PROYECTO DE INFORMEen el territorio o jurisdicción de Capital Federal, sobre el lecho argentino del...
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1 ÍNDICE 1.- OBJETO DE AUDITORÍA ........................................................................................................ 3 2.- ALCANCE DEL EXAMEN....................................................................................................... 3 3. ACLARACIONES PREVIAS ..................................................................................................... 6 3.1. Marco Legal .................................................................................................................... 6 3.1.1. Marco Jurídico de los Hidrocarburos ....................................................................... 6 3.1.2. Marco Jurídico de ENARSA.................................................................................... 8 3.1.3. Marco Jurídico. Soberanía Hidrocarburífera.......................................................... 10 3.1.4 Marco Jurídico Ambiental....................................................................................... 11 3.2. Marco Institucional ....................................................................................................... 12 3.2.1. Organización Institucional ..................................................................................... 14 3.2.2. Mapa de Actores. Articulación interinstitucional .................................................. 15 3.3. Acuerdos para exploración y explotación offshore. ...................................................... 18 3.3.1. Actividades Off-shore ............................................................................................ 21 3.3.2. Áreas Off Shore Operadas ..................................................................................... 22 3.3.3. Acuerdo entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina para exploración y/o explotación de áreas petrolíferas .................................................... 24 3.3.4. Programa Argentino de Sísmica de ENARSA....................................................... 27 3.5. Banco Integral de Datos de Hidrocarburos ................................................................... 29 3.6. Gestión Ambiental ........................................................................................................ 35 4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES ................................................................................. 43 5. ANÁLISIS A LA VISTA .......................................................................................................... 47 6. RECOMENDACIONES ............................................................................................................ 47 7. CONCLUSIÓN .......................................................................................................................... 49 8. LUGAR Y FECHA .................................................................................................................... 51 9. FIRMA ....................................................................................................................................... 51 Anexo I. Marco Legal .................................................................................................................... 52 Anexo II. Documentación Analizada ............................................................................................. 59 Anexo III. Composición Accionaria .............................................................................................. 74 Anexo IV. Marco Institucional ..................................................................................................... 75 Anexo V. Mapa de Actores ............................................................................................................ 84 Anexo VI. Áreas Protegidas......................................................................................................... 108
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ÍNDICE 1.- OBJETO DE AUDITORÍA........................................................................................................3
2.- ALCANCE DEL EXAMEN.......................................................................................................3
3. ACLARACIONES PREVIAS .....................................................................................................6
3.1. Marco Legal .................................................................................................................... 6
3.1.1. Marco Jurídico de los Hidrocarburos....................................................................... 6
3.1.2. Marco Jurídico de ENARSA.................................................................................... 8
3.1.3. Marco Jurídico. Soberanía Hidrocarburífera.......................................................... 10
3.1.4 Marco Jurídico Ambiental....................................................................................... 11
3.2. Marco Institucional ....................................................................................................... 12
3.2.1. Organización Institucional ..................................................................................... 14
3.2.2. Mapa de Actores. Articulación interinstitucional .................................................. 15
3.3. Acuerdos para exploración y explotación offshore. ...................................................... 18
3.3.1. Actividades Off-shore ............................................................................................ 21
3.3.2. Áreas Off Shore Operadas ..................................................................................... 22
3.3.3. Acuerdo entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina para exploración y/o explotación de áreas petrolíferas .................................................... 24
3.3.4. Programa Argentino de Sísmica de ENARSA....................................................... 27
3.5. Banco Integral de Datos de Hidrocarburos ................................................................... 29
3.6. Gestión Ambiental ........................................................................................................ 35
4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES.................................................................................43
5. ANÁLISIS A LA VISTA ..........................................................................................................47
6. RECOMENDACIONES............................................................................................................47
7. CONCLUSIÓN..........................................................................................................................49
8. LUGAR Y FECHA....................................................................................................................51
9. FIRMA .......................................................................................................................................51
Anexo I. Marco Legal ....................................................................................................................52
Anexo II. Documentación Analizada.............................................................................................59
Anexo III. Composición Accionaria ..............................................................................................74
Anexo IV. Marco Institucional .....................................................................................................75
Anexo V. Mapa de Actores............................................................................................................84
Anexo VI. Áreas Protegidas.........................................................................................................108
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Anexo VII. Plataforma Continental Argentina ............................................................................119
Anexo VIII. Cuencas Petrolíferas ................................................................................................135
Las cuencas petrolíferas en Argentina ............................................................................... 135
Reservas de Petróleo en la Argentina por Cuenca ............................................................. 140
Estadísticas de Argentina ................................................................................................... 141
Anexo IX. Bloques Exploratorios ................................................................................................149
Anexo X. Contratos de UTEs ......................................................................................................152
A. Contratos de UTEs ........................................................................................................ 152
B. ÁreasOff Shore Operadas.............................................................................................. 162
Anexo XI. ENARSA-PDVSA .....................................................................................................167
Anexo XII. Sísmica 2D................................................................................................................170
Anexo XIII. Descargo del Organismo .........................................................................................171
Anexo XIV. Análisis del descargo...............................................................................................183
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INFORME DE AUDITORIA
Al señor Presidente de
Energía Argentina S.A.
WALTER FAGYAS
En uso de las facultades conferidas por el artículo 85 de la Constitución Nacional y
118 de la Ley N° 24.156, la AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN realizó un examen
en áreas de la Sociedad Anónima Estatal creada por ley 25.943.
1.- OBJETO DE AUDITORÍA
Gestión ambiental respecto de la exploración y explotación de hidrocarburos “offshore”-
Plataformas Petroleras.
Período auditado: 2009-2012.
2.- ALCANCE DEL EXAMEN
El examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa de la
AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN, aprobadas por la Resolución Nº 145/93, dictada
en virtud de las facultades conferidas por el artículo 85 de la Constitución Nacional y el
artículo 119, inciso d, de la Ley N° 24.156, habiéndose practicado los siguientes
procedimientos para obtener las evidencias necesarias:
A. Relevamiento y análisis de la siguiente documentación:
Informes AGN aprobados porResolución AGN N°210/10, Resolución AGN N°09/11
y Resolución AGN N°161/12.
Informe de situación Empresaria del Año 2010 ENARSA PDVSA.
Documentación legal y normativa.
Examen del organigrama y cumplimiento de las responsabilidades primarias, acciones
y funciones de las áreas.
Vista del libro de Actas del Directorio.
Documentación requerida respecto a las áreas bajo auditoría.
4
Documentación específica sobre exploración y explotación hidrocarburífera:
“Aspectos Técnicos, Estratégicos y Económicos de la Exploración y Producción de
Hidrocarburos”- Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Bs. As. Abril
de 2013.
Documentación específica sobre la Plataforma Continental Argentina:
Resumen Ejecutivo: Presentación Argentina ante la Comisión de Límites de la
Plataforma Continental-(Comisión Nacional del Limite Exterior de la Plataforma)
COPLA, Bs. As. Mayo 2010.
Atlas de Sensibilidad Ambiental de la Costa y el Mar Argentino - Proyecto
"Prevención de la Contaminación Costera y Gestión de la Diversidad Biológica
Marina" GTRA- Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación.
MECON- Bibliotecas Técnicas: Obras Públicas, Transporte y Energía.
“Tierra del Fuego” Revista Petroquímica 2011. Ref. AR-AHA: H 662 1 a. Año 29
N° 272. Págs. 64/68.
“América” Revista Petroquímica 2011. Ref. AR-AHA: H 662 1 a. Año 29 N° 271.
Págs. 100/104.
“Grupo VAPA SA. El Estado… Exploración off-shore” Todo Energías 2008. Ref.
AR-AHA: BTT Caja 5 2008.
“Información Marítima: importante convenio para aplicación de tecnologías off-
shore” suscripto por AFNE con Tecnomare de Italia. Consultor 1986. Ref. AR-
AHA: BTT H 109. Año 12 N° 62.
“La Exploración de la Plataforma Continental” Ref. AR-AHA: BTE D 620. 9 221.
N° 2. V. 2.
B. Visita de Campo
Visita a la sede de la Base de Datos Integral de Hidrocarburos operada por REMASA.
C. Entrevistas
Entrevistas con los funcionarios de las siguientes áreas de ENARSA:
Departamento Coordinación Calidad, Ambiente y Seguridad.
5
Departamento de Calidad, Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional (ex
Departamento Coordinación Calidad, Ambiente y Seguridad).
Gerencia de Petróleo.
Gerencia de Exploración y Producción (ex Gerencia de Petróleo).
Gerencia de Base de Datos de Hidrocarburos.
Auditoria Interna.
Secretaria de Directorio (Legales).
Entrevistas con los funcionarios de la Secretaria de Energía:
Director de Exploración, Producción y Transporte de Hidrocarburos. Subsecretaria
de Combustibles.
Equipo de trabajo de la Dirección de Exploración, Producción y Transporte de
Hidrocarburos.
Entrevista con el Director Académico- Carrera de Especialización en Estructura Jurídico
Económica de la Regulación Energética del Centro de Estudios de la Actividad
Regulatoria Energética -UBA-ENRE-ENARGAS.
Consultas a organismos oficiales con competencia técnica en la temática objeto de
auditoria:
Organización de Naciones Unidas (ONU)- Comisión de Límites de la Plataforma
Continental (Comission of the Limits of Continental Shelf). Subcomité de la
Plataforma Continental.
Secretaria de Energía- Dirección de Exploración, Producción y Transporte de
Hidrocarburos.
Prefectura Naval Argentina- Dirección de Protección Ambiental.
Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable- Grupo de Trabajo de Recursos
Acuáticos.
Ministerio de Defensa- Secretaria de Planeamiento- Servicio de Hidrografía Naval.
Ministerio de Economía (MECON), Ministerio de Relaciones Exteriores y Culto
(MRECIyC) y Ministerio de Defensa (MD): COPLA: Comisión Nacional del Limite
Exterior de la Plataforma.
Administración Nacional de Parques Nacionales- Dirección de Conservación.
6
CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética -UBA-ENRE-
ENARGAS).
IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y del Gas).
D. Herramientas de Auditoria
El equipo elaboró las matrices de normativa ambiental aplicables a la actividad de objeto
de auditoria.
En el presente examen se consideraron los lineamientos de las Guías INTOSAI – WGEA:
Orientación para la Ejecución de Auditorías de Actividades con una
Perspectiva Medioambiental (2001).
