulada sea mayor a un barril (en caso de hidrocarburos líquidos), a mil pies cúbicos (en caso de hidrocarburos gaseosos) o la indicada en el Plan de Manejo Ambiental aprobado por la DGAAE, en el caso de otras sustancias químicas.

R.C.D. de OSINERG 013-2004-OS-CD,

Reglamento de Supervisión de Actividades Energéticas,

Las empresas sujetas a supervisión de OSINERG deben presentar un informe escrito ante toda situación de emergencia, accidentes, incidentes, paralización de operaciones, u otras.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco Ámbito Marino y Buques

Ley Nº 26620 y Normas Complementarias

Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres

Regula los aspectos de control y vigilancia a cargo de la Dirección General de Capitanías y Guardacostas (DICAPI) respecto de las actividades que se desarrollan en los ámbitos marítimo, fluvial y lacustre del territorio del peruano.

D.S. Nº 032-2004-EM

Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Las empresas contratistas petroleras deben minimizar las perturbaciones, actuales o potenciales, a la vida acuática; evitando operar en las zonas de anidación de las aves acuáticas, así como en aquello lugares de reproducción de mamíferos acuáticos.

D.S. Nº 034-2004-AG

El Ministerio de Agricultura aprueba la categorización de especies amenazadas de fauna silvestre, la cual incluye algunas especies marinas declaradas en vías de extinción.

D.S. Nº 028-DE/MGP

Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustre

DICAPI podrá restringir o prohibir el paso o la permanencia de naves, así como el desarrollo de determinadas actividades, en áreas que sea necesario proteger de los riesgos de contaminación, en concordancia con las normas sobre la materia emitidas por otros sectores.

R.D. Nº 0510-99/DCG

Normas para Prevenir y Controlar la Contaminación por Basuras Procedentes de Buques

Prohíbe la descarga de basura al mar, excepto en aquellos caso especificados en la norma.

Incluye las “Directrices para la elaboración de planes de gestión de basuras”.

R.D. Nº 0069-98-DCG

Normas para la Prevención y Control de la Contaminación por Aguas Sucias Procedentes de Buques

Aprueba lo referente a la descarga de efluentes domésticos procedentes de buques. Establece que todo buque sujeto a esta norma deberá estar equipado con una instalación para el tratamiento de aguas sucias de acuerdo con las normas y métodos de ensayo elaborados por la Organización Marítima Internacional (OMI) y aprobada por DICAPI.

Está prohibida la descarga de aguas sucias en el mar a menos que se cumplan las condiciones establecidas en la norma.

R.D. Nº 0766-2003/DCG

Aprueba las disposiciones relativas a la recepción y disposición de residuos de mezclas oleosas, aguas sucias y basuras en muelles

R.D. Nº 757-2004/DCG

Aprueba disposiciones relativas a productos químicos que se utilizan como dispersantes y absorbentes para controlar contaminación por hidrocarburos en el ámbito acuático.


No. de Norma Nombre Contenido Aplicable al EIA de la Ampliación de la Planta Pisco R.D. Nº 0497-98/DCG.

Establece lineamientos para elaborar Planes de Contingencia para derrames de hidrocarburos en el ámbito acuático.

R.D. Nº 072-2006/DCG

Establece que todos los buques de navegación marítima internacional, que procedan de puertos extranjeros y lleven a bordo agua de lastre, teniendo como destino o escala puertos peruanos deberán renovarlo una vez como mínimo, fuera de las 12 millas náuticas de la costa, antes de su ingreso a un puerto nacional, en concordancia con el procedimiento recomendado por la OMI. Siempre que sea posible realizarán la limpieza de los tanques de lastre para retirar los sedimentos.

Señala disposiciones con respecto al agua de lastre.

RD Nº 0160-96/DCG

Establece que todo buque de bandera peruana de cualquier otro tipo de 400 TRB o más deberá contar con su “Plan de Emergencia de Abordo para Casos de Contaminación de Hidrocarburos”.

R.D. 0103-96-DCG

Prohíbe, en el área marítima de la Reserva Nacional de Paracas, la navegación de naves que transporten hidrocarburos como carga, así como cualquier otro tipo de nave de 200 TRB o más

Prohíbe la descarga de residuos y sustancias contaminantes dentro del área marítima y la zona costera de la RNP. Para estos efectos, señala como zona costera la franja del litoral comprendida entre el mar y la línea de más alta marea.

Indica que únicamente se permiten vertimientos, descargas y arrojos de residuos que se realicen conforme al régimen de descarga y distancias de tierra establecidos en los convenios internacionales y reglamentaciones vigentes.

D.Leg: Decreto Legislativo; D.S.: D.S.; RM: Resolución Ministerial, RD: R.D., RJ: Resolución Jefatural; R.C.D.: Resolución del Consejo Directivo

Tabla 1. 4 Convenios Internacionales Suscritos en el Perú Relacionados con la Ejecución del Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco

IEA Suscrito

Ratificación

Implementación Descripción Legislación Local

Convención de la Diversidad

Biología (1992)

12 de junio de

1992

12 de mayo de

1993

29 de diciembre de

1993

Busca promover el desarrollo sostenible. Concebido como un instrumento práctico para materializar los principios de la Agenda 21.

Reconoce que la diversidad biológica va más allá más de

Ley 26839, Ley sobre la conservación y aprovechamiento sostenible de la diversidad biológica (16-Jul-1997), y su reglamento.

D.S. 068-2001-PCM (21-Jun-2001).


IEA Suscrito

Ratificación


plantas, animales y microorganismos y sus ecosistemas. D.S. 102-2001-PCM, Estrategia Nacional de la Diversidad Biológica del Perú (5-Sep-2001).

Protocolo de Cartagena sobre Bio-Seguridad

24 de mayo de

2000

13 de julio de 2004

Sus objetivos son la conservación de la diversidad biológica, el uso sostenible de sus componentes y la distribución equitativa de los beneficios que surgen de la utilización de recursos genéticos.

Ley 27104, Ley de Prevención de Riesgos Derivados del uso de la Biotecnología (12-May-1999), y su reglamento.

D.S. 108-2002-PCM (28-Oct-2002)

Convención Relativa a los

Humedades de Importancia

Internacional (RAMSAR)

28 de agosto

de 1986

26 de noviembre

de 1991

Tiene por objetivos impedir la pérdida de los humedales y asegurar su conservación y brinda las bases para la conservación internacional a este respecto. Para ello,

establece ciertas obligaciones con respecto a los humedales que las Partes Contratantes hayan inscrito en

la "Lista de Humedales de Importancia Internacional"

R. L. Nº 25353, se ratifica la Convención RAMSAR, especialmente como Habitat de las Aves Acuáticas.

R.M. N°105-92-1CTI/DM. Declara incorporada la RNP como sitio RAMSAR.

Acuerdo de la Naciones

Unidas sobre Cambio

Climático (1992)

12 de junio de

1992

7 de junio de 1993

21 de marzo de 1994

Busca combatir la emisión de gases de efecto invernadero, tales como el bióxido de carbono. El UNFCC lidera los esfuerzos globales para combatir el calentamiento global.

R.S. 359-93-RE, Crean la Comisión Nacional sobre los Cambios Climáticos (22-Nov-1993).

D.S. 086-2003-PCM, Estrategia Nacional sobre Cambio Climático (27-Oct-2003).

Protocolo de Kyoto sobre

Cambio Climáticos

(1998)

13 de noviembre 1998

12 de septiembre

2002

16 febrero 2005

Convenio de base de Naciones Unidas sobre cambio del clima que consolida la respuesta internacional al cambio del clima. Adoptado por consenso en la tercera sesión de la conferencia de los partidos (COP3) en diciembre de 1997, contiene las blancos legalmente obligatorias de las emisiones para los países del anexo I (desarrollado) para el período post-2000.

Protocolo de Montreal

relativo a las sustancias que

31 de marzo

de 1993

31 de marzo de

1993

1 de enero 1989

Convención para proteger la capa de ozono controlando las emisiones de sustancias que la agotan.

R.S. 359-93-RE, Crean la Comisión Nacional sobre los Cambios Climáticos (22-Nov-1993).

D.S. 033-2000-ITINCI, Disposiciones para la aplicación del Protocolo de Montreal Relativo


IEA Suscrito

Ratificación


agotan la capa de ozono

a las Sustancias que Agotan la Capa de Ozono (7-Nov-2000), y Resolución Ministerial 277-2001-ITINCI-DM (30-Nov-2001). Resolución de Superintendencia Nacional Adjunta de Aduanas 000332-2004-SUNAT-A, Procedimiento de Control de Mercancías Restringidas y Prohibidas (9-Jul-2004).

Convención de Basilea sobre el Control de los Movimientos

Transfronterizos de Residuos

Peligrosos y de su Disposición

(1992)

23 de

noviembre de 1993

5 de mayo 1992

Controla el movimiento transfronterizo de desechos peligrosos. Entró en vigor en 1992 y exige un manejo ambientalmente responsable, proporciona una lista de desechos peligrosos y otros, y prohíbe movimientos tranfronterizos si se sospecha que el desecho no se manejará en forma ambientalmente responsable en el país importador.

R.P. 016-2002-CD-CONAM, Creación de Grupo Técnico de Sustancias Químicas (8-Ago-2002).

Resolución de Superintendencia Nacional Adjunta de Aduanas 000332-2004-SUNAT-A, Procedimiento de Control de Mercancías Restringidas y Prohibidas (9-Jul-2004).

D.S. 057-2004-PCM, Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos (24-Jul-2004).

Convención de las Naciones

Unidas de Lucha contra la Desertificación

en los países afectados por sequía grave o Desertificación

(1994)

15 de octubre de 1994

9 de noviembre

de 1995

26 de diciembre de

1996

En 1996, INRENA (el centro de atención nacional para el CCD) publicó un Plan nacional de la acción para combatir la desertificación en Perú. Sus objetivos principales incluyen: la irrigación de tierras, la repoblación forestal y la forestación en los Andes y control de la erosión de tierra.

R.M. 0535-93-RE, Conforman Grupo de Trabajo encargado de elaborar la posición nacional del Perú sobre desertificación y sequía (7-Jul-1993).

D.S. 022-2006-AG, Crean la Comisión Nacional de Lucha contra la Desertificación y Sequía (17-May-2006).

Convención sobre la

Prevención de la Polución

30 de agosto de 1975

Contribuye al control de la contaminación marina descargando deliberadamente, y para alentar los acuerdos regionales suplementarios a la Convención.

D.S. 008-86-MA, Reglamento Nacional del Anexo I - Prevención de la Contaminación por Hidrocarburos (12-Abr-1986).


IEA Suscrito

Ratificación


Marina por Basuras y Otras Materias, 1972

D.S. 002-87-MA, Reglamento de Capitanías y de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres (20-Abr-1987).

R.D. 0238-95-DCG, Dictan normas técnicas a fin de prevenir y controlar la descarga de residuos, mezclas oleosas y otros en el área marítima por parte de las plataformas fijas o flotantes (16-Sep-1995).

R.D. 0160-96-DCG, Establece que los buques tanque deben contar con planes de emergencia de abordo para casos de contaminación por hidrocarburos (29-Jun-1996).

R.D. 0127-97-DCG, Disposiciones referidas al significado de los contaminantes del mar y los criterios establecidos para su identificación (11-Jun-1997).

R.D. 0069-98-DCG, Normas para la Prevención y Control de la Contaminación por Aguas Sucias procedentes de Buques (21-Mar-1998).

R.D. 0766-2003-DCG, Diversas disposiciones relativas a la recepción y disposición de residuos de mezclas oleosas, aguas sucias y basuras (14-Feb-2004).

R.D. 442-2005-DCG, Disposiciones aplicables a naves no petroleras de Arqueo Bruto igual o superior a 400, pero menor a 10,000 (28-Sep-2005).


IEA Suscrito

Ratificación


La Convención Internacional

para la Reglamentación de la Caza de

la Ballena (1946)

1 de dic. de 1946

2 de diciembre de 1946

10 de noviembre de

1948

Firmado en Washington, y su objetivo fue disminuir la caza que oscilaba entre 7.000 a 8.000 ejemplares anualmente, lo cual puso al borde de la extinción a 30 especies de ballenas en todo el planeta durante la primera mitad del siglo XX.

D.S. 026-2001-PE, Establecen que se mantiene la prohibición de cazar diversas especies de ballenas y capturar todas las especies de tortugas marinas (29-Jun-2001)

Convenio de Estocolmo

23 de mayo de

2001

14 de setiembre de 2005

El Convenio de Estocolmo busca proteger la salud humana y el medio ambiente frente a los Contaminantes Orgánicos Persistentes (COPs), teniendo presente el criterio de precaución consagrado en el principio 15 de la Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo

R.P. 016-2002-CD-CONAM, Creación de Grupo Técnico de Sustancias Químicas (8-Ago-2002)

Convención sobre el

Comercio Internacional de Especies

Amenazadas de Fauna y Flora

Silvestres

27 de

junio de 1975

25 de septiembre de

1975

Tiene por finalidad velar porque el comercio internacional de especimenes de animales y plantas silvestres no constituye una amenaza para su supervivencia

R.D. 017-88-AG/DGFF, Requisitos para obtener permiso de exportación CITES, de especies de flora y fauna silvestres (25-Oct-1988). Resolución de Superintendencia Nacional Adjunta de Aduanas 000332-2004-SUNAT-A, Procedimiento de Control de Mercancías Restringidas y Prohibidas (9-Jul-2004).

D.S. 030-2005-AG, Reglamento para la Implementación de la Convención sobre el Comercio Internacional de Especies Amenazadas de Fauna y Flora Silvestre (CITES) en el Perú (10-Jul-2005).

D.S.: Decreto Supremo, R.S.: Resolución Suprema, R.D.: Resolución Directoral, R.P.: Resolución Presidencial, R.M.: Resolución Ministerial, R.L.: Resolución Legislativa


4.3 LINEAMIENTOS DE ORGANISMOS INTERNACIONALES

4.3.1 Banco Interamericano de Desarrollo

El Directorio Ejecutivo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó una nueva Política de Medio Ambiente y Cumplimiento de Salvaguardias el 19 de enero de 2006, que consolida las salvaguardias ambientales y reúne un conjunto de directrices para salvaguardar la calidad ambiental en todas las operaciones del Banco.

Esta nueva política enfatiza una identificación anticipada de desafíos y de oportunidades con los países prestatarios durante el establecimiento de las estrategias y las prioridades del país para la ayuda del Banco; cambia el énfasis de identificación de impactos ambientales hacia el manejo sostenible de riesgos (identificación y manejo pro-activo de riesgos y oportunidades), establece un procedimiento para el manejo eficaz de riesgos ambientales, sociales y culturales; exige una relación temprana y permanente con las comunidades afectadas por un proyecto; cuantifica y supervisa las emisiones de gases de efecto invernadero de un proyecto; analiza los préstamos de políticas para detectar riesgos y oportunidades de sostenibilidad; apoya la biodiversidad, centrándose en las áreas transfronterizas, la conservación y la protección contra toda amenaza significativa a la biodiversidad, y promueve iniciativas de sostenibilidad como parte del nuevo énfasis en ir más allá de la mitigación de impactos y buscar las oportunidades de maximizar el valor de las inversiones.

4.3.2 Export-Import Bank of the United States (Ex-Im Bank)

Este banco otorga o declina el financiamiento luego de evaluar los potenciales efectos ambientales de las operaciones o actividades propuestas.

Los Lineamientos y Procedimientos Ambientales aplicados actualmente por el Ex-Im Bank datan de julio de 2004, cuando modificó los que originalmente había establecido en 1995 para adaptarlos a la iniciativa “Recomendación de Perspectivas Comunes sobre Medio Ambiente y Créditos para la Exportación con Apoyo Oficial” promovida por la OECD entre las Agencias de Crédito para la Exportación de sus países miembro.

4.3.2.1 Procedimientos

Los Procedimientos Ambientales del Banco incluyen disposiciones para la supervisión ambiental y la categorización de todas las transacciones cuyo plazo de pago sea mayor a dos años, la revisión ambiental de todas las transacciones a largo plazo que involucren proyectos físicos, y la revisión


ambiental de transacciones a mediano plazo relacionadas a proyectos que están ubicados en, o que posiblemente tengan un impacto en áreas sensibles, como por ejemplo parques nacionales o áreas protegidas internacionalmente como humedales y bosques tropicales.

Los Procedimientos Ambientales describen el tipo de transacciones que requieren la elaboración y presentación de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), así como disposiciones para garantizar la transparencia ambiental que incluyen requerimientos para hacer públicos los EIAs. Todas las transacciones sujetas a una revisión ambiental por el Ex-Im Bank deben cumplir los lineamientos del país en el cual se realiza el proyecto, así como los lineamientos ambientales internacionales aplicables. Los lineamientos ambientales generalmente aplicables a los proyectos financiados por el Ex-Im Bank son los del Banco Mundial. Para facilitar la adhesión a los lineamientos del Banco Mundial, el documento que detalla los Procedimientos Ambientales contiene tablas por sectores industriales que describen los requerimientos ambientales cuantitativos y cualitativos específicos aplicables a los proyectos a realizarse en los respectivos sectores.

4.3.2.2 Lineamientos

El Ex-Im Bank ha adoptado siete principios que rigen y determinan el ámbito de los lineamientos ambientales que sirven de base para evaluar los proyectos propuestos. Estos principios son:

1. Calidad de aire: protección de la calidad del aire a través de tecnologías que permitan controlar o reducir emisiones a los límites permitidos por los lineamientos internacionales aplicables.

2. Calidad de agua: protección de las diversas fuentes de agua para evitar agotamiento, y contaminación derivada de proyectos, a través de métodos de control y tratamiento de efluentes y descargas.

3. Manejo de Residuos: manejo, reciclaje, almacenamiento, tratamiento y disposición de residuos sólidos, peligrosos, y materiales tóxicos, de conformidad con los lineamientos internacionales aplicables.

4. Desastres Naturales: diseño y ubicación de proyectos en función a reducir el riesgo ambiental de desastres naturales.

5. Ecología: protección de recursos ecológicos y biodiversidad, fomento a la conservación, apoyo a la recuperación de hábitats naturales críticos para especies en extinción, de conformidad con los lineamientos internacionales aplicables.

6. Reasentamiento Involuntario, Poblaciones Indígenas, y Patrimonio Cultural: desarrollo de proyectos para reducir o mitigar los efectos de


reasentamientos involuntarios, impactos adversos en poblaciones indígenas e impactos adversos en patrimonio cultural.

7. Ruido: control y reducción del nivel de ruido proveniente de proyectos a límites cuantitativos previstos en los lineamientos internacionales aplicables.

En relación con el sector energético, los lineamientos que se eventualmente aplican al proyecto son los contenidos en las tablas 5, 8 y 10: Explotación de Petróleo y Gas, Refinerías de Petróleo e Plantas Petroquímicas, y Plantas de Gas Natural Líquido, Liquefacción y Regasificación.

Finalmente, cabe mencionar que para aquellos proyectos en los que esté involucrado el BID, el Ex-Im Bank podrá aplicar al proyecto los lineamientos de dicho banco, íntegra o parcialmente, a fin de facilitar la participación del exportador en dichos proyectos. Donde resulte aplicable, se aplicarán algunos elementos de los lineamientos del Banco Mundial para complementar los lineamientos de BID.

4.3.3 Banco Mundial

En términos generales, el Banco Mundial ha establecido dos fuentes de estándares ambientales. Por un lado, se guía por el Manual Operativo, para efectos de sus políticas operacionales, normas de procedimiento, directivas operacionales y prácticas recomendadas, y de otro lado, observa el Manual de Prevención y Disminución de la Contaminación (Pollution Prevention and Abatement Handbook), para efectos de los estándares ambientales propiamente dichos.

Como parte del Manual Operativo, el Banco ha incluido las políticas de salvaguardia, que son diez grupos de Políticas Operacionales, Normas de Procedimiento del Banco, Directivas Operacionales y Prácticas Recomendadas que reflejan los estándares de cumplimiento que el Banco Mundial se propone alcanzar en materia ambiental, social y cultural. El objetivo es asegurar que en estas diez áreas que resultan críticas para las operaciones del banco, las eventuales consecuencias adversas de los proyectos sean adecuadamente identificadas, minimizadas y mitigadas. Debido a la relevancia de los temas tratados en las políticas de salvaguardia, éstos reciben especial atención durante el proceso de preparación y aprobación del proyecto.

El Manual de Prevención y Disminución de la Contaminación (“Pollution Prevention and Abatement Handbook”) contiene tres categorías de lineamientos: i) lineamientos genéricos, que incluyen secciones sobre manejo de calidad de agua y aire (“Implementing Policies in Practice”); ii) lineamientos específicos referidos a sustancias contaminantes y las técnicas para controlarlas (“Project Guidelines”), y iii) lineamientos referidos a sectores industriales o actividades económicas específicas, cada uno de los cuales incluye estándares de


emisiones para los tipos de operaciones frecuentes en la industria o actividad económica respectiva (“Industry Sector Guidelines”). Dentro de esta última sección del Manual, existen hasta tres políticas de potencial aplicación a un proyecto de hidrocarburos: Explotación de Petróleo y Gas (On-shore), Manufactura de Petroquímicos, y Lineamientos Ambientales Generales.

Las políticas de salvaguardia del Banco Mundial (“safeguard policies”) cubren tres grandes rubros (ambiental, social, y legal), y abordan diez temas específicos (evaluación ambiental, aspectos forestales, hábitats naturales, manejo de plagas, seguridad de represas, patrimonio cultural, reasentamiento involuntario, poblaciones indígenas, proyectos en cursos de agua internacionales y -proyectos en zonas en litigio).

Estas políticas se aplican en caso de que el Banco Mundial financie o garantice algún proyecto de infraestructura en uno de sus países miembro, que tenga el potencial de causar impacto en alguno de los rubros considerados. Sin embargo, nada impide que organizaciones privadas o gobiernos adopten estos lineamientos para establecer parámetros de desempeño ambiental en sus operaciones, en sus relaciones con terceros.

El sistema de evaluación ambiental creado por las diez políticas de salvaguardia, se apoya en la política de salvaguardia denominada “Evaluación Ambiental”, que es el elemento central del régimen, en la medida que esta política es la que luego permitirá determinar la necesidad de aplicar alguna o algunas de las otras nueve políticas.

4.3.3.1 Política de Salvaguardia sobre Evaluación Ambiental

La Política Operacional OP 4.01 – Evaluación Ambiental, establece la obligación de someter los proyectos que soliciten financiamiento del Banco Mundial a una evaluación ambiental, con la finalidad de garantizar la solidez y sostenibilidad ambiental, así como una mejora en el proceso de toma de decisiones.

Para efectos de la OP 4.01, se define a la evaluación ambiental como el proceso que evalúa los posibles riesgos y repercusiones ambientales de un proyecto en su zona de influencia. La evaluación examina alternativas para el proyecto, identificando formas de mejorar su selección, ubicación, planificación, diseño y ejecución mediante la prevención, reducción al mínimo, mitigación o compensación de las repercusiones ambientales adversas y el realce del impacto positivo, e incluye el proceso de mitigación y gestión de las repercusiones ambientales adversas durante su ejecución.