Auditoría Ambiental y Auditoria de la Regularidad (2004).
Evolución y Tendencias en Auditorías Ambientales (2007).
Auditando la Biodiversidad: Guía para Entidades Fiscalizadoras Superiores
(2007).
Las tareas de auditoría se desarrollaron entre febrero y agosto de 2013.
3. ACLARACIONES PREVIAS
3.1. Marco Legal
3.1.1. Marco Jurídico de los Hidrocarburos
La Ley Nº 17.3191, dictada en el año 1967, regula la actividad hidrocarburífera en todo el
territorio nacional disponiendo en su art. 1º que “los yacimientos de hidrocarburos líquidos y
gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental,
pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional”. En su art. 97,
designa como autoridad de aplicación a la Secretaría de Estado de Energía de la Nación
(SEN).
1 Publicada en el B.O en fecha 30.06.1967
7
Este principio general fue luego modificado con la sanción de la Ley Nº 24.1452 de
“Federalización de Hidrocarburos” que transfiere el dominio público de los yacimientos, hasta
ese momento de propiedad del Estado Nacional, a las Provincias en cuyos territorios se
encuentren. Las Provincias poseen el dominio originario de los recursos naturales que se
encuentren en su territorio, incluidos los que se hallen en el mar adyacente hasta una distancia
de 12 millas marinas y que pertenecen al Estado Nacional los yacimientos que se encontraren
en el territorio o jurisdicción de Capital Federal, sobre el lecho argentino del Río de la Plata y
los que se hallaren a partir del límite exterior del mar territorial, en la plataforma continental o
bien hasta una distancia de 200 millas marinas.
Posteriormente, con la reforma constitucional del año 1994, en su art. 124, se reconoció el
dominio originario de las Provincias sobre los recursos que existan en el territorio de las
mismas.
La llamada “Ley Corta” (Ley Nº 26.1973) sancionada en el año 2007, sustituye el art. 1 de la
Ley Nº 17.319 “los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el
territorio de la República Argentina y en su Plataforma Continental pertenecen al patrimonio
inalienable e imprescriptible del Estado Nacional o de las Provincias, según el ámbito
territorial en que se encuentren”.
Los yacimientos ubicados a partir de las doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de
base establecidas por la Ley Nº 23.9684 y hasta el límite exterior de la Plataforma
Continental5, pertenecen al Estado Nacional, y pertenecen a las Provincias las que se
encuentren en sus territorios, incluyendo los ubicados en el mar adyacente a sus costas hasta
una distancia de doce (12) millas marinas.
2 Publicada en el B.O. en fecha 06.11.1992. 3 Publicada en el B.O. en fecha 05.01.2007. 4 Publicada en el B.O. en fecha 05.01.2007. 5 Ver Anexo VIII. Plataforma Continental Argentina.
8
A parir de la sanción de la Ley N° 26.197, las Provincias asumen en forma plena el ejercicio
del dominio originario y la administración sobre los yacimientos que se encuentren en sus
respectivos territorios y el lecho subsuelo del mar territorial del que fueren ribereñas,
quedando transferidos de pleno derecho todos los permisos de exploración y concesiones de
explotación otorgados por el Estado Nacional sobre aquéllos.
El Estado Nacional es autoridad de aplicación de los permisos y concesiones de áreas y
yacimientos ubicados luego de las doce (12) millas marinas y hasta el límite externo de la
plataforma continental.
En el art. 5 se establece que el Estado Nacional y las provincias productoras llevarán a cabo
las acciones tendientes a lograr un Acuerdo de Transferencia de Información Petrolera.
Para mayor detalle, ver Anexo I. Marco Legal.
3.1.2. Marco Jurídico de ENARSA
Con fecha 20 de octubre de 2004, el Congreso de la Nación sancionó la Ley N° 25.9436 en
virtud de la cual se creó a Energía Argentina Sociedad Anónima S.A. (“ENARSA”).
Esta ley, promulgada por el Decreto Nº 1529/20047, constituye un instrumento diseñado para
el logro de objetivos compatibles con el marco legal imperante a fin de definir objetivos,
funciones, recursos humanos y materiales como las normas de evaluación y control, hincapié
en los aspectos ambientales hoy determinantes.
El art. 1° establece que ENARSA se crea “bajo el régimen del Cap. II, Sección V, de la Ley
19.550 (t.o. 1984) y sus modificatorias”, es decir la Ley de Sociedades Comerciales.
6Publicada en el B.O. en fecha 03.11.2004 7Publicado en el B.O. en fecha 03.11.2004
9
En lo que respecta al funcionamiento interno de ENARSA, el Decreto Nº 1692/20048,
aprueba el estatuto social de la empresa.
A la empresa ENARSA, de acuerdo al catálogo de cuentas del clasificador institucional le
corresponde la denominación 1.2.5.56.00.510 como empresa del Estado, Sociedad Anónima
(Resolución Nº 24/20119 de la Secretaria de Hacienda de PRESUPUESTO donde consta la
Clasificación Institucional para el Sector Público Nacional).
El art. 1° de la Ley N° 25.943 define el objeto de ENARSA como el siguiente: “llevar a cabo
por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, exploración y explotación
de los Yacimientos de Hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos, el transporte, el
almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus
derivados directos e indirectos, así como de la prestación del servicio público de transporte y
distribución de gas natural, a cuyo efecto podrá elaborarlos, procesarlos, refinarlos,
comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos, o exportarlos y realizar cualquier otra
operación complementaria de su actividad industrial y comercial o que resulte necesaria
para facilitar la consecución de su objeto. Asimismo, la Sociedad podrá por sí, por
intermedio de terceros o asociada a terceros, generar, transportar, distribuir y comercializar
energía eléctrica. La Sociedad podrá realizar actividades de comercio vinculadas con bienes
energéticos y desarrollar cualquiera de las actividades previstas en su objeto, tanto en el país
como en el extranjero”.
Asimismo, el art. 2 dispone que ENARSA “tendrá la titularidad de los permisos de
exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas
nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones a la fecha de entrada
en vigencia de la presente ley. En los procesos de asociación que realice deberá observar
mecanismos de transparencia y competencia que respeten lo establecido en la ley de
hidrocarburos”.
8Publicado en el B.O. en fecha 02.12.2004 9Publicada en el B.O. en fecha 16.02.2011
10
Con fecha 11 de octubre de 2006, el Congreso de la Nación sanciona la Ley Nº 26.15410 que
crea un régimen promocional para la exploración y explotación de hidrocarburos aplicable en
las Provincias y Plataforma Continental.
Por último, con fecha 16 de marzo de 2011, el Congreso de la Nación sancionó la Ley Nº
26.65911que establece condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la
Plataforma Continental Argentina.
Para mayor detalle, ver Anexo I. Marco Legal.
3.1.3. Marco Jurídico. Soberanía Hidrocarburífera
Con fecha 3 de mayo de 2012, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº 26.74112,
reglamentada por el Decreto Nº 1277/12, que en su art. 1º declara “de interés público
nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del
autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el
desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la
competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable
de las provincias y regiones”.
En su art. 3 establece como principios de la política hidrocarburífera de la República
Argentina los siguientes:
a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e
incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y
regiones; b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su
explotación y la restitución de reservas; c) La integración del capital público y privado,
10 Publicada en el B.O. en fecha 01.11.06 11 Publicada en el B.O. en fecha 13.04.11 12 Publicada en el B.O. en fecha 07.05.2012
11
nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de
hidrocarburos convencionales y no convencionales; d) La maximización de las inversiones y
de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto,
mediano y largo plazo; e) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión
que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese
objeto; f) La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos
con alto valor agregado; g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados
con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos y h) La obtención
de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos,
garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación
para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
En su art. 4 crea el Consejo Federal de Hidrocarburos, cuyas funciones serán (i) promover la
actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales, a fin de garantizar el
cumplimiento de los objetivos de la presente y(ii)expedirse sobre toda otra cuestión vinculada
al cumplimiento de los objetivos de la presente ley y a la fijación de la política
hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su
consideración.
Para mayor detalle, ver Anexo I. Marco Legal.
3.1.4 Marco Jurídico Ambiental
Con fecha 06 de noviembre de 2002, el Congreso de la Nación sancionó la Ley Nº 25.675 que
establece los principios de política ambiental aplicables en todo el territorio del país. A su vez,
define los presupuestos mínimos de protección ambiental ciudadana, contiene disposición
sobre el ordenamiento ambiental, evaluación de impacto ambiental, información de impacto
ambiental y participación ciudadana. Por otra parte, establece la obligación para quien realice
actividades riesgosas de contratar un seguro de cobertura por el daño ambiental. Por último,
12
define el daño ambiental estableciendo la obligación de su recomposición y el régimen de
responsabilidades.
Por su parte, la Secretaría de Energía de la Nación, autoridad de aplicación en materia off
shore, ha dictado una serie de resoluciones, entre las cuales cabe destacar: (i) Resolución N°
5/1996 que regula los procedimientos para el abandono de pozos de hidrocarburos; (ii)
Resolución N° 24/2004 que aprueba las normas para la presentación de informes de
incidentes ambientales y iii)Resolución N° 25/2004 que contiene las normas para la
presentación de estudios ambientales y monitoreo de obras y tareas correspondientes a los
permisos de exploración y explotación de hidrocarburos.Para mayor detalle, ver Anexo I.
Marco Legal.
3.2. Marco Institucional
Conforme el Estatuto Social de ENARSA, su composición accionaria es la siguiente:
Las acciones ordinarias clase A, cuya titularidad corresponde al Estado Nacional,
representan, como mínimo el cincuenta y tres por ciento (53%) del capital social;
Las acciones ordinarias escriturales clase B y C representan hasta el doce por ciento
(12%) del capital social y su titularidad corresponde al Estado Nacional, quien las
transferirá a la provincias;
Las acciones preferidas patrimoniales clase D, sin derecho a voto, representan un total
del treinta y cinco por ciento (35%) del capital social (autoriza la oferta pública de esta
clase de Acciones).
Lasacciones ordinarias clase E, sin dividendo preferencial ni prelación en el reembolso
en caso de liquidación, sin derecho de voto y sin oferta pública.
13
En el Anexo III. Composición Accionaria se encuentra detallada la composición accionaria
de ENARSA.