Esta Política Operacional establece que las evaluaciones ambientales deben tomar en cuenta el ambiente natural (aire, agua y tierra), la salud y seguridad humana, los aspectos sociales (tales como reasentamiento involuntario, poblaciones indígenas y bienes culturales) y los aspectos ambientales


transfronterizos y mundiales. De igual manera, las evaluaciones ambientales deben considerar los aspectos naturales y sociales en forma integral, así como las variaciones de las condiciones del proyecto y del país, los resultados de los estudios ambientales sobre el país, los planes nacionales de protección ambiental, el marco global de las políticas nacionales, la legislación nacional y la capacidad institucional con respecto al medio ambiente y los aspectos sociales, y las obligaciones del país referentes a las actividades del proyecto en virtud de tratados y acuerdos o convenios ambientales pertinentes en el ámbito internacional.

Respecto de las consultas públicas, la OP 4.01 señala que durante el proceso de evaluación ambiental, deben consultarse a los grupos afectados por el proyecto y a las organizaciones no gubernamentales del país acerca de los aspectos ambientales del proyecto.

En lo referido al acceso a la información, se establece que debe suministrarse oportunamente material pertinente antes de la consulta pública y en una forma y lenguaje comprensible, así como accesible a los grupos que están siendo consultados.

Finalmente, durante la ejecución del proyecto, deben realizarse informes sobre el cumplimiento de las medidas establecidas en base a la evaluación ambiental, la situación de las medidas de mitigación, y las conclusiones de los programas de seguimiento.

4.3.3.2 Política de Salvaguardia sobre Hábitats Naturales

La Política Operacional OP 4.04 establece que la conservación de los hábitats naturales y las medidas de protección y mejoramiento del medio ambiente debe realizarse buscando la protección, mantenimiento y rehabilitación de los hábitats naturales y sus funciones. Para ello, se recomienda la aplicación de criterios preventivos respecto del manejo de los recursos naturales, con la finalidad de garantizar las oportunidades de un desarrollo ambiental sostenible.

Asimismo, se señala que la formulación y ejecución de proyectos debe efectuarse optando por el mejor aprovechamiento del suelo, ubicando los proyectos en tierras ya convertidas, salvo que la conversión se haya efectuado en previsión de la ejecución del proyecto. En este sentido, no se recomiendan proyectos que impliquen una conversión considerable del hábitat natural, salvo que existan alternativas viables para el proyecto y el lugar donde se ejecute, y un análisis integral demuestre que los beneficios generales superen con creces los costos ambientales. Estas alternativas deberán contener medidas de mitigación que el Banco Mundial considere aceptables.

La Política Operacional OP 4.04 señala que las estrategias de desarrollo y medio ambiente deben incorporar un análisis sobre todo asunto importante


que se relacione con los hábitats naturales, incluida la identificación de sitios donde se encuentren hábitats naturales importantes, las funciones ecológicas que los mismos desempeñan, el grado de amenaza, las prioridades de conservación y las necesidades conexas de financiamiento recurrente y fortalecimiento de la capacidad. Asimismo, quienes desarrollen proyectos deben tener en cuenta los puntos de vista, las funciones y los derechos de los grupos involucrados, lo cual incluye a las organizaciones no gubernamentales y las comunidades locales que estén relacionadas con hábitats naturales. Para estos efectos, se deberá promover la participación de los grupos involucrados en la planificación, diseño, ejecución, seguimiento y evaluación de los proyectos.

4.3.3.3 Otras Políticas de Salvaguardia de Eventual Aplicación al Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco

Patrimonio Cultural

La protección de la propiedad cultural se incluye en la Política Operacional OP 4.11. Sin embargo, este documento se encuentra aún en redacción y, hasta su finalización, es aplicable la Nota de Política Operacional OPN 11.03, la cual define como Propiedad Cultural a los restos arqueológicos y el patrimonio natural con características singulares.

El artículo 2 de la OPN 11.03 señala como política general del Banco Mundial la asistencia en la preservación de la propiedad cultural, evitando riesgos o daños que puedan resultar en su pérdida.

En caso de duda en la existencia de propiedad cultural en el área de un proyecto, el artículo 3 de la OPN 11.03 establece que deben realizarse investigaciones respecto de la información disponible respecto a la presencia de propiedad cultural en el área del proyecto y, en caso de existir duda, un especialista deberá realizar un reconocimiento del área.

Poblaciones Indígenas

La Política Operacional OP 4.20 se aplica como guía para asegurar que las poblaciones indígenas afectadas por la ejecución de proyectos, se beneficien con éstos, así como para que quienes ejecuten dichos proyectos eviten o mitiguen efectos potencialmente adversos a las poblaciones indígenas.

Para estos efectos, se define como población indígena a los grupos sociales con una identidad social y cultural distinta a la predominante en la región, estando por ello, en posible desventaja respecto del proceso de desarrollo de la región.


La OP 4.20 busca asegurar que el proceso de desarrollo y la ejecución de proyectos respeten plenamente la dignidad, derechos humanos, e identidad cultural de las poblaciones indígenas afectadas, evitando efectos adversos sobre los mismos.

La evaluación de información debe realizarse contando con la participación de las poblaciones indígenas, las mismas que deberán ser debidamente informadas. En este sentido, actividades fundamentales para determinar los intereses de las poblaciones indígenas incluyen la consulta directa, la incorporación de conocimientos nativos, y el uso previo de especialistas experimentados.

Se señala que los planes de desarrollo deberán contener como componentes lo siguiente:

• Marco Legal

• Información de línea de base.

• Tenencia de tierras.

• Estrategia para la Participación Local.

• Identificación Técnica de Actividades de Desarrollo o Mitigación.

• Capacidad Institucional.

• Cronograma de Implementación.

• Monitoreo y Evaluación.

• Cálculo de Costos y Plan de Financiamiento.

4.3.3.4 “Equator Principles”

Los “Equator Principles”, inicialmente suscritos el 4 de junio de 2003 por diez bancos líderes de siete países, adoptan directrices elaboradas y asumidas de manera voluntaria por los bancos para la gestión de temas sociales y ambientales en relación con el financiamiento de proyectos de inversión. Los bancos aplican estos principios de manera global al financiamiento de proyectos en todos los sectores industriales, incluyendo el sector energético. Estos principios tienen como sustento las políticas y directrices de la Corporación Financiera Internacional, el brazo privado del Banco Mundial. Para la elaboración de los principios, los bancos recibieron una amplia orientación y asesoría de esta institución.

Para adoptar estos principios, un banco debe comprometerse a otorgar préstamos sólo a aquellos proyectos cuyos patrocinadores puedan demostrar,


a satisfacción del banco, su capacidad y disposición de cumplir con la totalidad de los procesos que buscan asegurar que los proyectos se desarrollen con responsabilidad social y de acuerdo con prácticas de gestión ambientalmente acertadas. Los bancos deben aplicar los “Equator Principles” a todos los préstamos destinados a proyectos con un costo de capital de US $50 millones o superior.

En el marco de los “Equator Principles”, los prestatarios se seleccionan sobre la base del proceso de selección ambiental y social de la Corporación Financiera Internacional. Los bancos clasifican los proyectos como A, B o C (riesgo social o ambiental alto, mediano y bajo) con la ayuda de una terminología común. Para los proyectos A y B (riesgo social o ambiental alto y mediano), los prestatarios deben realizar una evaluación ambiental que aborde los temas ambientales y sociales identificados durante el proceso de clasificación. Luego de la consulta pertinente con las partes interesadas afectadas por el proyecto a nivel local, los proyectos de la categoría A y B, de ser necesario, deben preparar Planes de Gestión Ambiental que encaren la mitigación y monitoreo de los riesgos ambientales y sociales.

El prestario debe demostrarle al banco que el proyecto cumple con las leyes del país receptor y con el “Pollution Prevention and Abatement Handbook” del Banco Mundial para el sector industrial pertinente. Para proyectos en los mercados emergentes, el prestario también debe demostrar que la evaluación ambiental ha considerado las Políticas de Salvaguarda de la Corporación Financiera Internacional, las cuales entregan una guía en temas como hábitats naturales, pueblos indígenas, reasentamiento voluntario, seguridad de represas, explotación forestal y propiedad cultural.

4.3.3.5 Estándares de la Industria

Los estándares ambientales establecidos por la industria son manifestaciones concretas del modelo de gobernanza ambiental conocido como autorregulación. Este modelo nace en el seno de la comunidad empresarial y está compuesto fundamentalmente por iniciativas voluntarias de responsabilidad social corporativa, la adopción de códigos de conducta empresarial o gremial, y por políticas ambientales de las empresas.

Aunque su eficacia para atender los problemas socio-ambientales de una sociedad moderna ha sido cuestionada especialmente por sectores de la sociedad civil, sería injusto negar que este modelo ha contribuido con importantes aportes al panorama actual de la regulación ambiental. En nuestro medio, la Ley General del Ambiente ha reconocido la vigencia de estas formas de regulación y ha confirmado la obligación del Estado de promover, difundir y facilitar estas iniciativas entre los agentes de mercado.

La tendencia actual es que en estas iniciativas de autorregulación también participen representantes de otros sectores, tales como organizaciones de la


sociedad civil e incluso, entidades del gobierno. Las iniciativas que se describen a continuación son algunas de las más relevantes para la industria energética en la región.

International Petroleum Industry Environmental Conservation Association - IPIECA (Asociación para la Conservación Ambiental de la Industria Petrolera Internacional)

Fundada en 1974, se trata de una organización voluntaria sin fines de lucro que incluye entre sus miembros tanto a compañías petroleras como asociaciones de nivel nacional, regional o internacional. Los grupos de trabajo al interior de IPIECA se encargan de asuntos ambientales y sociales globales relacionados con la industria del petróleo: preparación y respuesta a derrames de petróleo, cambio global climático, biodiversidad, responsabilidad social, calidad del combustible y emisiones vehiculares y salud humana. IPIECA también ayuda a sus miembros a identificar nuevos temas globales y a determinar su impacto potencial en la industria del petróleo.

IPIECA tiene formalmente el estatus de la ONU, lo que le permite acceder como una ONG a todas las negociaciones de la ONU. La asociación representa los puntos de vista de sus miembros en eventos públicos y provee una interfase entre las agencias de la ONU y la industria del petróleo.

Su meta es promover buenas prácticas y el consenso de la industria mediante talleres, publicaciones, sirviendo de canal de comunicación con la ONU y de forum para un diálogo abierto y promoviendo alianzas.

Esta organización ha elaborado una Guía para Desarrollar Planes de acción sobre Biodiversidad en el Sector de Petróleo y Gas, la cual ha sido diseñada para ayudar a los profesionales de medio ambiente y salud y seguridad ocupacional, a desarrollar planes de acción sobre biodiversidad para sus proyectos e instalaciones. Asimismo, cuenta con Lineamientos para Reportar Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en la Industria del Petróleo, Lineamientos sobre Estudios de Impacto Social en la Industria del Gas y Petróleo, Lineamientos sobre Estudios de Impacto en la Salud en la Industria del Gas y Petróleo, Lineamientos sobre Reportes Voluntarios de Sostenibilidad en la Industria del Gas y Petróleo, entre otros.

Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe – ARPEL

Creada en 1965 para promover la cooperación y asistencia entre sus miembros, ARPEL es una asociación de 28 empresas e instituciones de petróleo y gas que representan más del 90% de operaciones de upstream y downstream de la región. Desde 1976, posee el estatus consultivo formal del Consejo Económico y Social de la ONU.


Trabaja junto con sus miembros en temas que contribuyen con el desarrollo sostenible en la región. En temas económicos cubre integración energética regional, downstream y combustibles. En temas ambientales abarca cambio climático, emisiones atmosféricas, planificación de respuesta a emergencias y mejores prácticas para la gestión ambiental y de salud y seguridad ocupacional. En temas sociales, comprende responsabilidad social corporativa, relaciones con puebles indígenas, análisis de género y transparencia.

Esta asociación ha desarrollado Lineamientos para la Implementación de Elementos de Responsabilidad Social Corporativa, Indicadores y Reportes para la industria del petróleo. Asimismo, ha elaborado un lineamiento sobre Indicadores de Gestión para evaluar las relaciones entre las empresas petroleras y los pueblos indígenas, y otro sobre la Implementación de Políticas y Estrategias de Género. Cuenta también con Lineamientos para la Gestión Integrada de Residuos en Instalaciones Downstream, el Control de Contaminación de Tanques de Almacenamiento de Petróleo Subterráneo, el Manejo de Residuos Sólidos en Refinerías de Petróleo, la determinación de costos ambientales y el Proceso de Evaluación de Impacto Ambiental.

La Iniciativa de Energía y Biodiversidad de Conservación Internacional

Fundada en el año 2001, surge de conversaciones entre Conservación Internacional y empresas energéticas con proyectos actuales o futuros en áreas reconocidas por su valor en biodiversidad. Reúne en un solo fórum a compañías y organizaciones conservacionistas que desarrollan y promueven formas para integrar la conservación de la biodiversidad en el desarrollo del petróleo y del gas. La iniciativa pretende ser una fuerza positiva para la conservación de la biodiversidad mediante la integración de las compañías líderes en el sector energético y las organizaciones de conservación para compartir experiencias y construir un capital intelectual con el fin de crear valores e influir en audiencias claves.

Busca la elaboración de lineamientos prácticos, herramientas y modelos para mejorar el desempeño ambiental en las operaciones energéticas, minimizar el daño a la biodiversidad y maximizar las oportunidades de conservación donde se desarrollen recursos petroleros y gasíferos.

Esta iniciativa ha producido lineamientos para el desempeño socio-ambiental de las empresas del sector energético, entre los que destacan Integración de la Biodiversidad en Sistemas de Gestión Ambiental, Integración de la Biodiversidad en los Procesos de Evaluación de Impacto Ambiental y Social, Marco para la Integración de la Biodiversidad en el Proceso de Selección del Sitio, así como Indicadores de Biodiversidad para el Monitoreo de Impactos y Acciones de conservación.


4.4 ESTÁNDARES Y POLÍTICAS DE PLUSPETROL

PLUSPETROL es responsable de la ejecución del proyecto en concordancia con las normas y reglamentos de seguridad aplicables, así como de las buenas prácticas de trabajo en la industria hidrocarburífera. Su compromiso y experiencia se enmarcan en estrategias de desarrollo sostenible que conciben la calidad ambiental como algo más que el cuidado del medio ambiente y que persiguen la promoción de una mejor calidad de vida de las comunidades locales de las zonas donde desarrolla sus operaciones.

PLUSPETROL tiene el compromiso gerencial de prevenir los accidentes y enfermedades ocupacionales, contaminación e impactos adversos al medio ambiente y comunidades. Para cumplir con este fin, PLUSPETROL ha adoptado los lineamientos aplicables y los requisitos internos establecidos en su “Política de Medio Ambiente, Salud y Seguridad” y su Sistema de Gestión Ambiental (SGA). La política de medio ambiente, seguridad y salud de la compañía es considerada un aspecto prioritario y central de toda actividad. Para una completa revisión de las políticas de PLUSPETROL, remitirse al anexo correspondiente del Capítulo 6.

La selección de los estándares ambientales a ser utilizados durante el desarrollo de del proyecto de ampliación de la Planta Pisco se basó en un análisis tanto de la legislación peruana e internacional, como de guías de diversos organismos sobre calidad de aire, calidad de agua, ruido, vertidos (agua de lastre), manejo de residuos sólidos; esta selección tomó también en cuenta los antecedentes del área. Para una completa revisión de estos estándares, referirse al Anexo 1-4, Estándares Adoptados para el Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco.

CAPITULO 1

PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A

Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Pisco

Introducción - Anexos

Julio 2006

Ref. PLU_05_643

Por cuenta de ERM Perú S.A.

Aprobado por: __________________________

Firma: _________________________________

Cargo: _________________________________

Fecha: _________________________________

Este documento ha sido elaborado por ERM Perú con la debida competencia, diligencia y cuidado con arreglo a los términos del contrato estipulado con el Cliente y nuestras condiciones generales de suministro, utilizando los recursos concertados.

ERM Perú declina toda responsabilidad ante el cliente o terceros por cualquier cuestión que no esté relacionada con lo anteriormente expuesto.

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.

LISTA DE ANEXOS

Anexo 1-1 Ubicación del Proyecto

Anexo 1-2 Mapa del Área

Anexo 1-3 Marco Legal

Anexo 1-4 Estándares Ambientales Adoptados para el Proyecto

Anexo 1-1

Mapa de Ubicación del Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco

Anexo 1-2

Mapa del Área de Pisco

Anexo 1-3

Marco Legal

Anexo 1-3 1

TABLA DE CONTENIDO

1 Marco Legal general .............................................................................................. 3 1.1 Evaluación de Impacto Ambiental ............................................................... 3

1.1.1 Ordenamiento Territorial ........................................................................ 5 1.1.2 Protección de Flora y Fauna Silvestre ..................................................... 6 1.1.3 Áreas Naturales Protegidas ..................................................................... 6

1.1.3.1 Categorías de Áreas Naturales Protegidas...................................... 7 1.1.3.2 Reserva Nacional de Paracas........................................................... 9 1.1.3.3 Uso del Suelo y Tierras de Comunidades Campesinas.................. 10

1.1.4 Patrimonio Arqueológico ....................................................................... 10 1.1.4.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles .................................. 11 1.1.4.2 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos - CIRA........ 11

1.1.5 Derechos de Uso de Agua ...................................................................... 12 1.1.6 Calidad de Agua..................................................................................... 13 1.1.7 Aire ........................................................................................................ 13 1.1.8 Residuos Sólidos y Residuos Sólidos Peligrosos .................................... 14

1.1.8.1 Las Competencias Sectoriales en Materia de Residuos Sólidos..... 14 1.1.8.2 Residuos Sólidos Peligrosos .......................................................... 15 1.1.8.3 Transporte de Residuos Sólidos Peligrosos ................................... 16 1.1.8.4 Sustancias Controladas................................................................. 17 1.1.8.5 Contingencias................................................................................ 18 1.1.8.6 Reportes por Derrames.................................................................. 18

1.2 Marco Legal Ambiental Específico para Operaciones de Hidrocarburos ... 19 1.2.1 Aprobación de EIA................................................................................. 21 1.2.2 Contenido del EIA.................................................................................. 23 1.2.3 Competencia y Opinión del INRENA ................................................... 25 1.2.4 Participación Ciudadana........................................................................ 25 1.2.5 Monitoreos de Emisiones y Efluentes .................................................... 27 1.2.6 Protección de Flora y Fauna Silvestre ................................................... 29 1.2.7 Áreas Naturales Protegidas ................................................................... 29 1.2.8 Uso del Suelo y Tierras de Comunidades Campesinas .......................... 29 1.2.9 Patrimonio Arqueológico ....................................................................... 30 1.2.10 Informe Ambiental............................................................................. 30 1.2.11 Contingencias .................................................................................... 30

1.2.11.1 Planes de Contingencia ................................................................. 30 1.2.11.2 Reportes por Emergencia o Accidentes (Derrames) ...................... 31 1.2.11.3 Plan de Abandono ......................................................................... 32

1.2.12 Agua .................................................................................................. 33 1.2.12.1 Calidad de Agua............................................................................ 33

1.2.13 Ruido ................................................................................................. 35 1.2.14 Aire .................................................................................................... 35

1.2.14.1 Residuos Sólidos y Residuos Sólidos Peligrosos............................ 36

Anexo 1-3 2

1.2.14.2 Transporte de Residuos Sólidos Peligrosos ................................... 37 1.2.14.3 Almacenamiento de Hidrocarburos............................................... 39 1.2.14.4 Contaminación Marina y Buques ................................................. 41

1.3 Autoridades ................................................................................................ 46 1.3.1 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAA E).... 47 1.3.2 Dirección General de Hidrocarburos (DGH) ........................................ 47 1.3.3 Dirección Regional de Energía y Minas (DREM) ................................ 48 1.3.4 Dirección General de Capitanías y Guardacostas (DICAPI) ................ 49 1.3.5 Ministerio de Agricultura ..................................................................... 50

1.3.5.1 Administración Técnica de Distrito de Riego - ATDR................. 50 1.3.5.2 Instituto Nacional de Recursos Naturales – INRENA................. 50

1.3.6 Ministerio de Salud................................................................................ 51 1.3.6.1 Dirección General de Salud Ambiental – DIGESA...................... 52

1.3.7 Ministerio del Interior ........................................................................... 52 1.3.7.1 Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú – DIRANDRO ................................................................................................... 52

1.3.8 Ministerio de Educación ........................................................................ 52 1.3.8.1 Instituto Nacional de Cultura – INC............................................ 52

1.3.9 Defensoría del Pueblo............................................................................. 53 1.3.10 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG ...... 53

1.3.10.1 Consejo Nacional del Ambiente - CONAM.................................. 54 1.3.10.2 Gobiernos Regionales .................................................................... 55

1.3.11 Municipalidades ................................................................................ 56

Anexo 1-3 3

1 MARCO LEGAL GENERAL

La Constitución Política establece, en su artículo 67, que el Estado determina la política nacional del ambiente, señalando como corolario de esta política que el Estado promueve el uso sostenible de sus recursos naturales. En línea con el mandato constitucional, la Ley General del Ambiente, aprobada por la Ley 28611, establece el marco normativo legal para la gestión ambiental en el territorio peruano, regulando las acciones necesarias para proteger el ambiente y lograr el desarrollo sostenible de las actividades productivas así como el uso sostenible de los recursos. Por su parte, la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, Ley 26821, norma el régimen de aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, renovables y no renovables, señalando las condiciones y modalidades para su otorgamiento a particulares, así como el marco legal adecuado para fomentar la inversión.

Por otro lado, la gestión ambiental peruana tiene como base lo establecido en la Ley 28245, Ley del Sistema Nacional de Gestión Ambiental, reglamentada por el Decreto Supremo 008-2005-PCM, y en la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada, Decreto Legislativo 757, que señala en su artículo 50 (modificado por la Novena Disposición Complementaria de la Ley del Organismo Supervisor de Inversión en Energía, Ley 26734), que las autoridades sectoriales competentes para conocer sobre los asuntos relacionados con la aplicación de las disposiciones del Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales (sustituido por la Ley General del Ambiente, Ley 28611) son los Ministerios o los organismos fiscalizadores, según sea el caso, de los sectores correspondientes a las actividades que desarrollan las empresas, sin perjuicio de las atribuciones que correspondan a los gobiernos regionales y locales, conforme a lo dispuesto en la Constitución Política del Perú.

1.1 EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

La Ley General del Ambiente, Ley 28611, señala en su artículo 25 que los estudios de impacto ambiental (EIA) son instrumentos de la gestión ambiental que describen una determinada actividad propuesta, así como los posibles efectos directos o indirectos que dicha actividad pueda tener en el medio ambiente, a corto y a largo plazo. Los EIA deben contener una evaluación técnica de los efectos identificados y debe señalar las medidas necesarias para evitar o reducir el riesgo o daño que pudiera generarse.

Por otro lado, la Ley General del Ambiente establece en su artículo 24, numeral 1, que toda actividad que implique construcciones, obras, servicios o cualquier otra actividad que pueda generar impactos ambientales de carácter

Anexo 1-3 4

significativo, deben circunscribirse a lo establecido por la Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental, Ley 27446.

La Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental, establece un procedimiento único para la revisión y aprobación de los EIA en cada sector. Dicha Ley establece que, a partir de la entrada en vigencia de su Reglamento, los proyectos de inversión que puedan causar impactos ambientales negativos no podrán iniciar su ejecución. Asimismo, señala que ninguna autoridad podrá aprobarlos, autorizarlos, permitirlos, concederlos o habilitarlos si no cuentan previamente con una “Certificación Ambiental” expedida mediante resolución por la autoridad competente respectiva.

Sin embargo, si bien la Ley 27446 se encuentra vigente en la actualidad, aún no cuenta con un reglamento, motivo por el cual aún no ha sido implementada. Sin embargo, para estos efectos la propia Ley señala que las normas sectoriales respectivas seguirán siendo aplicables en tanto no se opongan a esta nueva norma. En la práctica, los sectores continúan aplicando su normativa sectorial hasta que se dicte el reglamento mencionado.

Respecto del procedimiento especial (aún no implementado) que menciona la Ley 27446, el mismo incluye una clasificación de proyectos en una de tres categorías (I, II y III), según a la magnitud de sus potenciales impactos ambientales. El artículo 4 de la Ley señala que las categorías mencionadas son determinadas en función a la naturaleza de los impactos ambientales derivados del proyecto, conforme al siguiente detalle:

• Categoría I, aplicable a aquellos proyectos cuya ejecución no origina impactos ambientales negativos de carácter significativo. En este caso, el documento requerido es una Declaración de Impacto Ambiental.

• Categoría II, que comprende los proyectos cuya ejecución puede originar impactos ambientales moderados y cuyos efectos ambientales pueden ser eliminados o minimizados mediante la adopción de medidas fácilmente aplicables. Para esta categoría se requieren de un Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado.

• Categoría III, la cual incluye los proyectos cuyas características, envergadura y/o localización pueden producir impactos ambientales negativos significativos, tanto del punto de vista cuantitativo como cualitativo, requiriéndose un análisis profundo para revisar sus impactos y proponer la estrategia de manejo ambiental correspondiente. En este caso, se requiere de un Estudio de Impacto Ambiental Detallado.

Con respecto al contenido del EIA detallado, el artículo 10 de la norma establece que éste deberá contener tanto una descripción de la acción propuesta como de los antecedentes de su área de influencia, la identificación y caracterización de los impactos durante todo el proyecto, la estrategia de manejo ambiental (incluyendo según sea el caso: el plan de manejo ambiental, el plan de contingencias, el plan de compensación y el plan de abandono), así como el plan de participación ciudadana y los planes de seguimiento, vigilancia y control. Asimismo, se debe adjuntar un resumen ejecutivo de fácil

Anexo 1-3 5

comprensión. Las entidades autorizadas para la elaboración de EIA detallados deberán estar registradas ante las autoridades competentes, quedando el pago de sus servicios a cargo del titular del proyecto.

Respecto a la autoridad competente para el cumplimiento de esta ley, el capítulo V de la Ley 27446 señala que son las mismas autoridades ambientales nacionales (Consejo Nacional del Ambiente - CONAM) y sectoriales (ministerios) con competencias ambientales. Se señala que, en particular, es competente el ministerio del sector correspondiente a la actividad que desarrolla la empresa proponente o titular del proyecto. Asimismo, el artículo 18.3 especifica, en igual sentido que el artículo 50 de la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada, Decreto Legislativo 757, que en caso que el proyecto incluya dos o más actividades de competencia de distintos sectores, la autoridad ambiental sectorial será únicamente el ministerio del sector al que corresponda la actividad de la empresa proponente por la que ésta obtiene sus mayores ingresos brutos anuales. Por último, el artículo 18.4 de la Ley 27446 establece que corresponde al Consejo Directivo del CONAM dirimir en casos de conflictos de competencia sobre la autoridad ambiental sectorial competente.

1.1.1 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.

Para estos efectos, el artículo 21 de la Ley General del Ambiente establece que la asignación de usos en la gestión ambiental debe responder a criterios físicos, biológicos, ambientales, sociales, económicos y culturales, entre otros, los cuales se materializan en procesos de zonificación ecológica y económica (ZEE).

El concepto de ZEE había sido previamente considerado en la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, Ley 26821. El artículo 11 de dicha ley señala que la ZEE 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:

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• Zonas productivas

• Zonas de protección y conservación ecológica

• Zonas de tratamiento especial

• Zonas de recuperación

• Zonas urbanas o industriales

Considerando lo señalado, las diversas Comisiones Ambientales Regionales del CONAM vienen implementando procesos de ZEE en diversas zonas del país. Conforme lo señala la Ley General del Ambiente, 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.

Finalmente, en base a la necesidad de avanzar con los esfuerzos de establecer una ZEE y a las recomendaciones del Grupo Técnico Intersectorial de Ordenamiento Ambiental, mediante Decreto Supremo 045-2001-PCM se declaró de interés nacional el ordenamiento territorial ambiental en todo el país. Asimismo, esta norma creó 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.

1.1.2 Protección de Flora y Fauna Silvestre

La Ley Forestal y de Fauna Silvestre, Ley 27308 (en adelante Ley Forestal), regula lo relativo a los recursos forestales, de fauna silvestre y a los servicios ambientales que estos recursos brindan. Esta norma busca asegurar el uso sostenible y la conservación de estos recursos para compatibilizar su aprovechamiento con el interés social, económico y ambiental de la Nación.

Adicionalmente, el Perú ha suscrito la Convención sobre el Comercio Internacional de Especies Amenazadas de Fauna y Flora Silvestres – CITES. Esta convención ha sido aprobada en el Perú mediante Decreto Ley 21080, por lo cual se obliga a proteger determinadas especies de flora y fauna silvestres para evitar su explotación excesiva. Asimismo, mediante Decreto Supremo 030-2005-AG, se ha aprobado el Reglamento para la implementación de la convención CITES en el Perú.

En el caso de las especies de fauna silvestre en amenaza de extinción, éstas se encuentran clasificadas por el Anexo del Decreto Supremo 034-2004-AG, según el grado de riesgo al que se encuentran expuestas. Asimismo, debe tenerse en cuenta la clasificación realizada mediante la Resolución Ministerial Nº 01082-90-AG/DGFF. Por su parte, las especies de flora silvestres se encuentran clasificadas en la Resolución Ministerial 01710-77-AG-DGFF.

1.1.3 Áreas Naturales Protegidas

Las áreas naturales protegidas (en adelante ANP) son los espacios continentales y/o marinos del territorio nacional, expresamente reconocidos y declarados como tales, incluyendo sus categorías y zonificaciones. Tienen

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como finalidad conservar la diversidad biológica y demás valores asociados de interés cultural, paisajístico y científico, así como contribuir al desarrollo sostenible del país. Las ANP constituyen Patrimonio de la Nación.

El artículo 68 de la Constitución Peruana estipula que el Estado se compromete a promover la preservación de áreas naturales protegidas. En similar sentido se pronuncia el artículo 107 de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, el cual establece que el Estado protege los espacios representativos de la diversidad biológica y valores de interés cultural, paisajístico y/o científico a través del establecimiento de ANP como parte del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado – SINANPE.

Por su parte, la Ley de Áreas Naturales Protegidas, Ley 26834, ordena que las ANP deban ser manejadas como unidades para preservar la diversidad biológica y cultural, paisajes, y valores científicos. Colectivamente, todas las ANP son parte del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SINANPE) reguladas por el INRENA. La Ley establece tres clases de ANP, en razón de su administración: las áreas de administración nacional, divididas en nueve categorías que pertenecen al SINANPE; las áreas de administración regional, o áreas de conservación regionales; y las áreas de conservación privada.

1.1.3.1 Categorías de Áreas Naturales Protegidas

Conforme al artículo 21 de la Ley 26834, cada ANP debe tener asignada una categoría que determine su condición legal, finalidad y usos permitidos. En este sentido, las ANP contemplan una gradualidad de usos que incluyen:

• Áreas de uso indirecto. Son aquellas que permiten la investigación científica no manipulativa, la recreación y el turismo, en zonas apropiadamente designadas y manejadas para ello. En estas áreas no se permite la extracción de recursos naturales, así como modificaciones y transformaciones del ambiente natural. Son áreas de uso indirecto los Parques Nacionales, Santuarios Nacionales y los Santuarios Históricos.

• Áreas de uso directo. Son aquellas que permiten el aprovechamiento o extracción de recursos, prioritariamente por las poblaciones locales, en aquellas zonas y lugares y para aquellos recursos, definidos por el plan de manejo del área. Otros usos y actividades que se desarrollen deberán ser compatibles con los objetivos del área. Son áreas de uso directo las Reservas Nacionales, Reservas Paisajísticas, Refugios de Vida Silvestre, Reservas Comunales, Bosques de Protección, Cotos de Caza y Áreas de Conservación Regionales.

Las categorías del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas (tanto áreas de uso indirecto, como áreas de uso indirecto) son las siguientes:

• Parques Nacionales. Constituyen muestras representativas de la diversidad natural del país y de sus grandes unidades ecológicas. Aquí, se protege con carácter de intangible la integridad ecológica de uno o más

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ecosistemas, las asociaciones de flora y fauna, los procesos evolutivos, así como otras características paisajísticas y culturales que resulten asociadas.

• Santuarios Nacionales. Protegen con carácter de intangible el hábitat de una especie o una comunidad de flora y fauna, así como las formaciones naturales de interés científico y paisajístico.

• Santuarios Históricos. Protegen, igualmente, con carácter de intangible, espacios que contienen valores naturales relevantes y constituyen el entorno de sitios de especial significación nacional por contener muestras del patrimonio monumental y arqueológico o por ser lugares donde se desarrollaron hechos sobresalientes de la historia del país.

• Reservas Paisajísticas. Es una categoría nueva. Son áreas donde se protege ambientes cuya integridad geográfica muestra una armoniosa relación entre el hombre y la naturaleza, albergando importantes valores naturales, estéticos y culturales.

• Refugios de Vida Silvestre. Es también una categoría nueva. Son áreas que requieren intervención activa con fines de manejo para garantizar el mantenimiento de hábitats, así como para satisfacer las necesidades particulares de determinadas especies, sea como sitios de reproducción u otros sitios críticos para recuperar y mantener su población.

• Reservas Nacionales. Son áreas destinadas a la conservación de la diversidad biológica y la utilización sostenible de sus recursos. En ellas se permite el aprovechamiento comercial de los recursos bajo planes de manejo, aprobados, supervisados y controlados por la autoridad nacional competente.

• Reservas Comunales. Son áreas destinadas a la conservación de la flora y fauna silvestre, en beneficio de poblaciones rurales vecinas. En tales casos, los propios beneficiarios deberán establecer y conducir sus respectivos planes de manejo los cuales serán aprobados y supervisados por la autoridad.

• Bosques de Protección. Son establecidos para garantizar la protección de cuencas hidrográficas, las riberas de los ríos y otros cursos de agua y en general para proteger contra la erosión a las tierras frágiles que así lo requieran. Aquí se permite el uso de recursos y el desarrollo de actividades que no pongan en riesgo la cobertura vegetal del área.

• Cotos de Caza. Son áreas destinadas al aprovechamiento de la fauna silvestre a través de la práctica regulada de la caza deportiva.

Según el artículo 27 de la Ley de Áreas Naturales Protegidas, en aquellas áreas en donde se puedan desarrollar actividades industriales (el caso de las áreas de uso directo), el desarrollo de las mismas está sujeto a las consideraciones y restricciones establecidas en el correspondiente plan maestro, así como a la zonificación establecida, y a los procedimientos aplicables. En línea con la Ley de Áreas Naturales Protegidas, el artículo 116 de su reglamento, aprobado por Decreto Supremo 038-2001-AG, establece que las actividades de hidrocarburos

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que se van a realizar dentro de un Área Natural Protegida están sujetas a un procedimiento específico que incluye, entre otras, la coordinación previa entre el Ministerio de Energía y Minas y el INRENA para definir la compatibilidad de la actividad de hidrocarburos y la categoría y condiciones del área natural protegida. Como parte de estas coordinaciones, el Ministerio de Energía y Minas debe solicitar al INRENA aportes para los Términos de Referencia a ser utilizados en el EIA; además de que el proceso de evaluación ambiental debe incluir procedimientos de consulta pública para lo cual también se debe coordinar con el INRENA. Además, luego de aprobado el EIA correspondiente, la empresa proponente del proyecto debe solicitar al INRENA las autorizaciones correspondientes para dichas actividades (ingreso de personal al área natural protegida, traslado de materiales, entre otros).

Conforme al artículo 95 del Reglamento de la Ley sobre Áreas Naturales Protegidas, los EIA para actividades ubicadas en ANP deben contener lo siguiente:

• Descripción de la actividad de hidrocarburos y las obras a ser ejecutadas con el correspondiente análisis de alternativas, análisis del impacto de la actividad en sí (efluentes líquidos, gaseosos y otros), y el análisis del proceso productivo, de ser el caso;

• Descripción del medio a ser afectado, con la indicación del estado del área de influencia al momento de elaborar el documento (análisis de agua, suelos, aire, y otros que sean pertinentes según el caso), y la evaluación de la biodiversidad del área de influencia de la actividad de hidrocarburos;

• Identificación, predicción, análisis y jerarquización de los impactos ambientales, para lo cual se deberá efectuar un análisis del impacto de la infraestructura a ser implementada y/o habilitada, un análisis del impacto social y económico, y en particular la relación del proyecto con los espacios utilizados por las Comunidades Campesinas y/o Nativas, y la indicación de la existencia de grupos en aislamiento voluntario o de contacto inicial;

• Plan de Manejo Ambiental;

• Planes de mitigación, compensación y monitoreo;

1.1.3.2 Reserva Nacional de Paracas

Mediante Decreto Supremo 1281-75-AG se declaró como Reserva Nacional a la Península de Paracas y su área de influencia, un área de 335,000 hectáreas ubicadas en las provincias de Pisco e Ica, en el departamento de Ica. Asimismo, mediante Resolución Jefatural 309-2001-INRENA, se precisó la zona de amortiguamiento de la mencionada Reserva Nacional.

Como se señaló anteriormente, el desarrollo de actividades industriales (en el caso de las áreas naturales protegidas de uso directo) está sujeto a las consideraciones y restricciones establecidas en el correspondiente plan maestro. Para estos efectos, mediante Resolución Jefatural 465-2002-INRENA, se aprobó el Plan Maestro de la Reserva Nacional de Paracas, documento de

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planificación para el desarrollo de las actividades que se lleven a cabo dentro de la reserva nacional y que busca orientar el desarrollo de las actividades en su zona de amortiguamiento.

Finalmente, mediante Decreto Supremo 029-2003-EM se creó la “Comisión para el Desarrollo Sostenible de la Bahía de Paracas”. Esta entidad está a cargo de estudiar, analizar y proponer los mecanismos necesarios para mejorar las condiciones ambientales de la Bahía de Paracas. Asimismo, tiene como finalidad prevenir y mitigar los impactos ambientales que pudieran producirse y construir una visión consensuada orientada a la sostenibilidad del área. Según el artículo 2 del mencionado decreto supremo, la Comisión debe elaborar un Plan de Rehabilitación y Manejo de Riesgos que incluya, entre otros, los siguientes aspectos:

Evaluación y planteamiento de medidas de solución frente a impactos ambientales como consecuencia del desarrollo de actividades productivas y por la presencia de poblaciones, previniendo impactos generados por la implementación del Proyecto Camisea. Evaluación y manejo de riesgos ambientales de los terminales, plantas y tanques de combustibles en el área. Vigilancia y monitoreo de la implementación del Plan Maestro de la Reserva Nacional de Paracas, aportando recomendaciones y sugerencias.

1.1.3.3 Uso del Suelo y Tierras de Comunidades Campesinas

La Ley de la Inversión Privada en el Desarrollo de Actividades Económicas en las Tierras del Territorio Nacional y de las Comunidades Campesinas y Nativas, aprobada por Ley 26505, modificada por Ley 26570, más conocida como la Ley de Tierras, señala que el Estado garantiza a toda persona natural o jurídica, nacional o extranjera, el libre acceso a la propiedad de las tierras, cumpliendo con la normativa correspondiente. El Reglamento de la Ley 26505 fue aprobado por el Decreto Supremo 011-97-AG, el cual fue posteriormente modificado por los Decretos Supremos 020-98-AG, 033-99-AG, 027-99-AG, 050-2002-AG.

Esta ley se refiere al Artículo 89 de la Constitución Política del Perú que establece el derecho de libre disposición de las tierras de las comunidades campesinas, además de disponer que el derecho de propiedad de las mismas es imprescriptible.

En línea con el precepto constitucional, la Ley 26505 establece que para que las comunidades campesinas de la Costa puedan disponer, gravar, arrendar o ejercer cualquier otro acto sobre las tierras comunales, requieren del voto a favor de no menos del cincuenta por ciento de los miembros asistentes a la Asamblea instalada con el quórum correspondiente.

1.1.4 Patrimonio Arqueológico

El artículo 21 de la Constitución Política del Perú establece que los yacimientos y restos arqueológicos, construcciones, monumentos, lugares,

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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 considerados 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 Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura - 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 Organización de Estados Americanos. Cabe señalar que la UNESCO, en la 15ta 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 sólo 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.

1.1.4.1 Protección de Bienes Culturales Inmuebles

La Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación, Ley 28296, señala en su artículo V la responsabilidad común de 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 tanto el suelo como el subsuelo en que se asientan, así como también los aires y el ámbito circundante, en la medida en que sea técnicamente necesario en cada caso. Dicha protección deberá ser inscrita de oficio en el Registro de la Propiedad Inmueble, consignándose allí las restricciones y limitaciones de uso correspondientes en cada caso. Respecto de la titularidad de la propiedad de estos bienes, la Ley señala que los bienes arqueológicos descubiertos o conocidos a la fecha de promulgación de la misma no son de propiedad privada, manteniendo la condición de bienes públicos y teniendo el carácter de imprescriptibles e intangibles.

1.1.4.2 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos - CIRA

El régimen señalado para el Patrimonio Cultural de la Nación contiene un mandato específico respecto de los proyectos de obras públicas y privadas que de un modo u otro se relacionen con un bien cultural inmueble. Para estos efectos, se señala que en tales casos se debe contar con la autorización previa del Instituto Nacional de Cultura (INC). El objetivo es proteger aquéllas áreas en las cuales se pueda sospechar que existen restos correspondientes al

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Patrimonio Cultural de la Nación, con el fin de que en estos casos se obtenga la evaluación técnica previa del INC para lograr tal determinación. De no encontrar tales evidencias, el INC dictamina la liberación de la zona.

En estas líneas, 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 debe obtener previamente 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 previa 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 de la resolución suprema mencionada.

1.1.5 Derechos de Uso de Agua

La Ley General del Ambiente, Ley 28611, establece en su artículo 90 que el Estado tiene el deber de promover y controlar el aprovechamiento sostenible del agua mediante una gestión integrada del recurso hídrico. En este sentido, la Ley General de Aguas, Decreto Ley 17752, establece que los recursos de agua pertenecen a la Nación y es el Ministerio de Agricultura, a través de órganos descentralizados, denominados Administraciones Técnicas de Distrito de Riego (ATDR), quien otorga los derechos de uso de agua.

Las solicitudes para el uso del agua son aprobadas tomando en cuenta la disponibilidad del recurso agua, la necesidad actual y el uso dado al recurso de agua. También se establecen prioridades en el uso del agua, en el orden en que se indica a continuación: 1) necesidades primarias y consumo de agua por la población; 2) fines agrícolas; 3) generación de energía, fines industriales y mineros; y finalmente 4) otros usos. En estas líneas, el artículo 114 de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, señala que en caso de escasez, el Estado asegura el uso preferente del agua para fines de abastecimiento de necesidades poblacionales.

Son tres las clases de derechos de agua que son otorgados por las ATDR, conforme lo dispone la Ley General de Aguas: permisos, autorizaciones y licencias. A continuación se detallan los mismos:

• Permisos: otorgados para el uso de aguas excedentes, o el uso de aguas remanentes, sujetos a su disponibilidad. Por lo general son otorgados para el uso de agua por periodos cortos o para fines específicos y temporales.

• Autorizaciones: otorgados para un plazo fijo siempre y cuando el recurso de agua sea usado para: 1) realizar estudios (referidos, por ejemplo, a la disponibilidad del recurso de agua o respecto de un proyecto de infraestructura) o construir las obras necesarias; o 2) desarrollar otros trabajos temporales o específicos.

• Licencias: otorgadas para un plazo indefinido, y para cualquiera de los fines permitidos por la Ley General de Aguas. Generalmente son

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otorgadas para la captación de agua por plazo indeterminado, acarreando el pago de una tarifa anual por uso de agua.

1.1.6 Calidad de Agua

De conformidad con la Ley General de Aguas, Decreto Ley 17752, le corresponde a la autoridad de salud velar por preservar la calidad de las aguas, debiendo vigilar el estricto cumplimiento de las disposiciones generales referentes al vertimiento de residuos de cualquier naturaleza que pudieren contaminar las aguas. Estas funciones son ejercidas por la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) a nivel nacional, y por las Direcciones Regionales de Salud (DIRESA) a nivel regional.

Asimismo, el artículo 70 establece que le corresponde a la Autoridad de Salud llevar un registro oficial de vertimientos a las aguas marítimas o terrestres del país. En este sentido, todo vertimiento a cuerpos de agua en el territorio nacional debe contar, previamente, con una autorización sanitaria de vertimiento de aguas residuales, la misma que requerirá de un sistema de tratamiento adecuado. Para tal efecto, el Capítulo III del Título II de la Ley General de Aguas establece que la Autoridad de Salud debe estudiar las solicitudes de vertimiento de residuos, practicar las diligencias de inspección ocular correspondientes, verificar la calidad de los residuos materia del vertimiento e inspeccionar periódicamente para comprobar el cumplimiento de las disposiciones vigentes.

1.1.7 Aire

Mediante el Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire, Decreto Supremo 074-2001-PCM, y el Decreto Supremo 069-2003-PCM, se establecieron a nivel nacional los estándares de calidad ambiental (ECA) del aire. Los ECA para aire se definen como la máxima concentración de contaminantes permitidos en el aire, en su función de cuerpo receptor. Para estos efectos, se establecieron como contaminantes del aire al dióxido de azufre (SO2), material particulado con diámetro menor o igual a 10 micrómetros (PM-10), monóxido de carbono (CO), dióxido de nitrógeno (N02), ozono (03), plomo (Pb), y sulfuro de hidrógeno (H2S).

Los ECA establecidos tienen por único objetivo servir de lineamientos para el diseño de políticas ambientales que serán aplicadas por las autoridades ambientales sectoriales correspondientes, como es el caso del Ministerio de Energía y Minas. En este sentido, el artículo 8 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.