El siguiente cuadro expone las provincias con títulos de acciones "Clase B y Clase C" y las
provincias donde se explota petróleo:
Pcias. con Acciones "Clase B y Clase C" de ENARSA13 Pcias. donde se explota petróleo14
Chubut; Formosa; La Pampa; Buenos Aires; Jujuy; San Juan; Santa Cruz; Tierra del Fuego; Chaco ; Mendoza; Corrientes; Córdoba; Santiago del Estero; Rio Negro
Chubut; Formosa; Jujuy; La Pampa; Mendoza; Neuquén; Rio Negro; Salta; Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Fuente: ENARSA y OFEPHI
Desde su creación, ENARSA ha sido concebida15: “… como una herramienta fundamental
para implementar la política energética del Estado Nacional, ENARSA se propuso:
Colaborar en el suministro de energía, atendiendo a las necesidades de crecimiento
del país y al bienestar de todos sus ciudadanos.
Promover el desarrollo de la industria nacional.
Generar valor para los accionistas.
Participar en actividades de integración energética regional para impulsar el
crecimiento del cono sur.
ENARSA tiene las siguientes unidades de negocio: Energía Eléctrica, Gas Natural, Petróleo y
Energías Renovables.
13Consulta a Auditoria Interna de ENARSA de fecha 12/09/2013. 14OFEPHI. http://www.ofephi.com.ar/index.php 15 Informe de Gestión del año 2011 de ENARSA
14
En la página web de la empresa se informa que: “ENARSA lleva adelante estudios técnicos,
económico financieros y legales tendientes a viabilizar inversiones en el sector eléctrico de la
República Argentina en el marco de las pautas establecidas por el Gobierno Nacional y la
regulación vigente, cuidando especialmente de lograr el diseño de mecanismos de participación
público-privada que permitan la obtención de financiamiento interno y/o externo.”
Las compañías en las que ENARSA se encuentra asociada son: ENARSA servicios, Vientos de
la Patagonia, ENARSA PDV S. A. y ENARSA Aeropuertos.
3.2.1. Organización Institucional
Durante el periodo de auditoria estuvieron vigentes dos Organigramas:
1. ENARSA ratificó por Acta de Directorio N° 91/08 una estructura organizativa y aprobó
el documento Estructura Orgánica – Manual de Funciones. La estructura organizativa
ratificada correspondía a una organización que se estructuró de hecho, ya que el
organigrama aprobado por Acta de Directorio N° 1/05 en la práctica nunca fue
implementado16.
Por Acta de Directorio del día 27 de noviembre de 2009 se aprueba porunanimidad la
incorporación a la Estructura Orgánica de unComité de Ambiente y una Coordinación
de Ambiente y Seguridad.
2. ENARSA aprueba porActa de Directorio N° 239/12unOrganigrama yunManual de
Misiones y Funciones. Cabe aclarar que el Manual con las modificaciones de la Comisión
Fiscalizadora, fue aprobado en un acto posterior (Acta de Directorio N° 249/13).
En 2013, ENARSA, aprueba:
16Informe AGN Nº 210/10
15
1. PorActa de Directorio N° 249/13elOrganigrama y Manual de Misiones y Funciones
hasta nivel de Gerencia, enero de 2013.
2. PorActa de Directorio N° 266/13 el Organigrama y Manual de Misiones y Funciones,
julio de 2013.En la página web de ENARSA se publica el nuevo organigrama17.
En el Anexo IV. Marco Institucional se muestran los organigramas y manuales de misiones
y funciones vinculados al periodo de auditoria.
Las funciones de las áreas de interés para esta auditoria18: Comité Ambiental y Coordinación
de Ambiente y Seguridad se mencionan en el apartado de 3.5 Gestión Ambiental.
3.2.2. Mapa de Actores. Articulación interinstitucional
La Plataforma Continental Argentina, donde se realiza la exploración y exploración petrolera
en la modalidad off shore, es un ámbito donde está implicado un conjunto de actores
gubernamentales y no gubernamentales con distintos grados de competencia e intervención, a
saber:
17http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/who-we-are . 18 Según Manual CAS
16
Fuente: Elaborado por el equipo de auditoria-Dpto. de control de Gestion Ambiental – AGN-2013
Secretaria de Energía (SE): es la autoridad de aplicación de la ley 1731919.
Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SAyDS): es la autoridad de aplicación
de la Lay General del Ambiente 25675. Además, en la Subsecretaría de Planificación y
Política Ambiental funcionan el Grupo de Trabajo de Áreas Protegidas, Grupo de Trabajo de
Recursos Acuáticos (GTRA) y Grupo de Trabajo sobre Conservación de la Biodiversidad. El
GTRA ha elaborado documentos sobre contaminación costera y gestión de la diversidad
biológica marina20y unmapa de sensibilidad ambiental en la Plataforma Continental
Argentina, entre otros.
Prefectura Naval Argentina (PNA): es la autoridad marítima nacional en materia de
prevención de contaminación por hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, se
detallan en el Anexo V. Mapa de Actores.
19 Publicada en el B.O en fecha 30.06.1967 20Proyecto Prevención de la Contaminación Costera y Gestión de la Diversidad Biológica Marina
17
Servicio de Hidrografía Naval (SHN): presta el servicio público de seguridad náutica
mediante levantamientos hidrográficos y estudios técnicos orientados al mejor conocimiento
del ámbito marítimo21.
Administración de Parques Nacionales (APN): autoridad de aplicación de las áreas
protegidasen la Plataforma Continental Argentina (Parque Interjurisdiccional Marino-Costero
Patagonia Austral, Parque Interjurisdiccional Marino Makenke, Parque Interjurisdiccional
Marino Isla Pingüino, Área Marina Protegida Namuncurá - Banco Burdwood, Parque
nacional Monte León, Reserva Natural Militar Punta Buenos Aires, Parque Nacional Campos
del Tuyúy Monumento Natural BallenaFranca Austral).
Sistema Federal de Áreas Protegidas (SIFAP): integra a las zonas de ecosistemas
continentales (terrestres o acuáticos) o costeros/ marinos, con límites definidos y bajo algún
tipo de protección legal, nacional o provincial, respecto de la conservación del ecosistema,
que las autoridades competentes de las diferentes jurisdicciones inscriban voluntariamente en
el mismo.
En el Anexo VI. Áreas Protegidas se detallan las áreas protegidas nacionales y provinciales.
Provincias con frente marítimo y legislación propia con respecto a hidrocarburos.
Operadores Privados asociados mediante UTEs a ENARSA para las actividades de
exploración y explotación del recurso petrolero.
21http://www.hidro.gov.ar/
18
Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas (CPCE del PNIH) en la órbita de la Secretaría de Política Económica y
Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
Subsecretaria de Pesca y Acuicultura: dicta normativa que regula la explotación del recurso
pesquero y su desarrollo sustentable en Plataforma Continental Argentina (establece mediante
resoluciones las áreas de veda).
Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA): elaboró
la propuesta definitiva del límite exterior de la Plataforma Continental Argentina. En el
Anexo VII.Plataforma Continental Argentina se especifican detalles.
Consejos Federales: COFEMA (Consejo Federal de Medio Ambiente), CFP (Consejo
Federal de Pesca) y OFEPHI (Organización Federal de Estados Productores de
Hidrocarburos).
En el Anexo V. Mapa de Actores se da mayor detalle de los organismos mencionados.
El equipo de auditoria ha solicitado colaboración para el abordaje de la temática de la
auditoria a SE, SEyDS, PNA, Servicio de Hidrografía Naval y APN.
3.3. Acuerdos para exploración y explotación offshore.
La matriz energética primaria en Argentina está constituida fundamentalmente por los
hidrocarburos. Del total de la energía que se consume, el 90% proviene de éstos, situación
19
equiparable a la matriz energética mundial, donde los combustibles fósiles representan más
del 80%, siendo también el petróleo y el gas los más utilizados22 .
Fuente: Las cifras del Petróleo y del Gas -50 años de Petrotecnia. IAPG
En Argentina la exploración y explotación de petróleo comprende:
Áreas en Argentina Costa Adentro (“Onshore”): áreas continentales.
Áreas en Argentina Costa Afuera (“Offshore”): áreas en la Plataforma Continental
Argentina.
En el Anexo VIII. CuencasPetrolíferas se detallan las reservas de petróleo en Argentina por
Cuenca y las estadísticas del país con respecto a exploración y explotación petrolera.
La ley de creación de ENARSA otorga a la empresa la titularidad de los permisos de
Exploración y Concesiones de Explotación de todos los bloques ubicados en la Plataforma
Continental Argentina (Off Shore) que no estuvieran adjudicados a la fecha de su creación
(art.2). Estos bloques se distribuyen en las cuencas sedimentarias del Salado, del Colorado, de
Rawson, Península Valdés, San Jorge, San Julián, Malvinas, Austral, Argentina y costa
afuera.
En la página web de ENARSA se publica: “La estrategia de puesta en valor de dichos
recursos consistió y consiste básicamente en generar, difundir y comercializar información
22Las cifras del Petróleo y del Gas -50 años de Petrotecnia. IAPG
20
de la Plataforma Continental Argentina, y atraer consecuentemente inversiones de riesgo, en
asociación estratégica con ENARSA"23.
Según el atlas de Sensibilidad ambiental de la SAyDS24:
“En la Argentina existen veinticuatro cuencas sedimentarias y las cinco productivas son tan
solo el 22% de la superficie total. En tanto, las no productivas, que abarcan el 78% restante,
tuvieron cierta actividad exploratoria pero se califican como subexploradas y, varias de
ellas, como inexploradas. Más aún, de ese 22% correspondiente a las cuencas productivas
más conocidas falta explorar aproximadamente la mitad y, en profundidad, falta investigar
un 30% de los horizontes productivos probables, con lo cual el porcentaje real explorado
sobre el total del país está entre un 7 y 8%.
De las cinco cuencas sedimentarias dondehasta ahora la industria trabajó sostenidamente y
produjo reservas, la Cuenca del Golfo San Jorge lleva cerca de cien años en explotación y la
más joven, la Cuenca Austral, cerca de cincuenta, ya que su primer pozo se perforó en 1949.
Ello indica que las posibilidades de encontrar más reservas son altas. En los 1.023.000 km2
de las cuencas off-shore de la Argentina se perforaron desde 1969 hasta 2005 unos 150, la
mayor parte de ellos en la Cuenca Austral, donde se encuentran los únicos yacimientos en
producción operados por Total Austral y Sipetrol.
Este escenario sugiere que en la actualidad el riesgo de perturbación y contaminación de las
comunidades marinas por efectos de la actividad petrolera (prospección, explotación, tráfico)
es moderado.
La exploración de mediano y bajo riesgo en cuencas productoras es la que más se realizó en
el país en los últimos años, siendo prácticamente nula en las cuencas de alto y muy alto
23http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/petroleo/132-actividades-off-shore 24Atlas de Sensibilidad Ambiental de la Costa y el Mar Argentino - Proyecto "Prevención de la Contaminación Costera y Gestión de la Diversidad Biológica Marina" GTRA- Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación.
21
riesgo. En las cuencas productivas las áreas de bajo riesgo representan el 3%, las de
mediano riesgo el 6% y las de alto riesgo el 23%. En cuanto a las cuencas sin producción, el
68% es de muy alto riesgo. Las cuencas hoy improductivas, en áreas de alto y muy alto
riesgo, tienen en general un nivel de conocimiento geológico muy bajo y, por ende, requieren
de fuertes inversiones para dilucidar su potencial petrolero.”
3.3.1. Actividades Off-shore
En el Anexo IX. Bloques Exploratorios se muestra un mapa proporcionado por la Gerencia
de Exploración y Producción de ENARSA (ex Gerencia de Petróleo) donde se detallan todas
las áreas de la Plataforma Continental Argentina y se identifican las siguientes áreas offshore:
Áreas off shore a licitar.
Áreasoffshore operadas.
Áreasoffshore proyectadas.
Del mapa surge que ENARSA tiene 33 áreas off shore para licitar, 3 áreas operadas y 2 áreas
proyectadas. Las áreas operadas son identificadas como E-1, E-2 y E-3 y las áreas
proyectadas son las denominadas “Salmon” y “Calamar”.
Con respecto a las “áreas a licitar”, ENARSA no ha puesto a disposición del equipo de
auditoria soporte documental que de constancia de la evaluación y selección de las 33 áreas
mencionadas en el mapa como “áreas a licitar”, el grado de avance del proceso licitatorio y si
la o las mencionadas licitaciones forman parte de un plan de inversión o estratégico, que
postule metas, objetivos y plazo.
Con respecto a las áreas proyectadas, se refieren en el apartado 3.4.2. del presente informe.
22
3.3.2. Áreas Off Shore Operadas
De conformidad con la Ley N° 25.943, ENARSA tiene “la titularidad de los permisos de
exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas
nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones”.
Así, a partir de la sanción de la mencionada ley (año 2004) y tal como lo muestra el cuadro a
continuación, ENARSA ha suscriptodiferentes UTES tendientes a lograr la explotación
hidrocarburífera de las áreas off shore que les fueron concedidas.
ÁREA CUENCA PARTICIPACIÓN DEENARSA25
OPERADOR SOCIO
E-1 Colorado Marina 35% YPF S.A. YPF S.A., Petrobras, Petrouruguay
E-2 Austral Marina 33,33% Enap -Sipetrol ENAP Sipetrol, YPF S.A. E-3 Colorado Marina 35% Petrobras Petrobras, YPF SA
La ubicación geográfica de las Áreas E-1, E-2 y E-3 se observa en el Anexo IX. Bloques
Exploratorios.
Previo a la firma del Contrato de UTE se convienen dos instrumentos: Acta Acuerdo y
Convenio de Asociación.
Área Acta Acuerdo Convenio de Asociación UTE E-1 11 de enero de 2006 12 de abril de 2006 29 de febrero del 2008 E-2 7 de febrero de 2006 25 de septiembre de 2006 31 de marzo del 2008 E-3 12 de septiembre 2006 21 de noviembre de 2006 -
Para el Área E-3 el equipo de auditoria solo tuvo acceso al Convenio de Adhesión.
En los apartados 1.15 de “Información Confidencial o Información” de los Convenios de
Asociación se especifica respecto de la confidencialidad de la información generada de las
Áreas E-1 y E-2. En el Anexo X. UTE se detalla la cláusula de referencia.
25Porcentaje de participación: significa los porcentajes de participación del total de los derechos, títulos, privilegios, beneficios y obligaciones sobre el área en los que participan las Partes conforme se detalla en el art. 6 de los Contratos de UTE.
23
Según los Contratos de UTE: “Durante la etapa de exploración, las Partes (excluida
ENARSA) son las que asumirán los costos requeridos por el operador para el desarrollo de
las operaciones. Es decir, las Partes (excluida ENARSA) cargarán con los costos incluyendo
lo que le correspondería a ENARSA en virtud de su participación (modalidad Carry)”.
Conforme el art. 5 de los Convenios de Asociación, “si el resultado de la exploración fuera
negativo, ENARSA quedará eximida de reintegrar los gastos efectuados por las demás partes.
Si el resultado fuera positivo, ENARSA reintegrará a las demás partes, su contribución
mediante pagos en efectivos o en hidrocarburos provenientes del área”.
Para mayor detalle remitirse al Anexo X. UTE.
El equipo de auditoria ha realizado un inventario y triangulación de los documentos técnicos
entregados por ENARSA para las áreas E-1, E-2 y E-3; los Informes de Gestión de los años
2009, 2010 y 2011 y la información recibida de la Secretaria de Energía, en el Anexo II.
Lista de Documentos se menciona la documentación.
Con motivo y en ocasión de la presente auditoria el Gerente del Área de Operaciones de
Hidrocarburos de ENARSA envió notas (Notas ENARSA PETR Nº 35,36, 37, 38, 39 y 40 de
2013) a los operadores (YPF, ENAP SIPETROL y PETROBRAS) solicitando y reiterando
información requerida por la AGN. En la Nota ENARSA Nº 67 /2013, dirigida a la AGN, en
referencia a la actuación Nº 654/2012, que dio origen a esta auditoría, ENARSA manifiesta:
“respecto de documentación solicitada de áreas off shore y aún pendiente de entrega, se hace
saber que en reiteradas ocasiones se ha solicitado al Operador el envío de la
documentación…, no habiendo tenido respuesta, situación que ya ha sido puesta de
manifiesto a nuestros asesores legales a los efectos que se estimen corresponder.”
A continuación se muestra un resumen de las actividades desarrolladas en los últimos años:
24
ÁREA 2007 2008 2009 2010 2011 ACTUALIDAD
E-1 Registro de 2000 km de sísmica 3D
Se completó procesamiento e interpretación de sísmica
3D. Propuesta de perforación de un pozo
exploratorio.
Sin Actividad
Sin Actividad
Definición de prospectos exploratorios para
perforar un pozo. NO PERFORÓ AÚN
E-2 Estudio geológico para perforación de pozos exploratorios
Se contrató “Jack up” para la perforación
de pozos HELIX
Se perforan 3 pozos en el área HELIX
Se abandona Proyecto HELIX
Se revierte 50% del
área26
Confección de Informes de MENSURA Y
PROTOCOLIZACIÓN EN NACIÓN y PROVINCIA
E-3 Compromiso de trabajos de
aerogravimetría- magnetometría
Fin de campaña de
registración de gravimetría y magnetome-
tría 7.500 km.
Se completó el procesamiento e
interpretación de la información adquirida
Sin Actividad
Sin Actividad NO SE REALIZÓ
Fuente: datos de la presentación de ENARSA en el VII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos. Fecha 05-04-2013
En el Anexo X. UTEs, apartado B. Áreas Offshore Operadas se da un mayor detalle de las
actividades realizadas por los operadores para las áreas E-1, E-2 y E-3.
Con respecto al área E-2, cabe mencionar que ENARSA informa que con fecha agosto 2011,
presenta el Informe de Protocolización sobre Mensura en la Secretaría de Energía de la
Nación y en el Instituto de Energía de la Provincia de Santa Cruz.
3.3.3. Acuerdo entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina
para exploración y/o explotación de áreas petrolíferas
El Memorando de Entendimiento suscripto por ambos países en noviembre de 2005 estableció
las pautas parala coordinación de acciones conjuntas en materia de exploración y/o
explotación de hidrocarburos en los territorios de ambas naciones.En el Anexo XI.
ENARSA-PDVSA se detallan los instrumentos jurídicos del acuerdo binacional.
26Desafectación del 50% del Área original, equivalente a 6.890 km2(el área que se propone revertir corresponde
a bajos estructurales o aquellas zonas en las que, según datos sísmicos, no habrá presencia de reservorios).
25
Vinculados al Acuerdo Binacional se identificaron 2 proyectos: A. Proyecto de análisis y
evaluación exploratoria de los Bloques de la Plataforma Argentina denominados CAA-18 y
CAA-20 de la Cuenca del Golfo de San Jorge y B.Proyecto para la Exploración de los
Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa Afuera Malvinas.
A. Bloques de la Plataforma Argentina denominados CAA-18 y CAA-20 de la Cuenca del
Golfo de San Jorge
El Memorando fue complementado por la Carta de Intención suscrita por Autoridades de
ambas naciones en enero de 2006. Esta Carta habilitó formalmente a PDVSA a trabajar,
conjuntamente con ENARSA, en elProyecto de análisis y evaluación exploratoria de los
Bloques de la Plataforma Argentina denominados CAA-18 y CAA-20 de la Cuenca del Golfo
de San Jorge.
En el Protocolo de Ejecución de Actividades PDVSA-ENARSA del 04 de julio de 2006, se
ratificaron “los avances realizados hasta el presente en el Proyecto y exhortan a PDVSA y
ENARSA, a adoptar las medidas necesarias para completar el proyecto”.
La ex Gerencia de Petróleo ha proporcionado al equipo de auditoria el documento
“Recopilación y análisis de la Información técnica asociada a la Cuenca costa afuera del
Golfo de San Jorge. Argentina (con énfasis en los bloques CAA-16 y 20). Informe Final. Fase
1, de mayo 2007 de PDVSA que corresponde a las actividades desarrolladas durante los días
21 de noviembre de 2006 al 27 de abril de 2007 con el objeto de recopilar información
relacionada con los bloques CAA 16 y 20.
Entre las Conclusiones del mencionado informe se menciona27:
De la interpretación preliminar sismo-estructuralrealizada recientemente en Puerto
La Cruz, se infiere la existencia de 10 leads lo cual habría que validar mediante
líneas adicionales.
27“Recopilación y análisis de la Información técnica asociada a la Cuenca costa afuera del Golfo de San Jorge. Argentina (con énfasis en los bloques CAA-16 y 20). Informe Final. Fase 1, de mayo 2007
26
ENARSA ha entregado a PDVSA toda la información que dispone actualmente.