Por otro lado, a través del Reglamento sobre los Niveles del Estado de Alerta Nacional para Contaminantes del Aire, Decreto Supremo 009-2003-SA modificado por Decreto Supremo 012-2005-SA, se definieron los diferentes estados de alerta para contaminantes de aire basados en las concentraciones críticas. Estos niveles de alerta fueron establecidos para los siguientes

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contaminantes: material particulado (PM 10), dióxido de azufre (SO2), monóxido de carbono (CO) y sulfuro de hidrógeno (H2S).

Los estados de alerta que han sido definidos son: Cuidado, Peligro y Emergencia. La DIGESA es responsable de declarar y suspender los estados de alerta, así como determinar qué generadores tendrán la calidad de Macroemisores. Con la reciente publicación de la Directiva para la aplicación del Reglamento de los Niveles de Estados de Alerta Nacionales para Contaminación del Aire, aprobado mediante Decreto 015-2005-CONAM/CD, se podrán implementar las disposiciones del Reglamento sobre los Niveles del Estado de Alerta Nacional para Contaminantes del Aire.

1.1.8 Residuos Sólidos y Residuos Sólidos Peligrosos

El manejo, transporte, y disposición final, así como la gestión integral de los residuos sólidos, peligrosos y no peligrosos, tienen como marco legal general la Ley General de Residuos Sólidos, Ley 27314, y su Reglamento, Decreto Supremo 057-2004-PCM.

1.1.8.1 Las Competencias Sectoriales en Materia de Residuos Sólidos

El artículo 6 de la Ley 27314 establece que la gestión y el manejo de los residuos sólidos de origen industrial que se realicen dentro del ámbito de las áreas productivas e instalaciones industriales o especiales utilizadas para el desarrollo de dichas actividades, son regulados, fiscalizados y sancionados por los ministerios u organismos regulatorios o de fiscalización correspondientes. Por otro lado, respecto de las municipalidades, la Ley 27314 cumple también con esclarecer el ámbito de competencias de las municipalidades en relación con los sectores productivos. El artículo 9 señala que las municipalidades son responsables por la gestión de los residuos sólidos domiciliarios, comerciales y de aquellas actividades que generen residuos similares a éstos, en el ámbito de su jurisdicción. Las autoridades sectoriales por su parte, en su calidad de autoridad ambiental, son reconocidas como los entes competentes para regular, fiscalizar y sancionar las actividades productivas dentro de su ámbito. Para estos efectos, se establece la categoría de “residuos de ámbito no municipal”, conforme lo señala el artículo 16 de la Ley 27314. El artículo 24 del Decreto Supremo 057-2004-PCM define a éstos como los residuos de carácter peligroso y no peligroso generados en las áreas productivas e instalaciones industriales o especiales, no comprendiendo a los residuos similares a los domiciliarios y comerciales generados por dichas actividades.

Si bien el marco de la gestión ambiental en el Perú establece que cada sector regula a las actividades bajo su competencia, la Ley 27314 ha establecido una nueva obligación de reporte para todos los generadores de residuos del ámbito de la gestión no municipal. Según el artículo 37.1 de la Ley 27314, dichos generadores de residuos sólidos deben remitir anualmente a la autoridad de su sector (el Ministerio de Energía y Minas en el caso de actividades de hidrocarburos) una Declaración de Manejo de Residuos Sólidos

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en la que detallarán el volumen de generación y las características del manejo efectuado, así como un plan de minimización de residuos y el plan de manejo de residuos sólidos que se planea ejecutar en el siguiente período. El formato para dar cumplimiento a esta obligación ha sido aprobado mediante el Anexo del Decreto Supremo 057-2004-PCM.

Asimismo, el artículo 21 de la Ley 27314 ordena que las autoridades comprendidas en la misma, entre ellas las autoridades sectoriales, promuevan la adopción de sistemas de manejo de residuos sólidos, a través de la elaboración de guías o lineamientos de manejo, que mejor respondan a las características técnicas de cada tipo de residuo, a la localidad geográfica en la que sean generados, la salud pública, la seguridad del medio ambiente, la factibilidad técnico económica. Ello tiene la finalidad de establecer un sistema de manejo integral de residuos sólidos.

Finalmente, en el caso de las actividades con hidrocarburos, cabe precisar que la facultad fiscalizadora se encuentra bajo el ámbito de Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG). La fiscalización del manejo integral de los residuos sólidos será auditada de conformidad con las normas establecidas por cada sector conforme a lo previsto en el artículo 34 de la Ley 27314. Para estos efectos, los generadores, operadores y prestadores de servicios de residuos sólidos deben facilitar el ingreso a sus instalaciones y el acceso de los auditores autorizados para le revisión de los documentos técnicos y administrativos pertinentes.

1.1.8.2 Residuos Sólidos Peligrosos

La definición de residuos sólidos peligrosos para la legislación peruana, dada por el artículo 22 de la Ley 27314, es la siguiente: aquéllos residuos sólidos que por sus características o el manejo al que son o van a ser sometidos representan un riesgo significativo para la salud o el ambiente. Agrega además, en el numeral 22.2 que, sin perjuicio de lo establecido en las normas internacionales vigentes para el país o las reglamentaciones nacionales específicas, se considerarán peligrosos los residuos sólidos que presenten por lo menos una de las siguientes características: autocombustibilidad, explosividad, corrosividad, reactividad, toxicidad, radiactividad o patogenicidad. Finalmente, el Decreto Supremo 057-2004-PCM señala en su Anexo 4 una lista de residuos considerados peligrosos conforme al Convenio de Basilea, aprobada mediante Resolución Legislativa 26234, sin que dicha enumeración sea limitativa.

Respecto a la responsabilidad en el manejo de residuos sólidos peligrosos, la Ley General de Residuos Sólidos señala que la responsabilidad es de carácter objetivo y se regula de acuerdo a lo establecido en el artículo 1970 del Código Civil, Decreto Legislativo 295. El sistema de responsabilidad compartida antes mencionado señala que, con respecto a los residuos peligrosos; si se optase por la contratación de una empresa prestadora de los servicios de residuos sólidos (EPS-RS), la responsabilidad del generador se agota hasta el recojo, siendo la EPS-RS la responsable por las consecuencias derivadas del manejo de dichos

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residuos. Sin embargo, el artículo 23.3 establece que 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.

Por otro lado, al igual que en el caso de residuos sólidos en general, se ha establecido una obligación adicional a cargo de las empresas generadoras. Según el artículo 37.2 de la Ley 27314, en el caso de residuos sólidos peligrosos, tanto el generador como la EPS-RS que intervenga en el transporte, tratamiento y disposición final deberán suscribir un Manifiesto de Manejo de Residuos Peligrosos. Dicho documento debe ser suscrito por cada operación de traslado hacia el lugar de disposición final siempre y cuando éste se encuentre fuera del ámbito de la concesión otorgada. El formato para dar cumplimiento a esta obligación también ha sido aprobado mediante el Anexo del Decreto Supremo 057-2004-PCM.

Finalmente, cabe señalar que el artículo 25 de la Ley 27314 establece que las autoridades sectoriales competentes podrán disponer que las empresas generadoras de residuos sólidos peligrosos contraten una póliza de seguro que cubra las operaciones de manejo de los mismos. Esta disposición no ha sido implementada aún, a pesar de que el artículo 145 del Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos, Decreto Supremo 057-2004-PCM lo señale como una infracción grave.

1.1.8.3 Transporte de Residuos Sólidos Peligrosos

El transporte terrestre de residuos sólidos peligrosos está normado por la Ley 28256, Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos y, salvo disposición distinta, por la Ley General de Residuos Sólidos, Ley 27314, y su Reglamento, Decreto Supremo 057-2004-PCM.

La Ley 28256, aún no reglamentada, encarga al Ministerio de Transportes (MTC), entre otras, las obligaciones de:

• Mantener un “registro de unidades de transporte de residuos peligrosos” y un “registro nacional de conductores con licencia especial para el transporte de residuos/materiales peligrosos”. En la actualidad, aún no existen dichos registros.

• Autorizar y fiscalizar el traslado de residuos peligrosos de la actividad industrial a las Empresas Prestadoras de Servicios de Transporte registradas. Al igual que en el caso de los registros, no se ha implementado aún este requisito.

• Verificar –a través de las Direcciones Regionales de Circulación Terrestre- que todo transporte de residuos/materiales peligrosos se encuentre autorizado.

Asimismo, los artículos 8 y 9 de la Ley 28256 señalan dos obligaciones especiales para los titulares de actividades que generan residuos peligrosos:

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Contratar únicamente los servicios de transporte con empresas registradas y autorizadas por el MTC. Esta obligación deberá entenderse “en suspenso” hasta que entre en funcionamiento el registro de empresas en el MTC.

Elaborar o exigir de las empresas contratistas que transporten residuos/materiales peligrosos un plan de contingencia que será aprobado por el sector correspondiente, entendiéndose como “sector correspondiente” al que regula y controla la actividad económica. El reglamento de esta ley deberá establecer los términos de referencia o mayores precisiones para este plan de contingencia, así como el plazo para la presentación del mismo.

Asimismo, la Primera Disposición Final de la mencionada ley establece que para la calificación de “residuos peligrosos”, el reglamento respectivo se sujetará a las disposiciones del Convenio de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos de los Desechos Peligrosos y su Eliminación.

Salvo que la posterior reglamentación de la Ley 28551 establezca algo distinto, es aplicable hasta entonces lo dispuesto por la Ley General de Residuos Sólidos y su reglamento respecto del transporte de residuos peligrosos. Para estos efectos, el artículo 42 del reglamento mencionado, establece la obligación de contratar a una EPS-RS registradas ante la DIGESA para el transporte de residuos peligrosos fuera de las instalaciones del generador. Asimismo, el artículo 46 del reglamento establece una serie de obligaciones a cargo de las EPS-RS de transporte, entre las cuales se señala la contratación de una póliza de seguro que cubra los riesgos de su actividad. Adicionalmente, se establece que, por cada operación de transporte, se deberá suscribir un Manifiesto de Manejo de Residuos Sólidos Peligrosos, el cual deberá ser remitido mensualmente a la autoridad sectorial correspondiente. Este procedimiento también es aplicable al caso de que los residuos sólidos generados sean vendidos a Empresas Comercializadoras de Residuos Sólidos, las cuales también están obligadas a registrarse ante la DIGESA.

Respecto de la infraestructura utilizada para el transporte de residuos peligrosos, el numeral 9 del artículo 46 del Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos indica las características que los vehículos utilizados para estos fines deben tener. Por su parte, el artículo 45 señala que los mismos deben ser utilizados de manera exclusiva para este fin. Sin embargo, se establecen como excepciones a este régimen: (i) el transporte de sustancias peligrosas de características similares; y (ii) el uso de barcos y embarcaciones, en cuyo caso los residuos peligrosos deberán estar debidamente embalados.

1.1.8.4 Sustancias Controladas

Como parte de la lucha contra la producción y comercialización de cocaína y sus derivados, en el año 1992, a través del Decreto Ley 25623 y su reglamento, Decreto Supremo 008-93-ITINCI, el Estado inició un programa de supervisión y control de inventarios de las sustancias y productos que podrían ser usados o destinados a la producción de cocaína y sus derivados. A estos efectos, se estableció la obligación de que las empresas usuarias de los insumos químicos lleven inventarios de dichos insumos, cuenten con registros y autorizaciones

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específicas. Posteriormente, la mencionada norma fue derogada por la Ley 28305, Ley de Control de Insumos Químicos y Productos Fiscalizados.

Mediante Decreto Supremo 053-2005-PCM, se aprobó el Reglamento de la Ley de Control de Insumos Químicos y Productos Fiscalizados. Según dichas normas, las empresas que utilicen insumos químicos y productos fiscalizados (denominados IQPFs) están sujetas a una serie de obligaciones, tales como contar con un certificado de usuario de IQPF, mantener un registro de los movimientos de dichos insumos, y presentar a la Dirección Anti-Drogas una declaración jurada mensual, entre otros.

Conforme al Reglamento de la Ley de Control de Insumos Químicos y Productos Fiscalizados, se establece que las empresas sujetas a este régimen de fiscalización tienen hasta el 28 de marzo del 2006 para adecuarse a la nueva ley.

1.1.8.5 Contingencias

1.1.8.5.1 Planes de Contingencia

La Ley 28551 establece, de manera general y sin especificar mayores detalles, la obligación de elaborar y presentar planes de contingencia a todas las actividades u obras. Según el artículo 4 de dicha ley, los planes de contingencia deben elaborarse en base a las guías que publique el Instituto Nacional de Defensa Civil – INDECI, y deben ser aprobados por la autoridad sectorial competente, previa opinión favorable del INDECI. Según el artículo 7 de la ley, los planes de contingencia deben ser actualizados periódicamente, así como reformulados en caso de cambios significativos en las condiciones de la actividad, y sometidos nuevamente a aprobación.

La aplicación de esta norma se encuentra en suspenso puesto que, a pesar de que el INDECI ha emitido una versión preliminar de la Guía Marco de la Elaboración del Plan de Contingencia, aún no se ha aprobado el reglamento respectivo de la Ley 28551.

Como se señaló anteriormente respecto de la Ley 28256, Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos, el artículo 9 de dicha ley establece la obligación (aún no exigible ni definida) de que las empresas que utilicen residuos peligrosos elaboren o exijan de las empresas contratistas que transporten sus residuos peligrosos un plan de contingencia. Dicho plan deberá ser aprobado por el sector correspondiente.

1.1.8.6 Reportes por Derrames

Respecto de obligaciones de informar en el caso de derrames de residuos sólidos peligrosos, el artículo 37 del Decreto Supremo 057-2004-PCM establece el procedimiento denominado “Pautas de informes de situación de emergencia”. Este procedimiento es aplicable a derrames, infiltraciones, explosiones, incendios o cualquier otra emergencia durante el manejo de dichos residuos. Conforme al mismo, el generador de residuos sólidos

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peligrosos debe comunicar el hecho a la Dirección de Salud de la jurisdicción, y ésta a su vez a la DIGESA, dentro de las 24 horas siguientes de ocurrido.

Asimismo, el artículo 15 de la Ley 28305, Ley de Control de Insumos Químicos y Productos Fiscalizados, establece la obligación de que todo derrame de insumos químicos y productos fiscalizados, tales como hipoclorito de sodio, kerosene, y óxido de calcio, entre otros, debe ser informado a la DIRANDRO en el plazo de 24 horas luego de que la empresa haya tomado conocimiento del hecho. Asimismo, esta información debe ser registrada en un libro denominado Registro Especial de Egresos.

Por su parte, el Reglamento incluye artículos referidos a las obligaciones que deben cumplir los titulares para minimizar los riesgos de derrames (artículo 43), así como la obligación de llevar un registro de derrames e informar al OSINERG de los incidentes cuando el volumen de la fuga, derrame o descarga no regulada sea mayor a un barril (en caso de hidrocarburos líquidos), a mil pies cúbicos (en caso de hidrocarburos gaseosos) o la indicada en el Plan de Manejo Ambiental aprobado por la DGAAE, en el caso de otras sustancias químicas (artículo 53), los procedimientos de contingencia frente a derrames (artículo 55), las medidas a incluir en el plan de contingencia en caso se produzcan derrames y otros accidentes, así como los procedimientos para mitigar los mismos y las disposiciones aplicables para el caso de derrames en actividades de hidrocarburos que puedan afectar aguas marítimas o continentales navegables(artículo 61), la obligación de las plataformas en tierra de contar con sistemas de tratamiento de derrames, equivalentes a los sistemas de contención para equipos de manipulación de hidrocarburos líquidos (artículo 81), la obligación de incluir en los ductos de transporte válvulas de bloqueo para minimizar derrames en casos de roturas u otras fallas en la tubería (artículo 83), la obligación de las unidades de transporte terrestre de productos líquidos de contar con equipos y material para enfrentar emergencias por derrames (artículo 86) y la aplicación de las normas de la DICAPI para las operaciones de carga y de descarga desde naves, así como el despliegue previo de equipos de contención de derrames por parte de la nave (artículo 87).

1.2 MARCO LEGAL AMBIENTAL ESPECÍFICO PARA OPERACIONES DE HIDROCARBUROS

El Texto Único Ordenado (TUO) de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobado mediante Decreto Supremo 042-2005-EM, establece el margo legal de acceso a los hidrocarburos. Esta norma, acorde con el contenido de la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, señala, en su artículo 8, que los hidrocarburos “in situ” son de propiedad del Estado, siendo éste quien otorga el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos a través de PERUPETRO. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se realizan mediante contratos de licencia, o de servicios, o a través de otras modalidades de contratación

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autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas, conforme a lo establecido en el artículo 10 del TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Asimismo, conforme a lo establecido por el artículo 74 del TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, el Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, Decreto Supremo 051-93-EM, establece las normas y disposiciones para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos.

Según el artículo 9 de dicho reglamento, los proyectos de construcción de refinerías o plantas de procesamiento nuevas, así como de modificación de las mismas (caso de los proyectos de ampliación), deben contar con la aprobación de la Dirección General de Hidrocarburos (DGH). En el caso de modificaciones, éstas requieren de la aprobación de la DGH únicamente si implican un aumento de la capacidad de procesamiento o la producción de nuevos productos. Para aprobar el proyecto presentado, la DGH solicitará la opinión técnica del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) y, una vez realizada la inspección respectiva, efectuadas las pruebas, y en caso de no haber observaciones o discrepancias con el proyecto aprobado, la DGH autorizará el uso y funcionamiento de las instalaciones.

En cuanto a los aspectos ambientales, el artículo 34 del TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos señala que la explotación y la recuperación económica de los hidrocarburos se deben llevar a cabo de acuerdo a los principios técnicos y económicos generalmente aceptados y en uso por la industria internacional de hidrocarburos; sin perjuicio del cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente. Por otro lado, el artículo 87, dispone que quienes desarrollen actividades de hidrocarburos deben cumplir con las disposiciones sobre el Medio Ambiente. En caso de incumplimiento, corresponde al OSINERG imponer las sanciones pertinentes, pudiendo el Ministerio de Energía y Minas disponer la terminación del Contrato respectivo, previo informe del OSINERG.

Mediante Decreto Supremo 015-2006-EM, el Ministerio de Energía y Minas aprobó el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, el mismo que reemplaza al reglamento anterior aprobado por Decreto Supremo Nº 046-93-EM. De acuerdo con el artículo 1 del reglamento, su finalidad es establecer las normas y disposiciones para regular en el territorio nacional la gestión ambiental de las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los impactos ambientales negativos derivados de tales actividades, para propender al desarrollo sostenible y de conformidad con el ordenamiento normativo ambiental.

Este reglamento contiene las obligaciones a cargo de los titulares de las actividades de hidrocarburos, cuya finalidad es asegurar que el desarrollo de las mismas no origine un impacto ambiental y/o social negativo para las poblaciones y el ecosistema, entendiendo ello bajo el concepto de desarrollo

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sostenible. Por otro lado, el reglamento contiene disposiciones referidas a los instrumentos de gestión ambiental que deben presentar los titulares de estas actividades, previo al inicio, ampliación y/o modificación de las mismas, así como acerca de la participación ciudadana y las atribuciones de los distintos organismos del Estado (DGH, DGAAE y OSINERG) en esta materia.

Finalmente, conforme a lo establecido en la Segunda Disposición Transitoria de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, mientras no existan en el Perú estándares de calidad ambiental o límites máximos permisibles específicos, son de uso referencial los establecidos por instituciones de Derecho Internacional Público, como es el caso de la Organización Mundial de la Salud. Esta disposición debe aplicarse conjuntamente con la Primera Disposición Transitoria del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, según la cual, mientras estén pendientes de aprobación los límites máximos permisibles para efluentes líquidos, emisiones atmosféricas y residuos sólidos peligrosos, serán de aplicación la Resolución Directoral Nº 030-96-EM/DGAA y los límites recomendados en la publicación del Banco Mundial “Pollution Prevention and Abatement Handbook” (Julio, 1998) para las actividades de explotación en tierra y de refinación. Asimismo, debe tenerse en cuenta que la Segunda Disposición Transitoria señala que en caso se requiera el monitoreo de parámetros no normados en los protocolos de monitoreo, y exigidos por una norma vigente aplicable a los hidrocarburos, se utilizarán los correspondientes métodos vigentes establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de América o equivalentes; correspondiendo al interesado demostrar la equivalencia alegada.

1.2.1 Aprobación de EIA

El artículo 51 de la Ley Marco para el crecimiento de la Inversión Privada, Decreto Legislativo 757, modificado por el artículo 1 de la Ley 26786, estableció la obligación de preparar estudios de impacto ambiental (EIA), que deben ser completados antes del inicio de cualquier actividad que tenga el potencial de causar impactos en el ambiente. En igual sentido, como se señaló anteriormente, Ley General del Ambiente, Ley 28611, establece que toda actividad humana que implique construcciones, obras u otras actividades que puedan causar impactos ambientales de carácter significativos, están sujetos al Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental – SEIA, establecido mediante Ley 27446.

En concordancia con estas disposiciones, para el caso específico de las actividades de hidrocarburos, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 015-2006-EM, contiene disposiciones referidas a los estudios ambientales que deben presentar los titulares de las actividades de hidrocarburos antes del inicio de las mismas (Título III). De acuerdo con lo establecido por el artículo 9 del Reglamento, los estudios ambientales deben presentarse previo al inicio, ampliación o modificación de actividades de hidrocarburos; siendo los mismos de obligatorio cumplimiento una vez que son aprobados por la

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autoridad correspondiente. Por otro lado, el artículo 10 señala que la DGAAE está impedida de aceptar estudios ambientales presentados luego del inicio, modificación o ampliación de este tipo de actividades.

A diferencia del reglamento anterior, la norma actualmente vigente no hace referencia al EIA preliminar. En efecto, en concordancia con las disposiciones contenidas en la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental, el reglamento establece en su artículo 11 que los estudios ambientales que deben presentar los titulares de estas actividades son la Declaración de Impacto Ambiental, el Estudio de Impacto Ambiental Semi-detallado y el Estudio de Impacto Ambiental.

El artículo 4 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos define a estos estudios de la siguiente manera:

• Declaración de Impacto Ambiental (DIA): Documento que tiene el carácter de Declaración Jurada donde se expresa que el proyecto de inversión cumple con la legislación ambiental y que es susceptible de generar Impactos Ambientales negativos poco significativos, de acuerdo con los criterios de protección ambiental y la normativa ambiental vigente.

• Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd): Documento de evaluación ambiental de los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar Impactos Ambientales negativos susceptibles de ser eliminados o minimizados mediante la adopción de acciones y/o medidas fácilmente aplicables.

• Estudio de Impacto Ambiental (EIA): Documento de evaluación ambiental de aquellos proyectos de inversión cuya ejecución puede generar Impactos Ambientales negativos significativos en términos cuantitativos o cualitativos. Dicho estudio, como mínimo, debe ser a nivel de factibilidad del proyecto.