Con respecto a este último punto, cabe aclarar que ENARSA solo ha puesto a disposición del
equipo de auditoria los instrumentos legales y como información técnica el informe de
referencia. Sin embargo, se detalla28 que con fecha31 de enero de 2006 se concertó una
reunión donde ENARSA hace entrega a PDVSA de la información existente de los pozos
exploratorios perforados en los bloques ofrecidos (CAA 16 y CAA 20) en el área de Costa
Afuera del Golfo de san Jorge (ASTARTE X-1y PANDORA X-1).
Entre las Recomendaciones del mencionado informe, se prevé incluir líneas sísmicas
adicionales dentro de los bloques CAA 16 y 20. El equipo de auditoria no tiene constancia de
que se hayan concretado.
En el Informe de Gestión de ENARSA de 2010, respecto de los Bloques Costa Afuera CAA-
16 y CAA-20, se expresa que continúan desarrollándose estudios por parte de los equipos
técnicos de PDVSA de evaluación de alternativas existentes para desarrollar tareas de
exploración y de potencial explotación que podrán ser complementados con la información
de carácter regional que surgirá del producto resultante del “ArgentineSpan” ®.El informe
final del “ArgentineSpan” ®se entregó en marzo de 2010.
ENARSA no posee ningún registro documental posterior sobre avances en la materia, ni un
documento que dé cuenta de los motivos por los cuales no prospero el proyecto.
B. Proyecto para la Exploración de los Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa Afuera
Malvinas
En la Nota ENARSA SGG Nº 035/2013 con respecto a los Bloques Costa Afuera Calamar y
Salmon, se informa que: “se realizaron durante julio de 2012 reuniones técnicas en Buenos
28“Recopilación y análisis de la Información técnica asociada a la Cuenca costa afuera del Golfo de San Jorge. Argentina (con énfasis en los bloques CAA-16 y 20). Informe Final. Fase 1, de mayo 2007.
27
Aires entre ENARSA y PDVSA, de las que se recomienda realizar un estudio en conjunto
entre ambas empresas en las mencionadas áreas en la Cuenca de Malvinas. En agosto se
firmó un convenio de confidencialidad para realizar dicho estudio.
Durante los meses de septiembre y noviembre de 2012 comienzan los trabajos de estudio del
Proyecto para la Exploración de los Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa Afuera
Malvinas y se acuerda en función de las fases del proyecto29: Identificar la (s) cocina (s)
generadora (s) de hidrocarburos, definir de la (s) roca (s) reservorio (s), conocer los estilos
de entrampamientos y determinar la calidad de los hidrocarburos, los tipos de yacimientos y
los mecanismos de producción, a los fines de entender el funcionamiento del o los sistema (s)
petrolífero (s)”.
Con respecto a las “áreas proyectadas”, ENARSA no ha puesto a disposición del equipo de
auditoria soporte documental que especifique el Proyecto en las áreas Salmon y Calamar y el
grado de avance del mismo.
3.3.4. Programa Argentino de Sísmica de ENARSA
El Programa de Adquisición de Sísmica 2-D Regional “ArgentineSpan”® incluye el
relevamiento, procesamiento, visualización e interpretación de la información sísmica 2D en
la Plataforma Continental Argentina, con el objeto de obtenerinformación geofísica mejorada
y una mejor comprensióngeológica de la misma, para promover el interés en la exploración de
hidrocarburosen la Argentina30.
Dicho Programa fue desarrollado por ENARSA con la empresa GX Technology Corporation
(GXT).
29 Ver Anexo XI.ENARSA - PDVSA 30Apartado 1.2 del Acuerdo entre ENERGIA ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA Y GX TECNOLOGY CORPORATION.
28
El Programa, una vez completado, habría registrado aproximadamente unos 11.000
kilómetros de sísmica 2-D, dentro de las áreas cuyos permisos exploratorios son titularidad de
ENARSA. En el Anexo XII. Sísmica 2D se muestra un mapa de lo que incluye la sísmica 2D.
Si bien el producto es propiedad de ENARSA, ésta podrá otorgar a las empresas interesadas
en su adquisición, conjuntamente con GXT, las correspondientes licencias con carácter no
exclusivo para acceder al mismo.31
Para la realización de la sísmica estaba previsto preparar, presentar y obtener la aprobación
del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) correspondiente, requerido para el inicio del
programa de trabajo32,33.ENARSA no cuenta con copia de la EIA presentada ante la autoridad
de aplicación.
En el artículo 4 del MOU se especifica que ENARSA colaboraracon GXT en la gestión de
permisos ambientales nacionales y/o provinciales que sean necesarios. ENARSA no ha
provisto evidencia documental de acciones en este sentido.
Por nota del 16 de marzo de 2010, GXT entrega los originales del informe final del programa
elaborado por GX Technology.34 En el Informe de Gestión de 2010, ENARSA no informa
que se recibió el informe final del Programa de Sísmica 2D.
Este equipo de auditoria no ha tenido a la vista el informe final del Programa de Adquisición
de Sísmica 2-D Regional “ArgentineSpan”®. ENARSA informa que el mencionado informe
“se encuentra físicamente guardado en la caja fuerte, alegándose la confidencialidad del
mismo”. Al respecto se señala que en el apartado 7.3 del Acuerdo entre ENERGIA
31En el del Acuerdo entre ENERGIA ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA Y GX TECNOLOGY CORPORATION. 32Acuerdo ENARSA GXT. 33MOU Programa Argentino de Sísmica Costa Afuera. 34 EI contenido del mencionado informe, denominado "ArgentineSpan - Seismic Data Processing Report", es el siguiente: Data Acquisition, Line layout and acquisition specifications, Preprocessing, Flow and data examples, Prestack Time Migration (PSTM), Flow and data examples, Prestack Depth, Migration (PSDM), Flow and data examples, Potential fields modeling, Post-processing ,Flow and data examples.
29
ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA Y GX TECNOLOGY CORPORATION: “ENARSA
podrá revelar la INFORMACIÓN CONFIDENCIAL sin previo consentimiento por escrito de
GXT a las siguientes personas o entidades:-El Gobierno de la RepúblicaArgentina y
cualquier agente nombrado por este.”
Cabe mencionar que la copia digital del Acuerdo entre ENARSA y GX TECNOLOGY
CORPORATION proporcionada por el auditado en respuesta al pedido de información, no
está completa (entre los apartados 5.11. y 7.3.).
3.5. Banco Integral de Datos de Hidrocarburos
La Ley 25.94335 de creación de ENARSA, menciona en el artículo 8 que “ENARSApodrá
crear, administrar, mantener, operar, gerenciar y gestionar una Base de Datos Integral de
los Hidrocarburos, a la cual, una vez creada, tendrán acceso todos los operadores del
mercado hidrocarburífero, conforme a la reglamentación que oportunamente se dicte. Los
concesionarios y permisionarios deberán suministrar toda la información que les sea
requerida por el Poder Ejecutivo Nacional.”
El Decreto 1692/200436 reitera en su Capítulo I, la creación, administración, gerenciamiento
de una Base de Datos Integral de los Hidrocarburos, brindando de esta manera a los
operadores del mercado el acceso a la misma una vez que haya sido creada.
La Resolución N°1299/2006 emitida por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión
Pública y Servicios homologa el Convenio Marco37entre la Secretaria de Energía y ENARSA
para la generación de la Base de Datos de Hidrocarburos.
35Publicada en el B.O. en fecha 03.11.2004 36Publicado en el B.O. en fecha 02.12.2004 37 Convenio Marco
30
En el Anexo IV. Marco Institucional se detallan las funciones de la Gerencia de BDIH
vigentes hasta la última modificación del organigrama. Cabe aclarar, que en el último
organigrama aprobado (julio de 2013)38 no figura la BDIH como Gerencia (organigrama
201339).
En este Convenio se invita a las provincias productoras de petróleo a adherirse a este Banco
de Datos.
Según el Convenio Marco el Banco de Datos: “Incluirá la totalidad, de la información,
documentación y/oelementos físicos de cualquier índole, relacionados con la totalidad de las
áreasque se definan para la exploración y explotación de hidrocarburos en el
territorionacional, incluyendo todas las posibles zonas de exploración y explotación
dehidrocarburos ubicadas en la plataforma continental, y todas aquellas que seencuentren
dentro de la zona de económica exclusiva de la República Argentina.”
La Cláusula 4 del Convenio Marcoestablece: La Autoridad de Aplicación es titular de la
totalidad de la Información vinculada alas Áreas que pertenecen al dominio público del
Estado Nacional, o quepermanecen en jurisdicción federal, conforme a lo dispuesto por la
Ley N° 24.145,y en el Artículo 8° del Decreto N° 546/2003.
Las PROVINCIAS mantienen la titularidad de la INFORMACIÓN de todasaquellas Áreas
transferidas por Ley N° 24.145, y el Decreto N° 546/2003, y sureglamentación, y de todas
aquellas Áreas que las propias provincias creen en sujurisdicción de acuerdo a lo previsto en
la Ley N° 17.319.”
La titularidad del Banco de Datos será transitoriamente ejercida por la Autoridad de
Aplicación en representación del Estado Nacional, quedando en cabeza de ENARSA la
administración, mantenimiento, operación, gerenciamiento y gestión del Banco de Datos.
38Acta de Directorio N° 266/13 39http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/who-we-are
31
A partir del dictado de la ley a que se refiere en Articulo 8 del Decreto Nº 546/2003, la
titularidad del Banco de Datos será compartida con las Provincias.
En el año 2006, ENARSA realiza un Concurso Nacional e Internacional de Proyectos.
Finalizado dicho proceso, en el año 2007, se contrató a la empresa Registros Mineros
Argentinos S.A. (ReMASA) para construir y operar el BDIH utilizando como base la solución
de software Petro Vision™, diseñada para la administración y comercialización de datos de
exploración y producción de hidrocarburos.
La Certificadora Bureau Veritas, certificó ISO 9001: 2008 (2/05/2008) a REMASA los
“Servicios de gestión de datos para la industria de exploración y producción de hidrocarburos
y otros recursos naturales”.
La creación de un Banco de Datos Integral de Hidrocarburos en el país es una acción
estratégica que permite, entre otros fines40:
Capturar, preservar y administrar los datos generados durante las actividades de
exploración y producción de hidrocarburos y abandono, en nombre de los titulares
de los mismos (Estado Nacional/Provincias).
Facilitar el acceso seguro a datos de calidad controlada.
Promover la inversión.
Mejor administración y monitoreo de las actividades de E&P (Exploración y
Producción).
Mejorar el nivel de éxito disminuyendo las incertidumbres.
Reducir el costo de entrada y salida de nuevos operadores.
La información incorporada al BDIH es la siguiente:
Pozos (legajos de pozos, perfiles, coordenadas, información básica del pozo);
40Informe de Gestión del año 2011 de ENARSA (Página 13).
32
Sísmica 2D y 3D (sísmica de adquisición, parte de observador, sísmica procesada,
informe de procesamiento, coordenadas);
Áreas legales (esquineros e informes catastrales); y
Copia de los permisos de exploración y concesiones de explotación
Las empresas operadoras y/o Autoridades de Aplicación de las provincias adheridas al BDIH
remiten la información.
El público en general tiene acceso a la información disponible en el BDIH. Se distinguen 2
niveles de acceso:
Público: Acceden al Catálogo del BDIH.
Usuarios autorizados por la Autoridad de Aplicación correspondiente, pueden acceder a
datos que contengan mayores detalles que los permitidos al público en general.
Para acceder al catálogo se debe ingresar a la página web (http://www.bdih.com.ar/), llenar
un formulario de datos personales indicando un usuario y una clave. Estos datos se envían al
banco y ellos autorizan el ingreso al catálogo.
Los datos provenientes de distintas operadoras son recibidos en distintos formatos, en algunos
casos requieren escáner y vectorización de la información. Todas las tareas de estandarización
de los datos las realiza el BDIH.
El 85 % de la información cargada en la BDIH, no es información sobre explotación off
shore.
A través de la Resolución SE 319/9341, se aprobaron las Normas y Procedimientos para la
remisión de información estadística de datos primarios y documentación. Si bien en esa fecha
41 Publicada en el B.O. en fecha 21.10.1993
33
aún no se había creado por normativa la Base Integral de Datos de Hidrocarburos, esta norma
de la Secretaría de Energía preveía los procedimientos y normas para la remisión de datos.
Actualmente, están adheridas al BDIH las provincias de: Chubut, Formosa, Tierra del Fuego,
Neuquén, Santa Cruz y Río Negro. El equipo de auditoria constato la existencia de los
Convenios de Adhesión a la BIDH de las provincias mencionadas.
Convenio Fecha Convenio Pcia. de CHUBUT Noviembre 2007
Convenio Pcia. de FORMOSA Noviembre 2008 Convenio Pcia. de NEUQUÉN Junio 2008
Convenio Pcia. de RÍO NEGRO Septiembre 2009 Convenio Pcia. de SANTA CRUZ Junio 2008
Convenio Pcia. de TIERRA DEL FUEGO Junio 2008 Fuente: BDIH-ENARSA.
Las provincias que aún no han adherido son: Mendoza, Salta, La Pampa y Jujuy. De estas, las
provincias de Mendoza, La Pampa y Jujuy son accionarias de ENARSA (ver apartado 3.2.
Marco Institucional).
Respecto a las provincias no Adheridas, el equipo de auditoria relevó un nota de fecha
19/08/2009 remitida al Sr. Director Provincial de Minería y Recursos Energéticos de la
Provincia de Jujuy en laque se solicita llevar a cabo una reunión informativa sobre el Banco
de Datos Integral de los Hidrocarburos de la Argentina, su grado de avance y los beneficios
para los estados productores (Nación y Provincias) que han adherido42. La BDIH informa a
este equipo de auditoria que se convoca a las provincias no adheridas mediante llamadas
telefónicas y que cuentan con e-mails de los envíos de borradores de convenio a esas
provincias no adheridas43.
Los cambios normativos institucionales producidos desde su creación, han afectado la
constitución de la BDIH:
42 BDIH-AGN 43 Mail del Gerente de la BDIH-ENARSA
34
La autoridad de aplicación de la actividad es la SE que representa el poder concedente;
sin embargo la ley 25943 le da la posibilidad a ENARSA de conformar la BDIH;
Por ello se suscribe un Convenio Marco entre ambos organismos para constituir la
BDIH;
Posteriormente, la Ley Nº 26.197, dictada en el marco de la federalización de la propiedad
sobre los hidrocarburos y la información asociada a ellos, afecta sustantivamente dicho
Convenio respecto de suministro de la informacióny recopilación de la información
existente;
Si bien ENARSA maneja el BDIH no es titular de la información y debe solicitar a las
provincias y a la SE autorización para capturarla.
Actualmente, la BDIH ha sido desjerarquizadaen la estructura orgánica de ENARSA,
según el nuevo organigrama aprobado en julio de 2013 (ver Anexo IV. Marco
Institucional).
Una de las obligaciones básicas de ENARSA como gestora de la BDIH es capturar
información; no obstante, debido al marco legal imperante, resulta altamente dificultoso para
ENARSA obtener la información relacionada con las áreasla exploración y explotación de
hidrocarburos. Para que las empresas operadoras entreguen y/o consulten la información, debe
existir el Convenio de Adhesion de la provincia al BDIH y una nota de la provincia
autorizando a ENARSA a otorgar la informacion.
La ex Gerencia de la BDIH informa al equipo de auditoria que se ha cargado información
histórica en el BDIH. Se especifica que la información no está completa, es la información
enviada por las provincias y operadores. Los datos comenzaron a cargarse en el año 2007.
A la fecha de cierre del presente informe no han sido incorporados a la BDIH los siguientes
datos de sísmica:
35
Datos Ubicación Operador Comentario Sísmica 3D
Área E-1 YPF No se disponen de datos en el BDIH. Esta área abarca las anteriores áreas denominadas Costa Afuera Argentina: CAA-7 y CAA-44, de las cuales tampoco hemos recibido registros sísmicos44.
Sísmica 2D Área E-2 ENAP SIPETROL
Se formó con las áreas CAM-1 y CAM-3 (Plan Argentina). En el BDIH disponemos de sísmica registrada entre los años 2001-2004 en las citadas áreasde la Cuenca Austral Marina (CAM-1 y CAM-3)45
Sísmica 2D Regional “ArgentineSpan”®
Plataforma Marítima Argentina46,47
GXT No se han cargado los datos en la BDIH.
CAA 16 y CAA 20
- En 2006 ENARSA hace entrega a PDVSA de la información existente de los pozos exploratorios ASTARTE X-1y PANDORA X-1, pero estos no se encuentran cargados en la BDIH.
3.6. Gestión Ambiental
El Sistema de Gestión Integrado (SiGI) integra pautas de gestión referidas a Calidad,
Ambiente e Higiene y Seguridad en el Trabajo.
3.6.1. Manual de Sistema de Gestión Integrado de ENARSA (SiGIE)
Por Acta de Directorio N° 181/2011 se aprueba el Manual de Sistema de Gestión Integrado de
ENARSA (SiGIE).
En el Manual del SiGIE(Manual CAS) se expresa que: “ENARSA es el responsable de una
buena cantidad de acciones, informes, planes, seguimientos, (monitoreo y auditorias) así
como de la presentación del plan o los planes ambientales (PA) o planes de gestión ambiental
y de calidad de cada emprendimiento. Esto es así, aun cuando ENARSA no opere
directamente sobre ellos.”
44 BDIH. 45 BDIH 46Acuerdo entre ENERGIA ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA Y GX TECNOLOGY CORPORATION. 47 Anexo X. Sísmica 2D.
36
El Manual CAS hace referencia a la estructura orgánica vigente en el momento de su
aprobación (documento “Estructura Orgánica - Manual de Funciones” vigente desde el 9/10/
2008 según Acta Directorio Nº 91 del 8/10/ 2008) la cual fue posteriormente modificada en los
3 sucesivos cambios de organigrama48.
Según el Manual CAS “el Comité de Ambiente y Seguridad está integrado por: un representante
del directorio, el Coordinador de Ambiente y Seguridad de ENARSA, el representante de
Seguridad e Higiene de ENARSA,un representante del Dpto. de Ambiente y Seguridad de cada
Área de Negocios,un representante del área Legal de ENARSA y eventualmente, un representante
de cada una de las empresas contratistas, con voz pero sin voto.”
“El comité revisa el Sistema de Gestión Integrado. Revisa la aplicabilidad a la empresa de los
requisitos legales ambientales y laborales. Revisa la documentación general del sistema. Define
las acciones en casos especiales, particulares o de emergencia. Los representantes de
losdepartamentos de Ambiente y Seguridad de cada Área de Negocios serán invitados a
participar del Comité, de la misma manera que los representantes de las empresas contratistas.”
Con respecto a la Coordinación de Ambiente y Seguridadel Manual CAS, se expresa: “La
Coordinación Calidad Ambiente y Seguridad es responsable inmediata ante la Gerencia General.
Le corresponde promover y hacer cumplir la normativa vigente en torno a la protección del
ambiente y la Seguridad en el trabajo del personal de la Empresa, así como en todas y cada una
de las unidades de negocio y proyectos en las que la empresa sea parte. Oficiar como
representante de ENARSA para los temas de cumplimiento ambientales frente a los organismos
de aplicación a nivel nacional, provincial y municipal.”
El Manual de Gestión (CAS) “se debe completar con procedimientos aplicados a las
actividades de cada Departamento y Área de la Empresa para así poder cumplir con los
48 Ver Anexo IV. Marco Institucional.
37
requisitos legales aplicables del cliente como de las normas internacionales a las que la
ENARSA adhiera49.”
A la fecha de cierres de la auditoria ENARSA no cuenta con los procedimientos del SiGIE.
Deacuerdo al Manual CAS, los objetivos generales de la Política son:
Atender a las necesidades de crecimiento del país y el bienestar de los ciudadanos,
promoviendo el desarrollo de la Industria Nacional.
Implementar y promover el uso de las diversas herramientas de la calidad de manera de
ajustar y documentar procedimientos y optimizar resultados siguiendo una metodología
de mejora continua.
Mejorar de manera continua la estructura organizativa, las técnicas operativas, el
tiempo para la realización de las tareas y la atención al cliente.
Cumplir con la normativa aplicable en el marco del cuidado del Ambiente, la Seguridad
y la Salud de las personas, con los procedimientos internos del Área y otras normativas
a las que la Empresa adhiera.
Prevenir la contaminación y aplicar una política continua de minimización de los
residuos generados
Establecer planes y programas ambientales y de seguridad basados en los aspectos
ambientales significativos, que sean concordantes con el compromiso empresario de
mejora continua, estableciendo evaluaciones del desempeño de cada una de las
actividades.