Este reglamento contiene además disposiciones referidas a la información que deben incluir estos documentos, el idioma de los mismos, el tratamiento de la información confidencial que estos estudios pudieran contener, las autoridades ante las cuales se deben presentar los estudios para su aprobación, los plazos que tiene la autoridad para la realización de observaciones y para la aprobación de los mismos, entre otros aspectos. Asimismo, el artículo 20 del reglamento señala que, para el inicio de actividades de hidrocarburos, las resoluciones que aprueban los DIA, EIA-sd, EIA y PMA tendrán una vigencia de tres años desde su fecha de expedición. En caso haya transcurrido ese plazo sin que se hubieran iniciado las actividades, el titular deberá presentar un nuevo estudio o instrumento ambiental.

Asimismo, el reglamento en cuestión contiene referencias al Plan de Manejo Ambiental, sin perjuicio de otros documentos de gestión de adecuación ambiental, como por ejemplo el Programa de Adecuación y Manejo Ambiental - PAMA, Plan Ambiental Complementario - PAC y el Programa Especial de

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Manejo Ambiental - PEMA, los cuales se regirán por dicho reglamento en lo que sea aplicable.

Es importante tener en cuenta que, una vez que se apruebe el Reglamento de la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental, Ley 27446, el Sector Energía y Minas deberá adecuar su proceso de evaluación ambiental al proceso general establecido por la referida Ley.

1.2.2 Contenido del EIA

De acuerdo con lo establecido por el artículo 27 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, el Estudio de Impacto Ambiental para estas actividades debe contener:

(i) Un Resumen Ejecutivo. En caso de ser necesario además se debe elaborar un documento en el idioma o dialecto de mayor relevancia en la zona donde se llevará a cabo o se proyecte llevar a cabo la Actividad de Hidrocarburos, de manera tal que en un lenguaje simple, reproduzca en lo posible el contenido del Resumen Ejecutivo.

(ii) La delimitación del área de influencia directa e indirecta del proyecto.

(iii) Descripción del proyecto: 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.

(iv) Un estudio de Línea Base para determinar la situación ambiental y el nivel de contaminación del área en la que se llevaran a cabo las Actividades de Hidrocarburos, incluyendo la descripción de los recursos naturales existentes, aspectos geográficos, así como aspectos sociales, económicos y culturales de las poblaciones en el área de influencia del proyecto. La Línea Base deberá contener los transectos o zonas evaluadas, indicando orientación geográfica y/o coordenadas UTM; asimismo deberá consignar el área total evaluada de la línea base ambiental.

(v) La identificación y evaluación de los Impactos Ambientales que pueda ocasionar el proyecto, indicando cuales pueden prevenirse, mitigarse, corregirse o compensarse.

(vi) Plan de Manejo Ambiental del proyecto que deberá contener lo 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. Así mismo, evaluar

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mediante indicadores de desempeño ambiental previsto del 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 puedan presentarse 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.

f) El Titular deberá presentar 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.

Con relación a los posibles impactos ambientales que el proyecto pudiera generar, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos define, entre otros, los siguientes tipos de impactos:

a) Impactos Acumulativos: Impactos que resultan de una acción propuesta, y que se incrementan al añadir los impactos colectivos o individuales producidos por otras acciones.

b) Impactos Directos: Impactos primarios de una acción humana que ocurren al mismo tiempo y en el mismo lugar que ella. Es aquél cuyo efecto tiene una incidencia inmediata en algún facto ambiental, por una relación causa efecto.

c) Impactos Indirectos: Impactos secundarios o adicionales que podrían ocurrir sobre el ambiente como resultado de una acción humana. Aquél cuyo efecto supone una incidencia inmediata respecto a la interdependiencia o, en general, a la relación de un factor ambiental con otro.

Por su parte, el artículo 19 del reglamento dispone que los Estudios Ambientales, incluyendo a los EIA, deberán incluir en una página introductoria, como mínimo, la siguiente información: (a) nombre del titular del proyecto; (b) nombre del proyecto; (c) clase de documento presentado; y, (d) fecha de presentación a la DGAAE, que corresponderá a la fecha de registro del documento por la Oficina de Trámite Documentario del MINEM.

El artículo 17 de este reglamento señala que el EIA, así como cualquier otro instrumento de gestión ambiental que se presente ante la DGAAE, deberá estar en idioma castellano; exigencia que también es aplicable a las tablas,

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cuadros, mapas, recuadros, figuras, esquemas, flujogramas, o planos, de cualquier índole, que sean incluidos como parte de los mismos. Por su parte, el artículo 18 de esta norma establece que los documentos que se presenten a la DGAAE durante el proceso de evaluación del EIA tendrán carácter de declaración jurada.

De acuerdo con el segundo párrafo del artículo 14 del reglamento en cuestión, el EIA deberá estar suscrito por los profesionales que participaron en su elaboración, los mismos que deben formar parte del equipo de una entidad autorizada a realizar Estudios de Impacto Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos, la cual debe estar vigente en el respectivo Registro del MEM al momento de la presentación de dichos estudios.

Asimismo, es importante mencionar que, a partir de la aprobación y entrada en vigencia del reglamento de la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental, las disposiciones contenidas en dicha norma acerca del contenido de los EIA deberán ser tenidas en cuenta al momento de la elaboración de estos estudios por parte de los interesados en realizar actividades de hidrocarburos.

1.2.3 Competencia y Opinión del INRENA

Como se ha señalado anteriormente, la DGAA Energéticos es la autoridad responsable de la aprobación de los estudios de impacto ambiental para el Sector de Hidrocarburos. Sin embargo, conforme a lo dispuesto por el Decreto Supremo 056-97-PCM, modificado por Decreto Supremo 061-97-PCM, se ha establecido como paso previo a la aprobación del EIA, el requerimiento de la opinión técnica del Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA). Para estos efectos, la DGAA Energéticos debe remitir al INRENA una copia del EIA para que esta última se pronuncie al respecto. Si el INRENA no se pronuncia, se entiende que no tiene observaciones al estudio ambiental remitido.

Por otro lado, es importante tener presente que si el proyecto propuesto se ubica al interior de un Área Natural Protegida o de una Zona de Amortiguamiento de un Área Natural Protegida, de conformidad con el artículo 64 del Decreto Supremo 038-2001-AG, la opinión técnica previa del INRENA deberá ser favorable para que el proyecto pueda ser aprobado por la autoridad competente. Es decir, en estos casos la opinión del INRENA será vinculante para la DGAA Energéticos.

En el mismo sentido, el artículo 29 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos señala que la DGAAE podrá solicitar opinión a otras autoridades públicas respecto a los temas relacionados con la eventual ejecución del proyecto de inversión, a fin de recibir sus opiniones al EIA presentado por el titular del proyecto.

1.2.4 Participación Ciudadana

A nivel sectorial se cuenta con un marco legal que señala la obligatoriedad de someter a conocimiento público los diferentes estudios ambientales que se

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presentan ante el Ministerio de Energía y Minas. Al respecto, el Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades Energéticos dentro de los Procedimientos Administrativos de Evaluación de Estudios Ambientales, aprobado por Resolución Ministerial 535-2004-MEM-DM, se aplica tanto a los EIA detallados como a los EIA semidetallados. La participación se verifica mediante una serie de instrumentos: talleres informativos, la puesta a disposición del público de los referidos estudios y mediante la difusión y realización de audiencias públicas. El segundo párrafo del artículo 5 del mencionado reglamento establece claramente que la DGAA Energéticos podrá exigir la realización de más de una audiencia pública en el caso de proyectos de gran envergadura y con amplia influencia territorial. Adicionalmente, se señala que dicha entidad tendrá en cuenta la localidad más cercana al proyecto para la realización de las audiencias públicas, así como el día y hora en los que se cuente con la mayor asistencia posible por parte de la población.

Asimismo, el artículo 12 del Reglamento establece que se deberán presentar a la DGAA Energéticos, a la Dirección Regional de Energía y Minas (DREM), y a la Municipalidad Provincial y Distrital del lugar en donde se llevará a cabo la audiencia pública, dos copias digitalizadas del EIA y cinco impresas del resumen ejecutivo respectivo. El resumen ejecutivo debe permitir a los interesados tener una idea clara de proyecto, su ubicación y área, infraestructura, tiempo de ejecución, requerimiento de mano de obra, tipo de recurso a explotar y cantidad del mismo, características de la zona y posibles impactos directos e indirectos, medidas para mitigar o eliminar tales impactos, así como el marco legal que sustenta el EIA.

La participación en las audiencias es libre. Las personas o entidades que desean copia del EIA o del resumen ejecutivo deben solicitarlos a la DGAA Energéticos, DREM o Municipalidad Provincial o Distrital. Las preguntas en la audiencia se deben formular por escrito o, excepcionalmente, de forma oral. Las audiencias públicas se llevan a cabo en idioma español y, en caso no fuera posible comunicarse adecuadamente en dicho idioma, se deberá contar con un intérprete.

Dentro de los 15 días calendario siguientes a la fecha de la audiencia, el público interesado podrá consultar el EIA y remitir a la DGAA Energéticos o a la DREM, documentos con observaciones, propuestas y sugerencias que serán evaluados por la DGAA Energéticos y considerados en un informe, el mismo que formará parte del expediente del procedimiento administrativo.

Los EIA Preliminar y EIA exonerados de procedimiento de realización de audiencia pública, se publicarán dentro de los 10 días calendario siguiente al ingreso del estudio al Ministerio de Energía y Minas. Los interesados podrán presentar documentos con observaciones, propuestas y sugerencias dentro de los 15 días calendario luego de las publicaciones. Al igual que en el caso anterior, estos documentos serán considerados por la DGAA Energéticos e incluidos en el expediente respectivo.

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Por otro lado, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos regula en sus artículos 37 al 39 todo lo referido a la participación ciudadana. Estas disposiciones deberán tenerse en cuenta durante la tramitación de los procedimientos de aprobación de los estudios de impacto ambiental para las actividades de hidrocarburos. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 37 de este reglamento, la participación ciudadana es un proceso de intercambio de información de doble vía, por un lado entre el Estado y el Titular que propone un proyecto o actividad y por otro la población. Este artículo señala que la finalidad del proceso de información y difusión pública es considerar e incorporar los criterios de la comunidad, sin otorgar a la población un derecho a veto ni constituir una instancia dirimente; agregando que en estas actividades, la participación ciudadana se desarrollará según lo establecido en la norma que sobre esta materia esté vigente al momento de la presentación del proyecto.

El artículo 38 de este reglamento dispone que la DGAAE establecerá y aplicará los mecanismos, normas o guías específicas que aseguren la efectiva y oportuna participación ciudadana y el debido acceso a la información en la evaluación de los Estudios Ambientales. Por su parte, el artículo 39 señala que la DGAAE pondrá a disposición de los interesados los documentos de carácter público que formen parte del expediente de evaluación de los estudios ambientales.

Finalmente, debemos señalar que, tanto la Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental, como el proyecto de reglamento de la misma (el cual actualmente está en discusión), contienen normas dedicadas a regular la participación ciudadana como una etapa del procedimiento de evaluación de los EIA. Es importante mencionar que, de acuerdo con lo establecido por la Primera Disposición Complementaria y Transitoria del proyecto de reglamento de dicha ley, las normas emitidas por las autoridades sectoriales referidas a la evaluación de impacto ambiental mantendrán su vigencia en tanto no se opongan a dicho reglamento; siendo que, en caso de duda, se considerará vigente el reglamento en cuestión. En este sentido, a partir de la aprobación del reglamento de la Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental, las disposiciones sobre participación ciudadana contenidas en el mismo primarán sobre las normas que sobre esta materia contengan las disposiciones emitidas por el MINEM.

1.2.5 Monitoreos 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. En efecto, de conformidad con lo establecido por el artículo 57 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 015-2006-EM, el Titular de la actividad de Hidrocarburos deberá ejecutar los programas de monitoreo del estado del ambiente aprobados con el PMA, los mismos que deberán permitir seguir la evolución del estado del ambiente.

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De acuerdo con las definiciones contenidas en el artículo 4 del reglamento en cuestión, el “Monitoreo” consiste en 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.”

Los artículos 27 y 35 del reglamento en cuestión establecen que tanto el EIA como el Plan de Manejo Ambiental (PMA) deben incluir el programa de monitoreo del proyecto, con el propósito de verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas vigentes; así como para evaluar mediante los indicadores de desempeño ambiental previstos del proyecto, 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.

Por su parte, el artículo 58 de esta norma señala que la colección de muestras, la ejecución de mediciones y determinaciones analíticas, el informe, el registro de los resultados, y la interpretación de los mismos se realizará siguiendo los correspondientes protocolos de monitoreo aprobados por la DGAAE; agregando que las actividades asociadas a las mediciones y determinaciones analíticas serán realizadas por laboratorios acreditados por INDECOPI o laboratorios internacionales que cuenten con la acreditación de la ISO/IEC 17025, y que los protocolos y metodologías deberán actualizarse periódicamente, conforme lo determine la DGAAE.

En concordancia con este artículo, la Segunda Disposición Transitoria del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos establece que, en un plazo de ciento ochenta (180) días calendario contados a partir de su vigencia, la DGAAE deberá actualizar el Protocolo de Monitoreo de Agua y Efluentes Líquidos, así como elaborar los protocolos de Monitoreo de Emisiones y de Suelos, sedimentos y Agua Subterránea. Esta disposición señala que, en caso sea necesario el monitoreo de parámetros no normados en los protocolos de monitoreo, y exigidos por una norma vigente aplicable a los hidrocarburos, se utilizarán los correspondientes métodos vigentes establecidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de América o equivalentes.

Según el artículo 8 de la Resolución Directoral 030-96-EM-DGAA, los responsables de las actividades de hidrocarburos deben establecer en el EIA un punto de control para cada efluente líquido, a fin de determinar la concentración de cada uno de los parámetros regulados y el volumen de descarga en metros cúbicos por día. En caso se requiera modificar o eliminar algún punto de control, se deberá presentar documentación sustentatoria ante la Dirección General de Hidrocarburos, previa opinión favorable del a DGAA Energéticos, conforme lo establece el artículo 9 de la citada norma.

Asimismo, las operaciones de hidrocarburos deben llevar un registro de los resultados analíticos correspondientes a los monitoreos. El artículo 10 de la mencionada resolución establece que el muestreo debe ser mensual, debiendo reportar los resultados trimestralmente en los meses de marzo, junio,

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septiembre y diciembre. Estos informes de monitoreo se pueden presentar hasta el último día hábil del mes siguiente al trimestre vencido.

1.2.6 Protección de Flora y Fauna Silvestre

En el caso específico de las actividades de hidrocarburos, el artículo 40 del Reglamento para l Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 015-2006-EM, establece que está terminantemente prohibida la realización de actividades de caza y pesca. Asimismo, también se prohíbe recolectar especies de flora y fauna silvestre, mantener animales en cautiverio e introducir al territorio nacional especies no nativas.

1.2.7 Áreas Naturales Protegidas

De conformidad con lo establecido por el artículo 23 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, la Declaración de Impacto Ambiental incluirá en su resumen ejecutivo la información referida a la distribución espacial y temporal del proyecto, así como un estimado de la magnitud e importancia de los posibles impactos ambientales que pueda producir la actividad sobre las Áreas Naturales Protegidas.

1.2.8 Uso del Suelo y Tierras de Comunidades Campesinas

En el caso de las actividades de hidrocarburos, el artículo 55 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos señala que cuando un proyecto pueda afectar a comunidades campesinas o nativas, el EIA deberá incluir las medidas necesarias para prevenir, eliminar o minimizar los impactos ambientales negativos, debiendo la empresa divulgar entre la población los alcances de la actividad a realizar y el procedimiento de contingencias frente a derrames, incendios y otros accidentes industriales que puedan afectarlas.

Por su parte, el artículo 61, literal a) de este reglamento establece que el plan de contingencia deberá contener información sobre las medidas que deberá ejecutar el titular de actividades de hidrocarburos en caso de producirse derrames, fugas, escapes, explosiones, accidentes, incendios, evacuaciones, desastres naturales y presencia de poblaciones en situación de aislamiento o en situación de contacto inicial. En este caso, la metodología de contingencias para el contacto con estas poblaciones deberá seguir los lineamientos del Protocolo de Relacionamiento con Pueblos en Aislamiento, elaborado por el Instituto Nacional de Pueblos Indígenas, Andinos, Amazónicos y Afroperuanos (INDEPA) o el que lo modifique o sustituya. Por su parte, el último párrafo de este artículo señala que el plan de contingencia deberá incluir la difusión y capacitación, de las secciones pertinentes, a las poblaciones y comunidades que podrían ser afectadas en caso se produjera un incidente.

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Finalmente, el artículo 66, literal d) del reglamento bajo comentario dispone que, en el caso del uso de dinamita y otros explosivos, se advertirá a las poblaciones vecinas acerca de la ocurrencia y duración de las explosiones con una anticipación acorde con las actividades y costumbres de las mismas; el plazo mínimo estará establecido en el PMA; en el caso de comunidades nativas en la Selva el plazo mínimo será de cuatro (4) días.

1.2.9 Patrimonio Arqueológico

De conformidad con lo establecido por el artículo 54 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, en las actividades de hidrocarburos se evitará el uso de lugares arqueológicos; sin embargo, en los casos debidamente comprobados en que ello sea inevitable, el titular de la actividad deberá observar lo siguiente:

En el caso que durante el desarrollo de cualquier actividad de hidrocarburos se detecte la existencia de restos arqueológicos, el titular deberá detener las actividades en el lugar del hallazgo, informando este hecho al OSINERG y al Instituto Nacional de Cultura (INC), entidad ante la cual deberá gestionar los permisos y autorizaciones correspondientes. Este hecho deberá ser informado a OSINERG, estando obligado a detener sus actividades hasta recibir instrucciones del ente supervisor y fiscalizador. Recibida la comunicación del titular, OSINERG deberá informar este hecho al INC, DGH y PerúPetro. El INC dispondrá las acciones a que hubiera lugar y las pondrá en conocimiento de OSINERG, quien a su vez deberá informarlas al titular para su cumplimiento junto con la autorización o no para continuar con la actividad en ese lugar.

A fin de un mejor control y determinación de estos hallazgos, el personal del titular deberá recibir capacitación sobre reconocimiento de sitios y/o restos arqueológicos.

1.2.10 Informe Ambiental

Conforme a lo establecido por el artículo 93 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, los titulares de actividades de hidrocarburos presentarán anualmente a OSINERG, antes del 31 de marzo, un informe correspondiente al ejercicio anterior, dando cuenta detallada y sustentada sobre el cumplimiento de las normas y disposiciones de dicho reglamento, sus normas complementarias y las regulaciones ambientales que le son aplicables. De acuerdo con esta norma, para la elaboración de este informe deberán utilizarse los términos de referencia incluidos en el Anexo Nº 1 del reglamento en cuestión.

1.2.11 Contingencias

1.2.11.1 Planes de Contingencia

El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 015-2006-EM, contiene

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diversas disposiciones referidas al Plan de Contingencias que debe presentar todo titular de actividades de hidrocarburos, el mismo que deberá ser actualizado por lo menos una vez al año y que debe ser presentado ante la DGH, la que deberá aprobar el mismo previa opinión de OSINERG y de la DGAAE.

El artículo 4 de este reglamento define al “Plan de Contingencia” como el “Instrumento de gestión que define los objetivos, estrategias y programas que orientan las actividades institucionales para la prevención, la reducción de riesgos, la atención de emergencias y la rehabilitación en casos de desastres permitiendo disminuir o minimizar los daños, víctimas y pérdidas que podrían ocurrir a consecuencia de fenómenos naturales, tecnológicos o de la producción industrial, potencialmente dañinos.” Por su parte, el artículo 27 establece que los EIA deberán incluir, dentro del plan de manejo ambiental, el plan de contingencia, el mismo que contendrá las medidas de prevención y atención de las emergencias que puedan presentarse durante la vida del proyecto. En el mismo sentido, el artículo 35 señala que el plan de manejo ambiental deberá contener también un plan de contingencia. De acuerdo con lo dispuesto por estas normas, el plan de contingencia será elaborado a partir de un estudio de riesgo.

De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 60 del Reglamento, corresponde a la DGH la aprobación del plan de contingencia que presente el titular, previa opinión de la DGAAE y del OSINERG; asimismo, este artículo establece que el plan de contingencia deberá ser actualizado al menos una vez al año. Por otro lado, el artículo 61 señala cuál es la información que debe contener este plan, el mismo que será elaborado a partir de un estudio de riesgo. Este artículo indica que, para el caso de actividades de hidrocarburos que puedan comprometer aguas marítimas o aguas continentales navegables, la sección del plan de contingencia para derrames deberá seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencias en Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas, aprobados por Resolución Directoral N° 0497-98/DCG; así como sus modificatorias o sustitutorias.

Con relación a la operatividad del plan de contingencia, el artículo 61 del Reglamento señala que, en caso de que se active el plan, y cuando la DGH o la autoridad competente declaren el estado de emergencia, el plan deberá mantenerse activo hasta que se declare la finalización de la contingencia; debiendo incluir la difusión y capacitación, de las secciones pertinentes, a las poblaciones y comunidades que podrían ser afectadas en caso de ocurrencia de incidentes. Por último, el artículo 86 establece que la unidad de transporte por vía terrestres deberá contar con una copia del plan de contingencia.

1.2.11.2 Reportes por Emergencia o Accidentes (Derrames)

Según el artículo 30 del Reglamento de Supervisión de Actividades Energéticas, Resolución del Consejo Directivo de OSINERG 013-2004-OS-CD, las empresas sujetas a supervisión de OSINERG deben presentar un informe

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escrito ante toda situación de emergencia, accidentes, incidentes, paralización de operaciones, u otras.

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 088-2005-OS-CD, establece una distinción entre los conceptos de “emergencias”, “accidentes”, e “incidentes”, entre otros. Según el artículo 1 de dicha norma, las emergencias pueden presentarse como accidentes o incidentes, según las siguientes definiciones:

• Accidente: evento no premeditado que lesiona o puede ocasionar la muerte de personas o daños a bienes o al ambiente.

• Incidente: accidentes en los cuales no se ocasiona lesiones a las personas ni daños a bienes o al ambiente.

Conforme a los artículos 2 y 4 de la Resolución del Consejo Directivo de OSINERG 088-2005-OS-CD, la empresa debe presentar a OSINERG un Informe Preliminar de Emergencia dentro del primer día hábil siguiente de ocurrida la emergencia. Posteriormente, en un plazo máximo de diez días hábiles, la empresa deberá presentar un Informe Final detallado.

Por su parte, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos incluye artículos referidos a las obligaciones que deben cumplir los titulares para minimizar los riesgos de derrames (artículo 43), así como la obligación de llevar un registro de derrames (artículo 53), los procedimientos de contingencia frente a derrames (artículo 55), las medidas a incluir en el plan de contingencia en caso se produzcan derrames y otros accidentes, así como los procedimientos para mitigar los mismos y las disposiciones aplicables para el caso de derrames en actividades de hidrocarburos que puedan afectar aguas marítimas o continentales navegables(artículo 61), la obligación de las plataformas en tierra de contar con sistemas de tratamiento de derrames, equivalentes a los sistemas de contención para equipos de manipulación de hidrocarburos líquidos (artículo 81), la obligación de incluir en los ductos de transporte válvulas de bloqueo para minimizar derrames en casos de roturas u otras fallas en la tubería (artículo 83), la obligación de las unidades de transporte terrestre de productos líquidos de contar con equipos y material para enfrentar emergencias por derrames (artículo 86) y la aplicación de las normas de la DICAPI para las operaciones de carga y de descarga desde naves, así como el despliegue previo de equipos de contención de derrames por parte de la nave (artículo 87).

1.2.11.3 Plan de Abandono

El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos distingue entre el Plan de Abandono y el Plan de Abandono Parcial. El primero es definido como “el conjunto de acciones para abandonar un área o instalación, corregir cualquier condición adversa ambiental e implementar el reacondicionamiento que fuera necesario para volver el área a

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su estado natural o dejarla en condiciones apropiadas para su nuevo uso. Este Plan incluye medidas a adoptarse para evitar impactos adversos al Ambiente por efecto de los residuos sólidos, líquidos o gaseosos que puedan existir o que puedan aflorar con posterioridad.” Por otro lado, el Plan de Abandono Parcial consiste en “el conjunto de el conjunto de acciones para abandonar parte de un área o instalación.”

El artículo 89 de este reglamento establece que el titular que haya decidido dar por terminadas su actividades de hidrocarburos deberá informar este hecho por escrito a la DGAAE, teniendo un plazo de cuarenta y cinco (45) días calendario a partir de esa comunicación para presentar un plan de abandono, el mismo que debe ser coherente con las acciones de abandono descritas en los instrumentos de gestión ambiental aprobados y que deberá incluir una propuesta de las acciones de descontaminación, restauración, reforestación, retiro de las instalaciones y otras acciones que sean necesarias para abandonar el área, así como un cronograma de ejecución de dichas acciones. Por su parte, el artículo 90 dispone que el Plan de Abandono Parcial se ceñirá a lo establecido en el artículo 89 mencionado anteriormente, con excepción del requisito de la garantía de seriedad de cumplimiento.

1.2.12 Agua

1.2.12.1 Calidad de Agua

Según el artículo 52 del Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, Decreto Supremo 051-93-EM, según la complejidad y tipo de unidad de proceso, las refinerías y plantas deben contar con sistemas separados de colección de desagües de efluentes que contienen residuos pesados que solidifican a temperatura ambiente, entre otros.

Por su parte, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos establece en su Primera Disposición Transitoria la obligación de la DGAAE de elaborar el anteproyecto de norma sobre Límites Máximos Permisibles para efluentes líquidos en las actividades de hidrocarburos; indicando que, en tanto se apruebe esta norma, será aplicable la Resolución Directoral Nº 030-96-EM/DGAA. Asimismo, el artículo 23 de este reglamento señala que, dentro de la información que debe contener el resumen ejecutivo de la Declaración de Impacto Ambiental, debe incluirse la distribución espacial y temporal y un estimado de la magnitud e importancia de los posibles impactos ambientales de la actividad sobre la calidad del agua.

Por otro lado, el artículo 44 del reglamento señala que en el almacenamiento y manipulación de sustancias químicas en general, debe evitarse la contaminación de las aguas superficiales y subterráneas, siguiendo las indicaciones contenidas en las hojas de seguridad MSDS (Material Safety Data Sheet) de los fabricantes. El artículo 47 del Reglamento dispone que cuando el mantenimiento o el reemplazo de equipos exponga suelos cubiertos por los equipos a reemplazar, se hará una inspección organoléptica del agua proveniente del subsuelo para determinar la eventual existencia de

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contaminación; precisando que, de existir indicios de contaminación, las investigaciones que se realicen deberán incluir también al agua subterránea. Finalmente, el artículo 49 prohíbe la disposición de residuos o efluentes líquidos en cuerpos o cursos de agua si no se cuenta con la autorización correspondiente, previa comunicación a la autoridad pertinente sobre las coordenadas del punto de vertimiento; estableciendo la obligación del titular de segregar y tratar las aguas residuales industriales, así como las de origen domésticos y de lluvia, a fin de cumplir los Límites Máximos Permisibles vigentes; debiendo demostrar el titular que la disposición del agua residual no compromete los usos actuales o futuros previstos del cuerpo receptor.

Por otro lado, el artículo 49 del reglamento establece la prohibición de disponer de residuos o efluentes líquidos en cuerpos o cursos de agua así como en tierra, si no se cuenta con la debida autorización, y la respectiva comunicación a la autoridad pertinente sobre las coordenadas del punto de vertimiento. Esta norma establece la obligación de segregar y tratar por separado las aguas residuales industriales, las de origen doméstico y de lluvia antes de su disposición final, a fin de cumplir con los respectivos Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes. Corresponde al titular demostrar que la disposición del agua residual no compromete los usos actuales o futuros previstos del cuerpo receptor. De acuerdo con lo dispuesto por este artículo, los métodos de tratamiento a utilizar podrán ser: neutralización, separación gravimétrica, flotación, floculación, biodegradación, centrifugación, adsorción, ósmosis inversa, etc.

En estas líneas, mediante Resolución Directoral 030-96-EM-DGAA, se aprobaron los niveles máximos permisibles para efluentes líquidos producto de actividades de hidrocarburos y productos derivados. Dicha norma establece límites para concentraciones promedio anuales y para muestras tomadas en cualquier momento desde puntos de emisión para los siguientes parámetros:

• pH,

• Aceites y grasas para vertimientos en el mar,

• Aceites y grasas para vertimientos en aguas continentales,

• Bario,

• Plomo,

• Cloruros, y

• Temperatura.

Finalmente, el artículo 7 de la resolución directoral mencionada establece, de manera general para cualquier efluente proveniente de actividades de hidrocarburos, que el responsable del proyecto debe asegurar que en el caso de parámetros no regulados por la legislación peruana, los mismos no ocasionan efectos negativos para la salud humana o el ambiente.

Anexo 1-3 35

1.2.13 Ruido

De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 52 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, la emisión de ruidos deberá ser controlada a fin de no sobrepasar los valores establecidos en el Reglamento Nacional de Estándares de Calidad Ambiental de Ruido, aprobado por Decreto Supremo Nº 085-2003-PCM, sus modificatorias, sustitutorias y complementarias; por otro lado, en las áreas de licencia o concesión, los ECA de ruido deberán cumplirse en los linderos de la ocupación más cercana, incluyendo campamento móvil o permanente, o a trescientos (300) metros, lo que sea menor. Por su parte, el artículo 74, literal a) de este reglamento señala que los gases producidos durante la realización de actividades de hidrocarburos serán quemados en condiciones controladas para lograr su combustión completa y sin emisión significativa de ruido, salvo la excepción contemplada en el inciso “d” del artículo 46°.

Los valores establecidos por el Decreto Supremo Nº 085-2003-PCM mencionado, son los siguientes:

Niveles Máximos Permisibles de Emisión de Ruidos

Valores Expresados en LAequT Zona Diurno Nocturno

Zona de Protección Especial 50 40

Zona Residencial 60 50

Zona Comercial 70 60

Zona Industrial 80 70

1.2.14 Aire

El artículo 23 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos establece que la DIA incluirá en su resumen ejecutivo un estimado acerca de la magnitud e importancia de los posibles impactos ambientales que las actividades de hidrocarburos pudieran producir sobre la calidad del aire. El artículo 51 dispone que las emisiones atmosféricas deberán ser tratadas para cumplir los Límites Máximos Permisibles vigentes, correspondiendo al titular demostrar el efecto de la disposición de las emisiones atmosféricas sobre los Estándares de Calidad Ambiental del aire en las áreas donde se ubiquen receptores sensibles; facultándose a la DGAAE a fijar límites a los caudales de las corrientes de emisiones atmosféricas cuando éstas puedan comprometer el cumplimiento de los Estándares de Calidad Ambiental del aire.

Por otro lado, de conformidad con el artículo 74 del Reglamento, no se permite la descarga al aire de los fluidos producidos; agregando que, en el caso de líquidos, los mismos serán recibidos en recipientes cerrados y que los

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gases serán quemados en condiciones controladas para lograr su combustión completa y sin emisión significativa de ruido.

Finalmente, la Primera Disposición Transitoria del Reglamento señala que, en el plazo de ciento veinte (120) días calendario desde la entrada en vigencia del reglamento, la DGAAE elaborará el anteproyecto de norma que establezca los Límites Máximos Permisibles para emisiones atmosféricas de gases, vapores y partículas para las actividades de hidrocarburos; agregando que, en tanto se aprueben estos límites, los titulares de las actividades de hidrocarburos que se inicien a partir de la vigencia del reglamento deberá cumplir los límites recomendados en la publicación del Banco Mundial “Pollution Prevention and Abatement Handbook” (Julio, 1998) para las actividades de explotación en tierra y refinación.

1.2.14.1 Residuos Sólidos y Residuos Sólidos Peligrosos

El manejo, transporte, y disposición final, así como la gestión integral de los residuos sólidos, peligrosos y no peligrosos, tienen como marco legal general la Ley General de Residuos Sólidos, Ley 27314, y su Reglamento, Decreto Supremo 057-2004-PCM. Ello es ratificado por el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, que en su artículo 48 señala que los residuos sólidos de cualquiera de las actividades de hidrocarburos serán manejados de acuerdo con lo establecido por la Ley N° 27314, Ley General de Residuos Sólidos y su Reglamento, sus modificatorias, sustitutorias y complementarias; incluyendo disposiciones especiales para los casos de las actividades que se realicen en áreas donde no operen empresas prestadoras de servicios de residuos sólidos.

De acuerdo con lo establecido por este artículo, el titular deberá segregar los residuos sólidos orgánicos de origen doméstico de los residuos de origen industrial, a fin de procesarlos y disponerlos en rellenos sanitarios, incineradores, biodegradación u otros métodos ambientalmente aceptados; por otro lado, los residuos sólidos inorgánicos no peligrosos deberán ser segregados y reciclados o trasladados para su disposición en un relleno sanitario. Para el caso de los residuos sólidos peligrosos, se establece la obligación de segregar los mismos y retirarlos del área donde se realiza la actividad de hidrocarburos, para su disposición en un relleno de seguridad. Este artículo señala además que las técnicas y el proyecto de relleno sanitario y de seguridad deberán contar con la opinión favorable de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA), previa a la aprobación del proyecto por la DGAAE; debiendo contarse con la aprobación de la municipalidad provincial correspondiente de los lugares de disposición final. Finalmente, se prohíbe disponer residuos industriales o domésticos en los ríos, lagos, lagunas, mares o cualquier otro cuerpo de agua.

Asimismo, debe señalarse que el reglamento contiene diversas disposiciones referidas al tratamiento de los residuos sólidos a cargo de los titulares de las actividades de hidrocarburos. Así, el artículo 3 establece que los titulares de estas actividades son responsables por la disposición de residuos sólidos que

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se realicen desde las instalaciones o unidades que construyan u operen directamente o a través de terceros; agregando que los titulares son responsables por los impactos ambientales que se produzcan como resultado de las disposiciones de residuos sólidos. Por otro lado, el artículo 27 dispone que el EIA incluya dentro de la descripción del proyecto la estimación básica de los residuos, sus fuentes y sistemas de control.

El artículo 49 del reglamento prohíbe la disposición de residuos en cuerpos o cursos de agua mientras no se cuente con la debida autorización y no se informe a la autoridad pertinente sobre las coordenadas del punto de vertimiento. Por su parte, el artículo 50 señala que en las actividades de hidrocarburos deberá llevarse un registro sobre la generación de residuos en general, su clasificación, caudal o cantidad generada y la forma de tratamiento o disposición para cada clase de registro. Para el caso del Plan de Contingencia, el artículo 61 establece que el mismo deberá contener la información sobre los procedimientos, recursos humanos, equipamiento y materiales específicos para almacenar temporalmente y disponer los residuos generados.

Por otro lado, el artículo 73 contiene las normas que deben seguirse para el manejo de los residuos que pudieran generarse en las plataformas de perforación ubicadas en el mar o en lagos. Para el transporte y distribución de hidrocarburos, el artículo 83 señala que, antes de la construcción y operación de ductos, el operador deberá contar con el PMA específico para el manejo de residuos, indicando la posición georeferenciada de cada relleno autorizado, incluyendo un análisis de riesgos para evitar afectaciones a las poblaciones que habitan en zonas adyacentes al derecho de vía. Por su parte, el artículo 85 establece la obligación de los terminales marítimos, fluviales, lacustres, de carga y descarga, de contar con sistemas de recepción, tratamiento y disposición de residuos líquidos y sólidos generados en las embarcaciones. El artículo 88 dispone que la limpieza y acondicionamiento de cisternas, barcazas, chatas y tanques de carga se realice en instalaciones que cuenten con sistemas para la gestión adecuada de los residuos que esas actividades generen.

Por otro lado, la Primera Disposición Transitoria de este reglamento establece que, en un plazo de ciento veinte (120) días calendario contados a partir de su entrada en vigencia, la DGAAE elaborará un anteproyecto de norma para actualizar y complementar los límites máximos permisibles para efluentes líquidos de las actividades de hidrocarburos, debiendo diferenciar el caso de las instalaciones preexistentes de las nuevas. Esta disposición agrega que, en tanto se aprueba esta norma, será de aplicación la Resolución Directoral 030-96-EM/DGAA.

1.2.14.2 Transporte de Residuos Sólidos Peligrosos

El transporte terrestre de residuos sólidos peligrosos está normado por la Ley 28256, Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos

Anexo 1-3 38

Peligrosos y, salvo disposición distinta, por la Ley General de Residuos Sólidos, Ley 27314, y su Reglamento, Decreto Supremo 057-2004-PCM.

La Ley 28256, aún no reglamentada, encarga al Ministerio de Transportes (MTC), entre otras, las obligaciones de:

• Mantener un “registro de unidades de transporte de residuos peligrosos” y un “registro nacional de conductores con licencia especial para el transporte de residuos/materiales peligrosos”. En la actualidad, aún no existen dichos registros.

• Autorizar y fiscalizar el traslado de residuos peligrosos de la actividad industrial a las Empresas Prestadoras de Servicios de Transporte registradas. Al igual que en el caso de los registros, no se ha implementado aún este requisito.

• Verificar –a través de las Direcciones Regionales de Circulación Terrestre- que todo transporte de residuos/materiales peligrosos se encuentre autorizado.

Asimismo, los artículos 8 y 9 de la Ley 28256 señalan dos obligaciones especiales para los titulares de actividades que generan residuos peligrosos:

Contratar únicamente los servicios de transporte con empresas registradas y autorizadas por el MTC. Esta obligación deberá entenderse “en suspenso” hasta que entre en funcionamiento el registro de empresas en el MTC.

Elaborar o exigir de las empresas contratistas que transporten residuos/materiales peligrosos un plan de contingencia que será aprobado por el sector correspondiente, entendiéndose como “sector correspondiente” al que regula y controla la actividad económica. El reglamento de esta ley deberá establecer los términos de referencia o mayores precisiones para este plan de contingencia, así como el plazo para la presentación del mismo.

Asimismo, la Primera Disposición Final de la mencionada ley establece que para la calificación de “residuos peligrosos”, el reglamento respectivo se sujetará a las disposiciones del Convenio de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos de los Desechos Peligrosos y su Eliminación.

Salvo que la posterior reglamentación de la Ley 28551 establezca algo distinto, es aplicable hasta entonces lo dispuesto por la Ley General de Residuos Sólidos y su reglamento respecto del transporte de residuos peligrosos. Para estos efectos, el artículo 42 del reglamento mencionado, establece la obligación de contratar a una EPS-RS registradas ante la DIGESA para el transporte de residuos peligrosos fuera de las instalaciones del generador. Asimismo, el artículo 46 del reglamento establece una serie de obligaciones a cargo de las EPS-RS de transporte, entre las cuales se señala la contratación de una póliza de seguro que cubra los riesgos de su actividad. Adicionalmente, se establece que, por cada operación de transporte, se deberá suscribir un Manifiesto de Manejo de Residuos Sólidos Peligrosos, el cual deberá ser remitido mensualmente a la autoridad sectorial correspondiente. Este procedimiento también es aplicable al caso de que los residuos sólidos generados sean

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vendidos a Empresas Comercializadoras de Residuos Sólidos, las cuales también están obligadas a registrarse ante la DIGESA.

Respecto de la infraestructura utilizada para el transporte de residuos peligrosos, el numeral 9 del artículo 46 del Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos indica las características que los vehículos utilizados para estos fines deben tener. Por su parte, el artículo 45 señala que los mismos deben ser utilizados de manera exclusiva para este fin. Sin embargo, se establecen como excepciones a este régimen: (i) el transporte de sustancias peligrosas de características similares; y (ii) el uso de barcos y embarcaciones, en cuyo caso los residuos peligrosos deberán estar debidamente embalados.

1.2.14.3 Almacenamiento de Hidrocarburos

El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, Decreto Supremo 015-2006-EM señala, en su artículo 43, los requisitos que deben cumplirse para el manejo y almacenamiento de hidrocarburos. Estos requisitos son los siguientes:

• No se colocarán hidrocarburos en recipientes abiertos ni en pozas de tierra, excepto en casos de contingencia comprobada y sujeto a informar al OSINERG en un lapso no mayor de veinticuatro (24) horas, mediante documento escrito. Terminada la Contingencia los Hidrocarburos serán colectados y depositados en recipientes cerrados y las pozas de tierra serán saneadas y cerradas. El saneamiento de las pozas de tierra se realizará siguiendo los métodos previstos en el Plan de Contingencias.

• El almacenamiento de Hidrocarburos deberá realizarse de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos que se encuentre vigente. Los tanques de almacenamiento o de transferencia verticales deberán estar provistos de sistemas de doble contención en el fondo que permitan detectar fallas de hermeticidad del fondo interior, de acuerdo con la norma API 650. En el caso de Hidrocarburos con punto de inflamación igual o mayor a sesenta grados Celsius (60°C), OSINERG definirá la aplicabilidad de la norma API 650.

• Cada tanque o grupo de tanques deberá estar rodeado por un dique que permita retener un volumen por lo menos igual al 110% del volumen total del tanque de mayor capacidad. Los muros de los diques de contención alrededor de cada tanque o grupo de tanques y el de las áreas estancas deberán estar debidamente impermeabilizados con un material de una permeabilidad igual o menor que un diez millonésimo (0,000 000 1) metros por segundo. En el caso de tanques instalados con anterioridad a la vigencia de este Reglamento en que sea físicamente imposible rodear los tanques con la zona de contención, se debe construir un sistema de encauzamiento hacia pozas de recolección con capacidad no menor al 110% del volumen total del tanque de mayor capacidad. En localidades lluviosas, la capacidad de los cubetos de los tanques deberá ser mayor, de acuerdo a la intensidad de las precipitaciones. El drenaje del agua de lluvia y de las aguas contra incendio se realizará después de verificar

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mediante análisis químico que satisface los correspondientes Límites Máximos Permisibles vigentes. En caso de contaminarse el agua proveniente de lluvias, esta deberá ser sometida a tratamiento para asegurar el cumplimiento de los LMP vigentes.

• Se deberá contar por lo menos con un sistema de quemado de gases para situaciones de emergencia (mecheros o flares) que permita una emisión no visible. En caso de emergencia, por excepción la DGAAE podrá autorizar el uso de sistemas de venteo en sustitución de los sistemas de quemado. En estos casos, el responsable del proyecto o instalación - Titular de la Actividad de Hidrocarburos, deberá presentar el sustento que demuestre que el venteo no ocasionará daños ambientales a los receptores en la situación de emergencia descrita.

• Los equipos eléctricos deberán estar conectados a tierra.

• En áreas con tormentas eléctricas las instalaciones estarán equipadas con sistema contra rayos.

• Las instalaciones o equipos tales como: ductos, tanques, unidades de proceso, instrumentos, etc., deberán ser sometidos a programas regulares de mantenimiento a fin de minimizar riesgos de accidentes, fugas, incendios y derrames.

• Los recipientes y tuberías serán sometidos a una prueba de hermeticidad antes de su puesta en servicio por primera vez y cuando hayan sido sometidos a mantenimiento o reparación que pudiera haber comprometido su hermeticidad. La disposición del medio empleado para la prueba de hermeticidad deberá realizarse de modo de satisfacer los requisitos para la disposición de residuos del estado de agregación correspondiente y de modo que no represente un peligro para la población y el Ambiente.

Por otro lado, el artículo 44 del reglamento en cuestión establece que, para el almacenamiento y manipulación de sustancias químicas en general, incluyendo lubricantes y combustibles, se deberá evitar la contaminación del aire, suelo, aguas superficiales y subterráneas; debiendo seguirse las indicaciones contenidas en las hojas de seguridad MSDS (Material Safety Data Sheet) de los fabricantes. Para ello, el almacenamiento deberá al menos proteger y/o aislar a las sustancias químicas de los agentes ambientales y realizarse en áreas impermeabilizadas y con sistemas de doble contención.

Consumidor directo de combustible y otros productos derivados de hidrocarburos.

La distribución, almacenamiento y uso de combustibles y otros derivados de los hidrocarburos está regulado por el TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Decreto Supremo 042-2005-EM, y sus reglamentos. Los aspectos regulatorios relacionados al almacenamiento, transporte y manipulación de combustibles están bajo la autoridad del Ministerio de

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Energía y Minas. Sin embargo, el OSINERG es la entidad encargada de supervisar el cumplimiento.

En lo relacionado con el almacenamiento de combustibles y otros productos derivados de los hidrocarburos, son aplicables el Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y otros productos derivados de los Hidrocarburos, Decretos Supremo 045-2001-EM, y en tanto no se oponga al mencionado decreto supremo, son aplicables las disposiciones establecidas por el Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y otros Productos Derivados de los Hidrocarburos, Decreto Supremo 030-98-EM. Ambas normas fueron recientemente modificadas por el Decreto Supremo 045-2005-EM.

Las normas mencionadas regulan el concepto de “consumidor directo”. Son consumidores directos las personas naturales o jurídicas que almacenan combustible y/o otros productos derivados de hidrocarburos (asfaltos, breas, solventes, lubricantes, gasóleos, hidrocarburos alifáticos, nafta virgen, gasolina natural, crudo reducido, y otros hidrocarburos) sólo para uso en instalaciones propias o en sus operaciones y no para venta a terceros, siempre y cuando el volumen de combustible a ser almacenado sea igual o superior a un metro cúbico (264 galones). Conforme a las modificaciones establecidas por el Decreto Supremo 045-2005-EM, se ha precisado que el consumidor directo puede suministrar el combustible a sus proveedores, contratistas y subcontratistas, en el caso de operaciones ubicadas en zonas alejadas de los establecimientos de venta al público.

Los tanques de almacenamiento de los consumidores directos deben ser registrados ante la Dirección Regional de Energía y Minas (DREM) respectiva. Antes de la construcción y antes de iniciar las operaciones, un consumidor directo debe obtener una licencia de operación, un informe técnico favorable emitido por OSINERG y una póliza de seguro. Sobre la base de estos documentos, la DREM procede a registrar los tanques de almacenamiento y otorga el certificado de operación correspondiente.