Mantener una gestión de prevención de daños y del deterioro de la salud, mediante una
adecuada identificación, evaluación, comunicación y control de riesgos laborales
emanados de nuestras actividades.
Generar y garantizar un ambiente de trabajo agradable, saludable y seguro. Dicha
condición de trabajo es condición de empleo y constituye además una obligación social
49http://www.enarsa.com.ar/images/pdf/manual_sistema_de_gestion_integrado.pdf
38
indeclinable de todo el personal, el cual se debe extender o proyectar a contratistas y
proveedores.
Asegurar que nuestro personal, nuestros contratistas y quienes realicen tareas para
ellos reciban la capacitación adecuada en lo referente a la Calidad, el Ambiente, la
Seguridad y Salud.
Promover la gestión integrada como estrategia de nuestro desarrollo.
Disponer de los recursos necesarios para difundir esta Política a todo el personal,
documentarla, comunicarla, implementarla y mantenerla disponible y actualizada.
Por Acta de Directorio N° 244/2012 se aprueba una actualización de la Política de Sistema de
Gestión Integrado de ENARSA que incorpora: “consideraciones sobre la responsabilidad
social empresaria, la que actualmente también deriva de la responsabilidad de las empresas
del Estado y consideraciones generales sobre ética y bioética.”
ENARSA publica en su página web el Manual CAS y los objetivos de su Política de Sistema
de Gestión Integrado50. Cabe aclarar que la política que ENARSA publica en la página web
no es la versión que incorpora lo aprobado por Acta de Directorio N° 244/2012.
El Dpto. de Coordinación de Calidad, Ambiente y Seguridad51ha elaborado:
1. Un documento de especificaciones técnicas para la licitación de sísmica 3D en áreas
marítimas de la Cuenca de Malvinas. A la fecha de cierre de la presente auditoria, la
licitación no se concretó.
2. Un informe de Control Interno y Gestión del año 2012, donde reporta los resultados y
beneficios alcanzados en materia ambiental referido a la UTE ENARSA-G&P y a la
Planta de fraccionamiento GLP ENARSA PATAGONIA S.A., no hace mención a
proyectos offshore.
50http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/quality-environment-and-security 51 Según organigrama vigente en el memento de la auditoria
39
3. Manual “MANUAL CORPORATIVO DEL SISTEMA DE GESTION INTEGRADO-
Calidad, Ambiente y Seguridad (CAS)”. Revisión: 01, el cual todavía no ha sido
aprobado52. Esta versión incorpora las modificaciones a la política y cambios en la
estructura organizativa.
3.6.2. Obligaciones Ambientales para la Exploración y Explotación Offshore
Las obligaciones ambientales de ENARSA emanan de la Ley General del Ambiente. En el
Anexo I. Marco Legal se menciona la normativa ambiental que debe cumplimentarse para
exploración y explotación hidrocarburífera en la modalidad offshore.
En los contratos de UTE se establece que la empresa operadora tiene a su cargo las
operaciones conjuntas (actividades exploratorias) las que deberán ser desarrolladas “de
acuerdo con las técnicas generalmente seguidas en la industria del petróleo tanto ingeniería
petrolera, de producción y de medio ambiente”.
En el artículo 5 se establecen las Responsabilidad en conexión con las actividades de
exploración“Las Partes, en proporción a sus participación, son responsables por los costos,
gastos, pasivos o reclamos relacionados con las operaciones y responderán por todo daño o
pérdida de la propiedad, medio ambiente, las personas que se deriven de cualquier acción u
omisión del operador salvo culpa grave de cualquier personal jerárquico del operador
(gerente del yacimiento o funciones equivalentes o encargado de las operaciones de
perforación, construcción o producción).”
La Responsabilidad de las Partes, en el Convenio de Adhesión para el área E3, se consideran
en el art. 11: “Las Partes, en proporción a su participación, son responsables por todos los
derechos y obligaciones inherentes a sus respectivos porcentajes de participación.”
52ENARSA en respuesta a la Nota de AGN de pedido de información.
40
La documentación ambiental mandatoria es presentada por las operadoras ante la Secretaria
de Energía quien además de ser autoridad de aplicación de la ley de hidrocarburos, opera
como autoridad de aplicación en materia ambiental.
Ante la Secretaria de Energía se deben presentar las EIAs (Res. SE 25/04), los informes
ambientales anuales (Res. 25/04), informes conteniendo el detalle de los pozos abandonados
(Res. SE 05/96) e informes sobre los incidentes ambientales mayores. Además, se mantener
un registro de incidentes menores a disposición de la Secretaria de Energía (Res. SE 24/04).
Para las actividades en la Plataforma Continental Argentina mencionadas en el presente
informe, las operadoras debieron generar y presentar ante la Secretaria de Energía, la
siguiente documentación mandatoria ambiental:
Bloque/Proyecto Actividad Documentación mandatoria
E-1 Sísmica EIA, Informes Anuales, Informes de Incidentes* E-2 Sísmica
Perforación de pozos Abandono de pozos
EIA,Informesanuales,Información sobre pozos abandonados, Informes de Incidentes*
Proyecto “ArgentineSpan”®
Sísmica EIA, Informes anuales, Informes de Incidentes*53
Se debe presentar un estudio ambiental, tanto para los permisos de exploración como para las
concesiones de explotación de hidrocarburos, cuando se trate de alguna de las siguientes
tareas54:
a) Perforación de pozos exploratorios.
b) Prospección sísmica.
c) Construcción de instalaciones.
d) Abandono de instalaciones.
El estudio ambiental comprende las siguientes Fases55:
53 * Si ocurrió un incidente ambiental mayor. 54RES. SE N 25/04.
41
Fase 1 deberá incluir la evaluación de las condiciones iniciales del área y del proyecto,
con una descripción del ambiente biofísico y socioeconómico del área, del proyecto y
de las zonas sensibles del área.
Fase 2, llamada "Identificación y caracterización de impactos ambientales a
consecuencia del proyecto", deberá identificar, caracterizar y jerarquizar los impactos
ambientales causados por la actividad petrolera, la fuente y el/los receptor/es.
Fase 3 deberá consistir en la elaboración de un plan de mitigación de los impactos
identificados en la Fase 2, el que deberá incluir las medidas propuestas para prevenir,
minimizar y/o compensar impactos ambientales, así como un cronograma para la
puesta en marcha y los recursos humanos y económicos involucrados.
Fase 4 deberá verificar la efectividad del plan de mitigación. Descripción del plan de
monitoreo ambiental, seleccionando las medidas y acciones de mitigación, los
indicadores, parámetros, técnicas, estándares y análisis a emplear y el detalle de
responsabilidades, recursos y grado de avance, efectividad y cambios producidos en el
plan.
La presentación de informes de monitoreo ambiental anual, relativos a concesiones de
explotación, deberá realizarse para las Cuencas del Golfo San Jorge (continental y marina) y
Austral (continental y marina) al 28 de febrero de cada año, comprendiendo el período que va
desde el 1º de enero y el 31 de diciembre del año anterior.
El contenido de los informes de monitoreo anuales deberán incluir:a) resultado del
monitoreo de impactos;b)mantenimiento de instalaciones y producción;c) manejo de efluentes
y residuos;d) manejo de productos químicos;e) análisis de nuevos impactos;f) análisis de
impactos residuales;g) análisis y ajuste del plan de mitigación;h) análisis y ajuste del plan de
monitoreo;i) recopilación de tareas de remediación de envergadura;j) informe sobre abandono
de instalaciones;k) seguimiento de la calidad de los recursos naturales. Los informes de
monitoreo deberán incluir los resultados de los muestreos periódicos realizados para evaluar
el estado de los recursos, suelo, aguas subterráneas, aguas superficiales, aire y ecosistemas.
55RES. SE N 25/04.
42
Deberán incluir el diseño del plan de muestreo, la frecuencia, los sitios de muestreo, las
técnicas analíticas, los estándares de confrontación, los desvíos encontrados respecto de los
límites permisibles, el tratamiento estadístico de los datos y los protocolos de laboratorio
(estos deberán indicar la calibración de equipos y las certificaciones específicas cubiertas por
el laboratorio tipo ISO 17025).
3.6.3. Ley General del Ambiente. Seguro Ambiental
Según el art. 22 de la Ley General del Ambiente (LGA) y sus normas complementarias, la
contratación del seguro ambiental resulta obligatoria en todo el territorio de la República
Argentina (por tratarse de una norma de presupuestos mínimos) para todas aquellas personas
físicas o jurídicas que realicen actividades riesgosas para el ambiente.
Según el MANUAL CAS56“la contratación de un seguro ambiental para todos los
emprendimientos en los que ENARSA sea figura responsable es una condición inapelable.
Además, el seguro viene a ser el corolario final indispensable de una gestión ambiental
responsable de la empresa.”
De acuerdo a la información provista por ENARSA, ninguna de las compañías con las que se
celebraron los distintos contratos de UTEs (offshore) cuenta con una póliza de caución
ambiental.
Actualmente el marco normativo que regula el seguro ambiental es bastante confuso. El
Decreto Nacional Nº 1638/12 (que implementa los presupuestos mínimos del seguro
ambiental) y la Resolución SSN N° 37.160/12 se encuentran suspendidos desde fecha
26.12.12 por sentencia dictada por el Juzgado Contencioso Administrativo Federal Nº 9.
56FECHA DE ÚLTIMA REVISIÓN: 19/07/2011-http://www.enarsa.com.ar/images/pdf/manual_sistema_de_gestion_integrado.pdf
43
Cabe subrayar que la Resolución Nº1398/2008 que establece la forma de calcular el mínimo
asegurable (MMES), en uno de sus considerandos dispone:“Que por su parte, y en atención a
las características específicas que presentan y la complejidad inherente a la metodología de
cálculo para la determinación de los montos mínimos asegurables de entidad suficiente, las
instalaciones fijas correspondientes a las actividades extractivas de petróleo, continentales o
en plataforma submarina, las terminales portuarias y los conductos, ductos y poliductos que
transporten materiales peligrosos fuera del predio de la instalación, serán objeto de
tratamiento mediante una norma especial.”
Se debe tener presente que el Anexo I de la Resolución SAyDS Nº 1639/2007 incluye a la
actividad de extracción de petróleo crudo y gas natural en el listado de rubros para obtener el
Nivel de Complejidad Ambiental (NCA).