1.2.14.4 Contaminación Marina y Buques

De manera general, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos establece disposiciones para evitar la contaminación del mar. Esta norma, se complementa con la Guía de Operaciones Petroleras Costa Afuera, aprobada por la Resolución Directoral N° 011-2001-EM/DGAA, la cual no tiene el carácter de obligatoria. Estas normas se complementan con las disposiciones de la Ley Nº 26620, Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, y sus normas complementarias; las cuales regulan los aspectos de control y vigilancia a cargo de la Dirección General de Capitanías y Guardacostas (DICAPI), como Autoridad Marítima en el Perú respecto de las actividades que se desarrollan en los ámbitos marítimo, fluvial y lacustre del territorio del peruano.

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Asimismo, es obligación de las empresas contratistas petroleras minimizar las perturbaciones, actuales o potenciales, a la vida acuática; evitando operar en las zonas de anidación de las aves acuáticas, así como en aquello lugares de reproducción de mamíferos acuáticos; según lo han establecido los artículos 58º y 59º del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Decreto Supremo Nº 032-2004-EM. Por otro lado, el Artículo 40º del Decreto Supremo Nº 015-2006-EM prohíbe que los titulares de actividades de hidrocarburos, su personal, sus subcontratistas, así como el personal de estos últimos, realicen actividades de caza o pesca, recolección de especies de fauna silvestre, mantenimiento de animales en cautiverio, o introduzcan especies no nativas al territorio nacional. En cuanto a la fauna marina, el Ministerio de Agricultura, por medio del Decreto Supremo Nº 034-2004-AG aprobó la categorización de especies amenazadas de fauna silvestre para el caso del Perú, la cual incluye algunas especies marinas declaradas en vías de extinción.

Además de las normas aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas, la DICAPI ha aprobado normas legales referentes a la contaminación en el mar, sustentadas en el “Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques”, así como en otras normas nacionales con jerarquía de ley, las cuales se detallan a continuación.

(i) Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques

El Estado Peruano ha suscrito el “Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques”, 1973 (MARPOL 1973), adoptado por la Conferencia Internacional sobre Contaminación del Mar, convocada por la Organización Consultiva Marítima Intergubernamental -OCMI-, en Londres, el 2 de Noviembre de 1973. El Convenio fue aprobado, para el Perú, por el Decreto Ley N° 22703. El Protocolo del año 1978 fue también aprobado por Decreto Ley N° 22954.

(ii) Convenio sobre Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias.

El “Convenio sobre Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias”, según acuerdo de la Comisión Consultiva Técnica Multisectorial sobre Asuntos de la Organización Marítima Internacional (OMI), fue aprobado para el Perú por Resolución Legislativa N° 27873 en el año 2002, y posteriormente ratificada la adhesión, a través del Decreto Supremo N° 003-3003-RE del 17 de enero de 2003.

(iii) Normas de la Autoridad Marítima Peruana

DICAPI, dentro del ámbito de su competencia y en coordinación con los sectores competentes, es la encargada de vigilar y hacer cumplir las normas relativas a la protección y preservación del ambiente en el medio acuático y franja ribereña, de conformidad con la legislación vigente, así como con los convenios internacionales ratificados por el Estado Peruano (F-010102, Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustre, Decreto Supremo Nº 028-

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DE/MGP). Es así que la DICAPI podrá restringir o prohibir el paso o la permanencia de naves, así como el desarrollo de determinadas actividades, en áreas que sea necesario proteger de los riesgos de contaminación, en concordancia con las normas sobre la materia emitidas por otros sectores (F-010108, Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, Decreto Supremo Nº 028-DE/MGP).

Además de las disposiciones generales establecidas en Ley N° 26620, Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 028-DE-MGP, DICAPI ha aprobado las siguientes normas referidas a la contaminación en el mar, algunas de ellas sustentadas en el “Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques”.

DICAPI, a través de la Resolución Directoral N° 0238-95-DCG aprobó las “Normas Técnicas para Prevenir y Controlar la Descarga de Residuos, Mezclas Oleosas y Otros en el Área Marítima por parte de las Plataformas Fijas o Flotantes”. De acuerdo a esta norma, se señala, entre otras obligaciones, que todas las plataformas de perforación, dedicadas a la exploración, explotación y recolección de hidrocarburos de petróleo deberán contar con tanques de retención para recolectar los residuos y mezclas oleosas, así como con recipientes para el almacenamiento de las basuras que se generen a bordo. Señala además que el tanque para la recepción de residuos y mezclas oleosas estará ubicado en el primer nivel de la plataforma; y que los residuos, que se almacenen a bordo serán entregados a las facilidades de recepción ubicado en tierra para su almacenamiento y posterior tratamiento.

Asimismo, por Resolución Directoral Nº 0510-99/DCG, DICAPI aprobó las “Normas para Prevenir y Controlar la Contaminación por Basuras Procedentes de Buques”. De acuerdo a esta norma, se entiende por “Basura” a toda clase de restos de víveres (salvo el pescado fresco y cualesquiera porciones del mismo) así como residuos resultantes de las faenas domésticas y trabajo rutinario del Buque (entiéndase también plataformas petroleras) en condiciones normales de servicio, los cuales suelen echarse periódicamente. Esta norma prohíbe la descarga de basura al mar, excepto en aquellos caso especificados en la misma. Esta norma también incluye las “Directrices para la elaboración de planes de gestión de basuras”.

Por Resolución Directoral Nº 0069-98-DCG, DICAPI aprobó las “Normas para la Prevención y Control de la Contaminación por Aguas Sucias Procedentes de Buques” ”, en lo referente a la descarga de efluentes domésticos procedentes de buques. Esta norma establece que todo buque que esté sujeto a las normas para la prevención y control de la contaminación por aguas sucias deberá estar equipado con una instalación para el tratamiento de aguas sucias, la cual deberá cumplir con las prescripciones operativas estipuladas de acuerdo con las normas y métodos de ensayo elaborados por la Organización Marítima Internacional (OMI) y estar aprobada por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas. De acuerdo a esta norma, está prohibida la descarga de aguas sucias en el mar a menos que se cumplan las siguientes condiciones:

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• Que el buque efectúe la descarga a una distancia superior a Cuatro (4) millas marinas de la tierra más próxima si las aguas sucias han sido previamente desmenuzadas y desinfectadas, mediante un sistema homologado por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas, o a una distancia mayor a Doce (12) millas marinas sin no han sido previamente desmenuzadas ni desinfectadas.

• En cualquier caso, las aguas sucias que hayan estado almacenadas en los tanques de retención no se descargarán instantáneamente, sino a un régimen moderado, hallándose el buque en ruta navegando a velocidad no menor de Cuatro (4) nudos. Dicho régimen de descarga será aprobado por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas basándose en normas elaboradas por la OMI.

• Que el buque utilice una instalación para el tratamiento de aguas sucias que haya sido certificada por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas en el sentido de que cumple con las prescripciones operativas mencionadas en el artículo 3º (a).

• Que además el efluente no produzca sólidos flotantes visibles, ni ocasione decoloración, en aguas circundantes.

• Las descargas de efluentes son controladas y monitoreadas mediante el cumplimiento de límites máximos permisibles, el cual se realiza a través de la aprobación y certificación de la instalación de tratamiento de aguas sucias (planta de tratamiento, sistema de desmenuzamiento y desinfección, sistema de almacenamiento, etc.) realizada por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas.

Asimismo, por Resolución Directoral N° 0766-2003/DCG, DICAPI aprobó las disposiciones relativas a la recepción y disposición de residuos de mezclas oleosas, aguas sucias y basuras en muelles. Las disposiciones relativas a productos químicos que se utilizan como dispersantes y absorbentes para controlar contaminación por hidrocarburos en el ámbito acuático fueron aprobadas por Resolución Directoral N° 757-2004/DCG; y los lineamientos para elaborar Planes de Contingencia para derrames de hidrocarburos en el ámbito acuático fueron aprobados por Resolución Directoral N° 0497-98/DCG.

Por otro lado, la Resolución Directoral Nº 072-2006/DCG (la cual actualizó la RD Nº 0178-96/DCG del 10 de Julio de 1996, con el propósito de mejorar las labores de control de descarga del agua de lastre y sedimentos de los buques) establece en su artículo 1º que “Todos los buques de navegación marítima internacional, que procedan de puertos extranjeros y lleven a bordo agua de lastre, teniendo como destino o escala puertos peruanos deberán renovarlo una vez como mínimo, fuera de las 12 millas náuticas de la costa, antes de su ingreso a un puerto nacional, en concordancia con el procedimiento recomendado en la Resolución A.868 (20) de la Organización Marítima Internacional (OMI). Siempre que sea posible realizarán la limpieza de los

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tanques de lastre para retirar los sedimentos”. Asimismo, esta resolución señala que si el buque recala y no ha efectuado cambio de agua de lastre durante su navegación, antes de recalar a puertos peruanos, por razones operativas, de seguridad u otras, el Capitán del buque deberá retener el agua de lastre a bordo, no pudiendo descargarla. En tal situación si el Capitán del buque quiere deslastrar por razones operacionales deberá solicitar autorización del capitán de Puerto de la jurisdicción respectiva, quien le asignará un punto de descarga, cumpliendo los siguientes requisitos:

• Estar lo más alejado de la costa y que la seguridad de la nave lo permita.

• Que la profundidad en dicha zona sea la mayor posible y que el efecto dispersante de las mareas o corrientes sea rápido.

• Que esté alejado de todo tráfico marítimo.

Adicionalmente, mediante RD N° 0160-96/DCG la DICAPI establece que todo buque de bandera peruana de cualquier otro tipo de 400 TRB o más deberá contar con su “Plan de Emergencia de Abordo para Casos de Contaminación de Hidrocarburos”, debidamente aprobado por la Dirección General de Capitanías y Guardacostas. Establece que los Planes deberán ser confeccionados de acuerdo a los lineamientos establecidos por la Organización Marítima Internacional.

Finalmente, la Resolución Directoral 0103-96-DCG prohibió, en el área marítima de la Reserva Nacional de Paracas, la navegación de naves que transporten hidrocarburos como carga, así como cualquier otro tipo de nave de 200 TRB o más. Asimismo, dicha norma prohíbe la descarga de residuos y sustancias contaminantes, lo cual comprende el vertimiento de desechos o aguas sucias y el arrojo de basuras, independientemente de su tipo, cantidad o procedencia, dentro del área marítima y la zona costera de la Reserva. Para estos efectos, el artículo 4 de la mencionada resolución señala como zona costera la franja del litoral comprendida entre el mar y la línea de más alta marea. Por otro lado, la norma indica que únicamente se permiten vertimientos, descargas y arrojos de residuos que se realicen conforme al régimen de descarga y distancias de tierra establecidos en los Convenios Internacionales y reglamentaciones vigentes.

DICAPI, dentro del ámbito de su competencia y en coordinación con los sectores competentes, es la encargada de vigilar y hacer cumplir las normas relativas a la protección y preservación del ambiente en el medio acuático y franja ribereña, de conformidad con la legislación vigente, así como con los convenios internacionales ratificados por el Estado Peruano (F-010102, Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustre, Decreto Supremo Nº 028-DE/MGP). Es así que la DICAPI podrá restringir o prohibir el paso o la permanencia de naves, así como el desarrollo de determinadas actividades, en áreas que sea necesario proteger de los riesgos de contaminación, en concordancia con las normas sobre la materia emitidas por otros sectores (F-010108, Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, Decreto Supremo Nº 028-DE/MGP).

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Finalmente, es obligación de las empresas contratistas petroleras minimizar las perturbaciones, actuales o potenciales, a la vida acuática; evitando operar en las zonas de anidación de las aves acuáticas, así como en aquello lugares de reproducción de mamíferos acuáticos; según lo han establecido los artículos 58º y 59º del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Decreto Supremo Nº 032-2004-EM. Por otro lado, el Artículo 40º del Decreto Supremo Nº 015-2006-EM prohíbe que los titulares de actividades de hidrocarburos, su personal, sus subcontratistas, así como el personal de estos últimos, realicen actividades de caza o pesca, recolección de especies de fauna silvestre, mantenimiento de animales en cautiverio, o introduzcan especies no nativas al territorio nacional. En cuanto a la fauna marina, el Ministerio de Agricultura, por medio del Decreto Supremo Nº 034-2004-AG aprobó la categorización de especies amenazadas de fauna silvestre para el caso del Perú, la cual incluye algunas especies marinas declaradas en vías de extinción.

1.3 AUTORIDADES

Mediante la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada, Decreto Legislativo 757, se instituyó a los ministerios como autoridad ambiental competente en su sector. El criterio de la autoridad sectorial ha sido reconocido también por el Reglamento de la Ley Marco del Sistema Nacional de Gestión Ambiental, Decreto Supremo 008-2005-PCM, el cual dispone en su artículo 10 que los ministerios, así como los organismos públicos descentralizados y los organismos reguladores, ejercen las facultades de fiscalización ambiental en el ámbito de su jurisdicción. Asimismo, el numeral 1 del artículo 96 de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, establece que la gestión de los recursos naturales no renovables está a cargo de las autoridades sectoriales respectivas.

En este sentido, el Ministerio de Energía y Minas es la autoridad ambiental para las actividades de hidrocarburos en el Perú. Ello es ratificado por el artículo 5 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo 015-2006-EM, el mismo que establece que la autoridad competente en materia de protección y conservación del ambiente en estas actividades en el MINEM a través de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos. Por su parte, el artículo 6 de este reglamento señala que corresponde al MINEM el dictado de las normas complementarias que sean necesarias para mantener actualizado dicho reglamento.

Para cumplir con sus fines, el Ministerio de Energía y Minas cuenta con diversos órganos que ejercen las facultades del mismo, tales como la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos, la Dirección General de Hidrocarburos y las Direcciones Regionales de Energía y Minas, entre otras, los cuales se detallan a continuación.

Anexo 1-3 47

1.3.1 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAA E)

Esta unidad del Ministerio de Energía y Minas 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 (DGAA Energéticos) está a cargo de un Director General, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

Conforme al artículo 43 del Reglamento de Organizaciones y Funciones del Ministerio de Energía y Minas, Decreto Supremo 025-2003-EM, las principales atribuciones de la DGAAE son las siguientes: proponer la política de conservación y protección del medio ambiente en el desarrollo sostenible de las actividades energéticas, así como de promoción y fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas del Sector Energía con la sociedad civil que resulte involucrada en la realización de sus actividades, 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, así como con la promoción y fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas del Sector con la sociedad civil que resulte involucrada en sus actividades; normar la evaluación de impactos ambientales y sociales derivados de actividades del Sector; elaborar y promover estudios ambientales y sociales necesarios para el desarrollo y crecimiento de las actividades del sector; evaluar y aprobar los estudios ambientales que se presenten al Ministerio de Energía y Minas; entre otras funciones.

Por su parte, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos contiene diversas disposiciones referidas a las funciones específicas que en esta materia corresponden a la DGAAE. Así, el artículo 7 señala que corresponde a la DGAAE la elaboración de los proyectos de Límites Máximos Permisibles para las actividades de hidrocarburos, previo encargo del CONAM; por otro lado, los Títulos III, IV, V, X, XI, XIII, XV y XVI contienen diversos artículos referidos a obligaciones y atribuciones de la DGAAE en el procedimiento de aprobación de EIA, DIA y EIA-sd, elaboración de límites máximos permisibles, elaboración de protocolos de monitoreo, aprobación del uso de cruces aéreos para la construcción de ductos, entre otros aspectos.

1.3.2 Dirección General de Hidrocarburos (DGH)

La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) 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,

Anexo 1-3 48

explotación, transporte, almacenamiento, refinación, procesamiento, distribución y comercialización de hidrocarburos y ejercer el rol concedente a nombre del Estado para las actividades de hidrocarburos, según 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 la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos, depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos contiene diversos artículos referidos a las funciones de la DGH en esta materia. Así, el artículo 54 establece la obligación del OSINERG de informar, entre otros organismos, a la DGH, en aquellos casos en los que el titular de estas actividades detecte la existencia de restos arqueológicos. Por otro lado, el artículo 60 contiene la obligación de la DGH de aprobar el plan de contingencia que presente el titular, previa opinión de la DGAAE y OSINERG. Asimismo, el artículo 61, literal c) dispone que el plan de contingencia deberá contener información acerca de los equipos y procedimientos para establecer una comunicación sin interrupción entre el personal del titular y los representantes de OSINERG, la DGH, la DGAAE, otras autoridades gubernamentales y la población que pudiera verse afectada. Este mismo artículo señala que corresponde a la DGH declarar el estado de emergencia. Finalmente, la Quinta Disposición Complementaria del reglamento establece la obligación de OSINERG de remitir anualmente a la DGH la información sobre los resultados de la fiscalización de las empresas inscritas en el Registro de Hidrocarburos; información a partir de la cual la DGH reevaluará, con la misma periodicidad, la continuidad del registro de dichas empresas.

1.3.3 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 a 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, 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 dirección del Ministerio de Energía y Minas y de la Gerencia Regional de Desarrollo Económico.

Anexo 1-3 49

El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos señala en su artículo 22 que el titular de una actividad de hidrocarburos podrá presentar la DIA ante la DREM respectiva. Por su parte, el artículo 24 de este reglamento establece que la DREM tiene un plazo de cincuenta (50) días hábiles para aprobar la solicitud de la DIA presentada por el titular; agregando que la DREM tendrá un plazo de veinte (20) días de presentada la DIA para solicitar información complementaria al titular, requerimiento que deberá ser cumplido en un plazo máximo de diez (10) días hábiles, bajo apercibimiento de declararse el abandono del procedimiento.

1.3.4 Dirección General de Capitanías y Guardacostas (DICAPI)

De acuerdo con la Ley Nº 26620, Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, y su reglamento, aprobado por Decreto Supremo 028-DE/MGP, corresponde a la Dirección General de Capitanías y Guardacostas (DICAPI) autorizar la construcción, modificación y operación de las instalaciones acuáticas, así como los trabajos destinados a ganar terrenos a áreas acuáticas, en áreas cuyo uso haya sido previamente otorgado, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y protección del medio ambiente acuático.

Corresponde a la Autoridad Marítima aplicar y hacer cumplir la Ley Nº 26620 y sus normas reglamentarias, así como las regulaciones de los sectores competentes y los Convenios y otros Instrumentos Internacionales ratificados por el Estado Peruano referidos al ámbito de la presente ley. La Autoridad Marítima es ejercida por el Director General de Capitanías y Guardacostas, quien cuenta con la Capitanías de Puerto y las Unidades Guardacostas para el ejercicio de sus funciones.

Las siguientes son las funciones de la DICAPI, según el Artículo 3º de la Ley Nº 26620: (i) Exigir el cumplimiento de la Ley Nº 26620 y sus normas reglamentarias. (ii) Velar por la seguridad de la vida humana en el mar, ríos y lagos navegables. (iii) Controlar el tráfico acuático en las aguas de soberanía y jurisdicción nacionales. (iv) 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 la 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. (v) Administrar y operar las estaciones de radio costeras, con sujeción a la normativa vigente sobre la materia. (vi) 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 Nacional. (vii) Las demás que se establezcan en el Reglamento de la presente ley.

Anexo 1-3 50

1.3.5 Ministerio de Agricultura

El Ministerio de Agricultura 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 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 los siguientes organismos públicos descentralizados con funciones ambientales:

• Las Administraciones Técnicas de Distrito de Riego – ATDR; y

• El Instituto Nacional de Recursos Naturales – INRENA.

1.3.5.1 Administración Técnica de Distrito de Riego - ATDR

Las Administraciones Técnicas de Distrito de Riego – ATDR son entidades descentralizadas dentro del Ministerio de Agricultura que representan la autoridad de agua, según cada distrito de riego, de acuerdo al artículo 54 de la Ley de Promoción de las Inversiones en el Sector Agrario, Decreto Legislativo 653. Los distritos de riego son definidos por el artículo 113 del Reglamento de la Ley de Promoción de las Inversiones en el Sector Agrario, Decreto Supremo 048-91-AG, como los espacios geográficos continuos integrados por una o más cuencas, subcuencas o parte de éstas. Asimismo, según el literal d) del artículo 120 del Decreto Supremo 048-91-AG, es competencia de las ATDR el otorgamiento de los derechos de uso aguas superficiales y subterráneas mediante licencias, permisos y autorizaciones. El ATDR es la primera instancia administrativa y también es competente para autorizar la realización de estudios hídricos y ejecución de obras hidráulicas.

1.3.5.2 Instituto Nacional de Recursos Naturales – INRENA

El Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA), organismo público descentralizado del Ministerio de Agricultura, es la autoridad competente en la promoción y control del uso racional del recurso agua, suelo, flora y fauna silvestre, recursos genéticos y para la conservación de la diversidad biológica silvestre. Conduce también el Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado, en su calidad de ente rector del mismo. Además, una de las funciones del INRENA es coordinar con los sectores público y privado lo concerniente a la utilización, aprovechamiento sostenible y protección de los recursos naturales renovables, en un marco de promoción a la inversión privada. En armonía con lo dicho, INRENA emite opinión técnica previa en aquellos proyectos de inversión que consideran actividades o acciones que modifican el estado natural de los recursos naturales agua, suelo, flora y fauna

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silvestres o puedan afectar áreas naturales protegidas. Esta función del INRENA de emitir opinión técnica es ejercida por medio de su Oficina de Gestión Ambiental Transectorial, Evaluación e Información de Recursos Naturales (OGATEIRN). Sin embargo, conforme lo establece el artículo 64 del Reglamento de la Ley de Áreas Naturales Protegidas, Decreto Supremo 038-2001-AG, en el caso de actividades de hidrocarburos propuestas para realizarse en áreas de amortiguamiento o al interior de áreas naturales protegidas, la aprobación del EIA requiere de la opinión técnica favorable del INRENA.

1.3.6 Ministerio de Salud

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, tiene competencia en la gestión de los residuos fuera del ámbito de las áreas productivas o instalaciones industriales, correspondiéndole, entre otras, las siguientes atribuciones en materia ambiental:

a) 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.

b) Dictar las medidas de prevención y control indispensables pare que cesen los actos o hechos que ocasionan contaminación ambiental, cuando ella signifique riesgo o daño a la salud de las personas.

c) Dictar las normas sanitarias que regulen las descargas de desechos o sustancias contaminantes en el agua, el aire o el suelo, sin haber adoptado las precauciones por ella dadas.

d) 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 reciente Resolución Ministerial 405-2005/MINSA, la cual reconoce a las Direcciones Regionales de Salud como las únicas autoridades de salud en cada Gobierno Regional. Según dicha norma reciente, se inicia el proceso de transferencia de funciones sectoriales a nivel regional, quedando pendiente que los Gobiernos Regionales aprueben la organización administrativa de las dependencias del sector salud en su ámbito, sobre la base de los lineamientos que emita el Ministerio de Salud.

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1.3.6.1 Dirección General de Salud Ambiental – DIGESA

Al interior del Ministerio de Salud, la Dirección General de Salud Ambiental - DIGESA es el órgano de línea técnico-normativo en los aspectos relacionados a la protección del ambiente, saneamiento, y salud ocupacional; además, concierta el apoyo para el cumplimiento de las normas de salud con los organismos públicos o privados que tienen responsabilidades en el control del ambiente, según el artículo 25 de la Ley del Ministerio de Salud, Ley 27657, y el artículo 55 del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Salud, Decreto Supremo 014-2002-SA.

1.3.7 Ministerio del Interior

1.3.7.1 Dirección Antidrogas de la Policía Nacional del Perú – DIRANDRO

La Dirección Antidrogas en la Policía Nacional del Perú, DIRANDRO, es la entidad dentro 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 de pasta básica de cocaína, pasta lavada y clorhidrato de cocaína. Las acciones de regulación por parte de la DIRANDRO, referentes a la adquisición y uso de productos químicos fiscalizados fueron aprobadas por la mencionada Ley y su reglamento, Decreto Supremo 053-2005-PCM.

Por otro lado, el artículo 66 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos señala que el uso de dinamita y otros explosivos deberá sujetarse a las normas y disposiciones de la Dirección de Supervisión y Control de Armas, Municiones y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC); sin perjuicio de las normas especiales contenidas en este artículo.

1.3.8 Ministerio de Educación

1.3.8.1 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, cualquier trabajo de explotación de hidrocarburos, sistemas de energía u otros desarrollos que pudieran afectar el patrimonio cultural peruano, deberá obtener un Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) o realizar una evaluación arqueológica, según el área a 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.

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1.3.9 Defensoría del Pueblo

La Defensoría del Pueblo es un órgano constitucional autónomo creado por la Constitución de 1993. Su misión es proteger los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad, supervisar el cumplimiento de los deberes de la administración del Estado y la prestación de los servicios públicos a la población.

El Defensor del Pueblo es el titular de la institución, la representa y la dirige, le corresponde las siguientes funciones:

a) Defender los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad;

b) Supervisar el cumplimiento de los deberes de la administración pública;

c) Supervisar la adecuada prestación de los servicios públicos.

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.

1.3.10 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), se encuentra regulado por la Ley del Organismo Supervisor de Inversión en Energía, Ley 26734, por la Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, Ley 27699, y por la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley 27332.

Según el régimen legal establecido por dichas normas, el OSINERG es el organismo a cargo de hacer cumplir los aspectos técnico-ambientales relacionados con las actividades eléctricas y de hidrocarburos. La Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos, a través de su Unidad de Medio Ambiente, es el órgano a cargo de la fiscalización ambiental de las actividades de hidrocarburos en el territorio peruano.

Asimismo, según el artículo 3.1 de la Ley 27332, OSINERG, como organismo regulador, cumple funciones supervisoras, normativas, fiscalizadoras y sancionadoras, entre otras. En base a dichas funciones, OSINERG tiene la facultad para tipificar infracciones por incumplimiento de obligaciones derivadas de normas legales, normas técnicas, o de contratos de concesión, así como establecer su propia escala de sanciones y multas.

En igual sentido, el artículo 1 del Reglamento General del OSINERG aprobado por el Decreto Supremo 054-2001-PCM, establece que el OSINERG tiene competencia para supervisar y fiscalizar a las empresas del sector energía (hidrocarburos y electricidad) cautelando la adecuada conservación del medio

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ambiente, entre otros. Asimismo, el artículo 31 establece que la función supervisora del OSINERG lo faculta para verificar el cumplimiento de las obligaciones legales y técnicas, así como cualquier mandato o resolución emitida por el propio OSINERG.

Por su parte, el artículo 8 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos señala que corresponde a OSINERG supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las Actividades de Hidrocarburos, así como de las referidas a la conservación y protección del Ambiente en el desarrollo de dichas actividades. Por otro lado, este reglamento contiene diversas disposiciones referidas al rol de OSINERG en la supervisión de estas actividades, así como su relación con los otros organismos del Estado con competencia en esta materia, especialmente con la DGH. A modo de ejemplo, podemos mencionar el artículo 92, el mismo que ratifica al OSINERG como el organismo competente para supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones contenidas en dicho reglamento, sus normas complementarias y las regulaciones ambientales derivadas del mismo.

1.3.10.1 Consejo Nacional del Ambiente - CONAM

El Consejo Nacional del Ambiente (CONAM) cumple la función de organismo rector de la política nacional ambiental, y tiene como finalidad planificar, promover, coordinar, controlar y velar por el ambiente y el patrimonio natural de la Nación, según lo establece la Ley del Consejo Nacional del Ambiente, Ley 26410. Conforme al artículo 55 de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, el CONAM ejerce funciones normativas, de fiscalización y sancionadoras en el caso de vacíos o deficiencias en el ejercicio de funciones en materia ambiental.

El CONAM no cuenta con facultades para intervenir directamente en el desarrollo de actividades de hidrocarburos, pero sí indirectamente, según el artículo 9 de la Ley Marco del Sistema Nacional de Gestión Ambiental, Ley 28245. En este sentido, el CONAM puede establecer criterios y procedimientos para el ordenamiento ambiental, dirigir el proceso de elaboración y revisión de Estándares de Calidad Ambiental (ECA) y Límites Máximos Permisibles (LMP), coordinar con los sectores correspondientes (tales como el Ministerio de Energía y Minas) para autorizar la aplicación de estándares de nivel internacional en los casos que no existan ECA o LMP equivalentes aprobados en el país, dirigir el Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental, dictar la normatividad requerida para la operatividad del Sistema Nacional de Gestión Ambiental y el adecuado funcionamiento de los instrumentos de gestión ambiental, administrar el Sistema Nacional de Información Ambiental, desarrollando y consolidando la información que genera y que le proporciona los sectores público y privado, registrándola, organizándola, actualizándola y difundiéndola, establecer los criterios y procedimientos para la formulación, coordinación y ejecución de los planes de descontaminación y recuperación de ambientes degradados, evaluar, en coordinación con las entidades competentes, la eficacia y eficiencia sectorial de los programas de adecuación

Anexo 1-3 55

y manejo ambiental, y promover el desarrollo y uso de tecnologías y procesos de producción más limpios.

Por su parte, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos contiene diversas disposiciones referidas al CONAM, así como las funciones de este organismo con relación al desarrollo de este tipo de actividades económicas. Así, el artículo 7 establece que la CONAM encargará a la DGAAE del MINEM la elaboración de los proyectos de Límites Máximos Permisibles para las actividades de hidrocarburos, de acuerdo con el procedimiento de aprobación contenido en el Decreto Supremo Nº 044-98-PCM, Reglamento para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles. El artículo 20 dispone la obligación de la DGAAE de remitir al CONAM, para su archivo por esta entidad, las resoluciones referidas a las DIA, EIA-sd, EIA, PMA y las actualizaciones de este último (PMA), así como cualquier otro acto que modifique el contenido de las obligaciones de los responsables de las actividades de hidrocarburos.

Asimismo, la Primera y Tercera disposiciones transitorias del reglamento en cuestión establecen la obligación de la DGAAE de presentar al CONAM los anteproyectos de normas para actualizar los Límites Máximos Permisibles para efluentes líquidos y para emisiones atmosféricas de gases, vapores y partículas en las actividades de hidrocarburos, así como para establecer dichos límites para el caso de suelos y sedimentos.

1.3.10.2 Gobiernos Regionales

Según la Constitución Política del Perú, los gobiernos regionales deben promover el desarrollo y la economía regional, fomentar las inversiones, actividades y servicios públicos de su responsabilidad, según las políticas y planes nacionales y locales de desarrollo. En este sentido, según el numeral 7 del artículo 192, son competentes para promover y regular actividades y/o servicios en materia de energía y medio ambiente, conforme a la ley. Conforme al artículo 13 de la Ley de Bases de la Descentralización, Ley 27783, y al artículo 45 de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales, Ley 27867 (modificado por el artículo 4 de la Ley 27902) existen competencias exclusivas cuyo ejercicio corresponde de manera exclusiva y excluyente a cada nivel de gobierno, y competencias compartidas 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. El mencionado artículo 45 de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales establece que las funciones de definir, dirigir, normar y gestionar las políticas sectoriales, como es el caso de las actividades de hidrocarburos, son competencia exclusiva del Gobierno Nacional, y las políticas y funciones de los Gobiernos Regionales deben concordar con tales políticas sectoriales. Respecto de las competencias compartidas el literal c) del numeral 2 del artículo 10 de la Ley Orgánica de Municipalidades ha señalado que la promoción, gestión y regulación de actividades económicas y productivas en su ámbito y nivel, correspondientes, entre otros, al sector energético.

Anexo 1-3 56

El artículo 59 de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales señala que los planes y políticas de cada región deben guardar concordancia con las políticas nacionales y los planes sectoriales, los cuales son competencia exclusiva del Gobierno Nacional. Entre las funciones en materia de hidrocarburos se encuentran las de impulsar proyectos para el aprovechamiento de hidrocarburos e inventariar el potencial de hidrocarburos de la región. Asimismo, el artículo 53 de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales establece funciones en materia ambiental y de ordenamiento territorial, las cuales pueden tener incidencia en la actividad de hidrocarburos.

1.3.11 Municipalidades

La estructura y el funcionamiento de las municipalidades son regulados por la Ley Orgánica de Municipalidades, Ley 27972, conforme al artículo 106 de la Constitución Política. Dentro del ámbito de su competencia, los gobiernos locales otorgan licencias (de funcionamiento y de construcción, por ejemplo), y están facultadas para planificar el desarrollo de sus circunscripciones, siendo competentes para regular y pronunciarse sobre zonificación y urbanismo. En este sentido, tienen competencia para limitar las actividades industriales (entre ellas las de hidrocarburos) a ejecutarse en el territorio de su jurisdicción, señalando aquellas zonas prohibidas para la ubicación de actividad industrial

Anexo 1-4

Estándares Ambientales Adoptados para el Proyecto de Ampliación de la Planta Pisco

Anexo 1-4 1

ANEXO 1-4

ESTÁNDARES AMBIENTALES ADOPTADOS PARA EL PROYECTO PISCO

Se presentan a continuación los estándares ambientales a ser requeridos durante el desarrollo del Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco. La selección se basa en un análisis de la legislación tanto peruana como internacional, como así también de guías de diversos organismos, respecto a calidad de aire, calidad de agua, ruido, vertidos, manejo de residuos sólidos y en antecedentes del área.

I -ESTÁNDARES ADOPTADOS DE CALIDAD DE AIRE

Se analizaron los estándares del gobierno peruano, el Banco Mundial, la Organización Mundial de la Salud, la Agencia de los Estados Unidos para la Protección Ambiental (EPA).

La Tabla I.1 presenta los estándares requeridos para NOx, SOx, CO, TSP, PM10, H2S como así también las fuentes de los cuales se han tomado.

La Tabla I.2 presenta los estándares para VOCs (Compuestos Orgánicos Volátiles) relacionados a la industria hidrocarburífera, tomados de USEPA y de la Comisión de Conservación de Recursos Naturales Texas) de Texas (TNRCC – Texas Natural Resource Conservation Commission).

La Tabla I.3 presenta los estándares de emisión requeridos para el Proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco basados en los del Banco Mundial.

TABLA I.1: ESTANDARES DE CALIDAD DE AIRE (NOX, SO X, CO, TSP, PM10, H2S) Estándar (µg/m³)

Parámetro Normativa Peruana (D.S. N°46-93-EM)

Normativas u Organismos Internacionales

Óxidos de Nitrógeno (medidos como NO2) 200 (3)

40 (4) (OMS)

Dióxido de Azufre 300 (3) 55 (4)

125 (3) 50 (4)

(OMS)

Monóxido de Carbono 35 (1) 15 (2)

60 (4) (OMS)

Material Particulado Total en Suspención

120 (3) 60 (4)

65 (4) (USEPA)

PM (< 10 micrones) 120 (3) 60 (4)

50 (4) (USEPA)

Sulfuro de Hidrógeno 30 (1) NOTAS Los estándares establecidos por el D.S. N°46-93-EM se expresan a 25°C y 101,3 KPa (presión atmosférica) La ubicación de los puntos de muestreo se realiza una distancia mayor a los 300 metros desde la fuente emisora en el sentido de la dirección del viento. 1 hora. (2) 8 horas. (3) 24 horas. (4) 1 año.

Anexo 1-4 2

TABLA I-2: ESTANDARES DE CALIDAD DE AIRE REQUERIDOS- COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (VOCs)

Parámetro Promedio 30 minutos (µg/m³) Promedio Anual (µg/m³) Propano 18.000 1.800 Butano 19.000 1.900 Pentano 3.500 350

n-Hexano 1.760 176 Heptano 3.500 350 Benceno 30 3 Tolueno 1.880 188

Etil-Benceno 2.000 434 p-Xileno 2.079 434

Otros isómeros de xileno 3.700 434 Alcanos (C4-C16) no

especificados 3.500 350

Alcanos (C17 y mayores) 100 10

TABLA I-3: ESTANDARDS REQUERIDOS PARA FUENTES DE EMISIÓN (NOX, SO X, CO, TSP, PM10, H2S, VOCs)

Parámetro Petróleo y Gas On Shore

(mg/Nm3) Refinerías de Petróleo (mg/Nm3)

VOC’s (incluyendo Benceno) 20 ND Sulfuro de Hidrógeno 30 152 (1)

Óxidos de Azufre 1000 (2) 500 Oxidos de Nitrógeno (medidos

como NO2) 320 460

Material Particulado 50 50

NOTAS Todos los estándares corresponden a valores medios anuales (1) Estándar aplicable para aquellos equipos distintos de los recuperadores de azufre (2) Estándar aplicable para la producción de petróleo ND Estándar no disponible

TABLA I-4: DECRETO SUPREMO N° 074-2001-PCM (22/JUN/01)

“REGLAMENTO DE ESTÁNDARES NACIONALES DE CALIDAD AMBIENTAL DEL AIRE”

Forma del Estándar Contaminantes Periodo

Valor Formato Método de Análisis (1)

Anual 80 Media Aritmética anual Dióxido de Azufre 24 horas 365 NE más de una vez al

año.

Fluorescencias UV (método automático)

Anual 50 Media Aritmética anual PM-10 24 horas 150 NE mas de tres veces /

año.

Separación inercial/ filtración Gravimetría

8 horas 10000 Promedio móvil Monóxido de Carbono 1 hora 30000 NE mas de una vez /

año.

Infrarrojo no dispersivo (NDIR) ( método automático)

Dióxido de Nitrógeno Anual 100 Promedio aritmético Quimiluminiscencia

Anexo 1-4 3

Forma del Estándar Contaminantes Periodo

Valor Formato Método de Análisis (1)

anual

1 hora 200 NE mas de 24 veces / año.

(método automático)

Ozono 8 horas 120 NE mas de 24 veces / año.

Fotometría UV (método automático)

Anual 2 Plomo

Mensual 1.5 NE mas de 24 veces / año

(Espectrofotometría de absorción atómica) método para PM10

Sulfuro de Hidrogeno 24 horas 2 Fluorescencia UV (método automático)

II - ESTÁNDARES ADOPTADOS DE CALIDAD DE AGUA

Los estándares seleccionados de calidad de agua para el Proyecto Pisco corresponden a los establecidos en el Reglamento de los Títulos I, II y III de la Ley General de Aguas (D.S. N°261-69-AP, modificado por D.S. N°007-83-SA), tomando las clasificaciones de agua V y VI, Aguas de zonas de pesca de mariscos y bivalvos y Aguas de zonas de Preservación de Fauna Acuática y Pesca Recreativa o Comercial, respectivamente.

TABLA II-1: ESTANDARES DE CALIDAD DE AGUA DE MAR

Estándar (mg/l) Parámetro

Uso V Uso VI Arsénico 0,010 0,050 Cadmio 0,0002 0,004 Cianuro 0,005 0,005 Cobre 0,010 (1)

Cromo 0,050 0,050 Coliformes total 1.000 20.000

Coliformes fecales 200 4.000 O.D. 5 4

DBO5 10 10 Fenoles 0,001 0,100

Mercurio 0,0001 0,0002 Níquel 0,002 (2)

Plomo 0,010 0,030 PCB 0,002 0,002

Selenio 0,005 0,010 Sulfuros 0,002 0,002

Zinc 0,020 (2)

NOTAS (1) Pruebas de 96 horas LC50 multiplicadas por 0,1 (2) Pruebas de 96 horas LC50 multiplicadas por 0,2 LC50: Dosis letal para provocar 50% de muertes o inmovilización de la especie del bioensayo.

Anexo 1-4 4

III - ESTÁNDARES ADOPTADOS PARA VERTIDO DE EFLUENTES

En el caso de la actividad de hidrocarburos, se cuenta con normativa que ha establecido los límites máximos permisibles para los efluentes producto de las actividades de explotación y comercialización de hidrocarburos líquidos y sus productos derivados (R.D. N°030-96-EM/DGAA). Sin embargo existen numerosos parámetros incluidos en el Reglamento de los Títulos I, II y III de la Ley General de Aguas (D.S. N°261-69-AP, modificado por D.S. N°007-83-SA) que no son regulados por la normativa específica del sector y para los cuales se adoptan los estándares del Banco Mundial (BM).

TABLA III-1: ESTANDARES PARA VERTIDO DE EFLUENTES

Parámetro Estándar (mg/l) Fuente

Amoníaco 50 Banco Mundial DBO(5) 50 Banco Mundial

DQO 250 Banco Mundial Cianuros (total) 0,2 Banco Mundial

Flúor 20 Banco Mundial Grasas y aceites 10 Banco Mundial

pH 6 - 9 Banco Mundial Fenoles 0,5 Banco Mundial Sulfuros 1,0 Banco Mundial

Incremento de temperatura < 3°C Banco Mundial Cloro residual total 1 Banco Mundial

SST 50 Banco Mundial Arsénico 0,1 Banco Mundial

Bario 3,0 Banco Mundial Cadmio 0,1 Banco Mundial

Cromo +6 0,1 Banco Mundial Plomo 0,1 Banco Mundial

Mercurio 0,001 Banco Mundial Níquel 0,5 Banco Mundial Selenio 0,1 Banco Mundial Plata 0,5 Banco Mundial Zinc 2,0 Banco Mundial

Coliformes totales < 100 Banco Mundial

IV - ESTÁNDARES REQUERIDOS PARA RUIDOS

Se adoptan los estándares de Banco Mundial para ruidos. Se diferencian los ruidos transitorios de los permanentes como así también los diurnos de los nocturnos. Los valores requeridos se presentan en la Tabla IV-1. En la Tabla IV-2, se muestran los estándares de calidad ambiental de ruido establecidos por la legislación peruana.

Anexo 1-4 5

TABLA IV-1: ESTANDARES DE RUIDO

Ubicación Período Tipo Estándar Fuente Comunidades Nocturno Transitorio 40 dBA Antecedentes Comunidades Diurno Transitorio 55 dBA EPA

Próximo a comunidades Diurno Permanente máximo 55 dBA Banco Mundial

Zona influencia directa Diurno Permanente máximo 55 dBA Banco Mundial

Distancias mayores a 300 m. del sitio Diurno Permanente

máximo 55 dBA Banco Mundial

Distancias mayores a 300 m. del sitio Nocturno Permanente

máximo 45 dBA Banco Mundial

NOTAS Ruido permanente (steady noise): ruido que mantiene un nivel constante durante un tiempo determinado Ruido transitorio (transient noise): ruido momentáneo resultante de una fuente intermitente Zona de Influencia Directa: se entiende por la zona comprendida hasta 300 m. de la fuente emisora TABLA IV-2: DECRETO SUPREMO N° 085-2003-PCM (30/OCT/03) REGLAMENTO DE

ESTÁNDARES NACIONALES DE CALIDAD AMBIENTAL PARA RUIDO

Valores Expresados en Laeqt Zona de Aplicación

Horario Diurno Horario Nocturno Zona de Protección Especial 50 40

Zona Residencial 60 50 Zona Comercial 70 60 Zona Industrial 80 70

V - ESTÁNDARES ADOPTADOS PARA MANEJO DE RESIDUOS SÓLIDOS

Los Residuos Sólidos Inertes serán almacenados transitoriamente en Planta y periódicamente serán removidos, transportados y tratados a través de operadores debidamente inscriptos y autorizados fuera de la Planta. Se adjunta un listado de empresas que potencialmente podrán ofrecer este servicio.

Los Residuos Domésticos serán almacenados transitoriamente en Planta y periódicamente serán removidos, transportados y tratados a través de operadores debidamente inscriptos y autorizados fuera de la Planta. Se adjunta un listado de empresas que potencialmente podrán ofrecer este servicio.

El manejo de Residuos No Peligrosos se realizará a través de un almacenamiento transitorio en Planta y periódicamente serán removidos, transportados y tratados a través de operadores debidamente inscriptos y autorizados fuera de la Planta. Se adjunta un listado de empresas que potencialmente podrán ofrecer este servicio.

El manejo de Residuos Peligrosos se realizará a través de un almacenamiento transitorio en un sector especialmente adecuado para ello en Planta y periódicamente serán removidos, transportados y tratados a través de operadores debidamente inscriptos y autorizados fuera de la Planta. Se adjunta un listado de empresas que potencialmente podrán ofrecer este servicio.

Anexo 1-4 6

VI - REQUERIMIENTOS PARA LA PROTECCIÓN DE AGUAS SUBTERRÁNEAS

Se definen los siguientes puntos para proteger y/o minimizar la degradación de acuíferos (EPA-40CFR 131.12):

• Obtener información inicial a través del análisis de muestras de agua subterránea dura nte los trabajos de campo de la línea base;

• Instalar una red freatimétrica de monitoreo de calidad de agua subterránea en la Planta;

• Monitorear periódicamente la calidad del agua subterránea para contrastar con la línea base y/o los estándares adoptados.

En cuanto a los estándares adoptados para el Proyecto Pisco y dado que no se han establecido niveles guía y/o límites máximos para la calidad de agua subterránea a través de normativa local de Perú, se tomarán como estándares el menor valor entre los Niveles Guía de Calidad de Agua para Irrigación establecidos por Canadian Water Quality Guidelines for the Protection of Agricultural Water Uses (tiene como criterio para adoptar los estándares el actual y/o futuro uso del recurso, que en este caso corresponde a un uso con fines agrícolas) y los estándares establecidos por la normativa holandesa Dutch List. Estos estándares se incluyen en la Tabla VI-1.

TABLA VI-1: ESTANDARES DE CALIDAD DE AGUA SUBTERRÁNEA

Parámetro Estándar (mg/l) Normativa Fuente

Cianuro (total) 1,5 DL Grasas y aceites 0,050 DL

Fenoles 2 DL

Sólidos Disueltos Totales (Salinidad)

500 - 3500 CWQG

Arsénico 0,060 DL Bario 0,063 DL

Cadmio 0,006 DL Cobre 0,075 DL

Cromo +3 0,005 CWQG

Cromo +6 0,008 CWQG Plomo 0,075 DL

Mercurio 0,003 CWQG Níquel 0,075 DL Selenio 0,02-0,05 CWQG

Zinc 0,8 DL Coliformes fecales 100/100 ml CWQG Coliformes totales 1000/100 ml CWQG

NOTAS DL: Dutch List CWQG: Canadian Water Quality Guidelines for the Protection of Agricultural Water Uses

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