Si bien es posible efectuar un cálculo del NCA de una instalación petrolera de acuerdo a la
normativa de la SAyDS, no sería factible realizar el cálculo del MMES57 correspondiente
habida cuenta que está actividad sería objeto de una reglamentación especifica.
Una complejidad adicional representa la dificultad determinar si el cálculo del NCA se debe
realizar sobre una instalación petrolera individual o sobre la totalidad de las instalaciones
existentes dentro una misma área. Precisamente, esta dificultad fue recogida por la SAyDS en
la Resolución Nº 1398/2008 cuya aprobación fue posterior a la Resolución SAyDS Nº
1639/2007.
4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES
I. Gestión Ambiental
Sistema de Gestión Integrado
57 MMES: Monto Mínimo de Entidad Suficiente-Resolución 1398/2008.
44
4.1. Si bien ENARSA ha instituido un Sistema de Gestión Integrado, que involucra ambiente,
calidad e higiene y seguridad laboral, no ha generado las herramientas que aseguren su
implementación:
4.1.1 Ha aprobado el Manual de Gestión Integrada (Manual CAS) en 2011, pero no ha
desarrollado los procedimientos documentados necesarios para hacerlo operativo, no
lo ha adaptado a los cambios de la estructura orgánica ni ha modificado los objetivos
de la política que han sido aprobados por Acta de Directorio;
4.1.2 No ha constituido el Comité de Ambiente, cuya función esrevisarel Sistema de
Gestión integrado;
4.1.3 Las debilidades de la organización institucional de ENARSA no contribuyen a
implementar el sistema:
La estructura organizativa ha sido modificada reiteradamente: en el periodo
auditado (2009 - 2012) estuvieron vigentes dos organigramas y en 5 años se
sucedieron cuatro organigramas.
El Organigrama y el Manual de Misiones y Funciones solo aprueban las
responsabilidades primarias y acciones hasta el nivel de gerencias, no se
establecen las competencias de aperturas inferiores mostradas en el Manual,
cuyas actividades se realizan de hecho.
Articulación Interinstitucional
4.2. ENARSA no ha desarrollado relaciones interinstitucionales con los organismos
gubernamentales y no gubernamentales vinculados a la Plataforma Continental Argentina, que
faciliten el acceso a información relevante y contribuyan a optimizar el diagnóstico y
seguimiento de la gestión ambiental.
Sistema de información ambiental
4.3.No hay evidencia documental de que ENARSA tenga registro ni copia de la
documentación ambiental básica de las actividades desarrolladas por los operadores de las
45
áreas en exploración donde se registra actividad (EIA, Plan de contingencia, monitoreos,
informes de cierre de pozos).
Evaluación de impacto ambiental
4.4.No hay evidencia documentalde que ENARSA haya intervenido en la elaboración de los
EIAS correspondientes a las áreas en exploración donde se registra actividad, ni que haya
tenido vista de los mismos antes de su presentación a la autoridad de aplicación.
Monitoreo y seguimiento ambiental
4.5.No hay evidencia documentalde que ENARSA haya realizado acciones de seguimiento,
medición, monitoreo y análisis de las acciones que desarrollan los operadores en las áreas de
exploración vigentes. Si bien el Departamento de Coordinación de Calidad, Ambiente y
Seguridad ha realizado un informe de Control Interno y Gestión, en el periodo auditado, este
no ha incluido la actividad off shore.
Seguro Ambiental
4.6.No se ha obtenido evidencia documental de que ENARSA haya realizado todas las
acciones pertinentes para cumplimentar con la obligación de contar con el seguro ambiental
previsto en el art. 22 de la LGA, no ha efectuado gestión ante las autoridades a fin de:
explicar las razones de la no aplicabilidad del art. 22 de la LGA a su operatoria;
solicitar aclaraciones respecto de si la actividad hidrocarburífera se encuentra
alcanzada por la obligación del art. 22, máxime si se toma en cuenta lo dispuesto
por la Resolución Nº 1398/2008 y que la SAyDS no dictó hasta la fecha le
regulación específica sobre la materia.
46
II. Exploración y explotación de hidrocarburos off-shore
Planificación estratégica
4.7. ENARSA no cuenta con una planificación estratégica en materia de exploración y
explotación de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina (off shore): no ha
definido objetivos, metas y plazos. Si bien desde marzo de 2010 cuenta con los resultados del
Estudio de sísmica 2D en la Plataforma Continental Argentina, no hay evidencia de que
ENARSA haya planificado actividades con esta información.
Seguimiento y fiscalización
4.8. ENARSA no cuenta con información actualizada del grado de avance y estado de
situación de las actividades de exploración de hidrocarburos en la Plataforma Continental
Argentina (off shore) que realizan sus asociados:
4.8.1. Respecto de las áreas E-1, E-2 y E-3: no hay evidenciadocumental de que
cuentecon la información y documentación completa sobre el grado de avance de las
actividades en estas áreas.
4.8.2. Respecto del Acuerdo Binacional con PDVSA: no hay evidencia documental de
que ENARSA cuente con la información y documentación completa sobre las
actividades desarrolladas y proyectadas en:
Proyecto de análisis y evaluación exploratoria de los Bloques de la Plataforma
Continental Argentina denominados CAA-16 y CAA-20 de la Cuenca del
Golfo de San Jorge;
Proyecto para la Exploración de los Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa
Afuera Malvinas.
47
Banco de Datos Integral de Hidrocarburos
4.9. Aunque ENARSA gestiona la BDIH, carece de las herramientas legales e institucionales
suficientes para asegurar la captura de la información que ésta requiere:
La titularidad de la información es de las provincias o de la Secretaria de
Energía.
ENARSA ha desjerarquizado la BDIH en su estructura organizativa.
5. ANÁLISIS A LA VISTA
El presente informe en su etapa de proyecto fue puesto en conocimiento del Organismo
mediante Nota Nº 78/13-AG4 de fecha 27/11/13.
La respuesta, enviada por Nota ENARSA N° GO 65/14 de fecha 12/02/14, que se encuentra
en el Anexo XIII del presente Informe, formula descargos que son analizados en el Anexo
XIV y no modifican los Comentarios y Observaciones ni las Recomendaciones, por lo que se
mantienen.
6. RECOMENDACIONES
Sistema de Gestión Integrado
6.1. Generar las herramientas que aseguren la implementación delSistema de Gestión
Integrado:
6.1.1. Desarrollar los procedimientos que permitan implementar el Manual de Gestión
Integrada (Manual CAS), adaptarlo a los cambios de la estructura orgánica y objetivos
de la política;
6.1.2. Instituir el Comité de Ambiente;
6.1.3. Subsanar las debilites de la organización institucional:
48
dotar de estabilidad a la estructura organizativa.
dotar de competencias y funciones a las aperturas inferiores previstas en el
organigrama y Manual de Misiones y Funciones.
Articulación interinstitucional
6.2. Desarrollar relaciones interinstitucionales con los organismos gubernamentales y no
gubernamentales vinculados a la Plataforma Continental Argentina.
Sistema de información ambiental
6.3. Obtener registro de la documentación ambiental básica relativa a las actividades
desarrolladas por los operadores de las áreas en exploración donde se registra actividad.
Evaluación de impacto ambiental
6.4. Participar en la elaboración de los EIAs correspondientes a las áreas en exploración
donde se registra actividad.
Monitoreo y seguimiento ambiental
6.5. Realizar acciones de seguimiento, medición, monitoreo y análisis de las acciones que
desarrollan los operadores en la áreas de exploración vigentes.
Seguro Ambiental
6.6. Arbitrar los medios pertinentes para cumplimentar con la obligación de contar con el
seguro ambiental previsto en el art. 22 de la LGA.
II. Exploración y explotación de hidrocarburos off-shore
Planificación estratégica
6.7. Desarrollar una planificación estratégica en materia de exploración y explotación de
hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina (off shore).
49
Seguimiento y fiscalización
6.8. Realizar un seguimiento de la actividad de exploración hidrocarburífera: obtener
información y documentación completa y actualizada sobre el grado de avance y estado de
situación de las actividades de exploración de hidrocarburos en la Plataforma Continental
Argentina (off shore) que realizan sus asociados.
Banco de Datos Integral de Hidrocarburos
6.9. Arbitrar los medios para dotar a ENARSA de las herramientas suficientes para la gestión
de la BIDH.
7. CONCLUSIÓN
La Ley 25.943 creó a ENARSA con amplias facultades para llevar a cabo el estudio,
exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos
y el transporte, almacenamiento, distribución, comercialización e industrialización de estos
productos y sus derivados directos e indirectos. Tiene facultades para la prestación del
servicio público de transporte y distribución de gas natural, a cuyo efecto podrá elaborarlos,
procesarlos, refinarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos, o exportarlos y
realizar cualquier otra operación complementaria de su actividad industrial y comercial o que
resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Además tiene atribuciones para
transportar, distribuir y comercializar energía eléctrica; puede realizar actividades comerciales
vinculadas con bienes energéticos y desarrollar cualquiera de las actividades previstas en su
objeto en el país y en el extranjero.
Estas atribuciones son particularmente relevantes en materia de exploración y explotación en
la Plataforma Continental Argentina, debido a que ENARSA detenta por ley la titularidad de
los permisos de exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas
50
marítimas nacionales que no se encontraban sujetas a tales permisos o concesiones a la fecha
de su creación.
Sin embargo, transcurridos nueve años de su creación, ENARSA no ha priorizado la
exploración de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina ya que no logró
desarrollar un plan estratégico y ha implementado escasas actividades: sólo concretó un
Programa de Sísmica 2D, que relevó un conjunto de líneas en la Plataforma y concertó
acuerdos de exploración en tres áreas (E-1, E-2 y E-3). ENARSA ha identificado otras áreas
“a licitar” sin que haya evidencia documental de dicho proceso y cuatro áreas más (CAA 16,
CAA 20, Salmon y Calamar) pertenecientes a dos proyectos con PDVSA, donde ENARSA no
informa sobre el estado ni el avance de los proyectos.
Además, ENARSA no realiza un seguimiento del desempeño obtenido por sus asociados, ya
que no cuenta con información completa y actualizada sobre las actividades realizadas.
Tampoco ha generado relaciones interinstitucionales con los organismos que operan en la
Plataforma Continental Argentina a efectos de compartir información técnica y contribuir a un
diagnóstico más integral.
No hay evidencia documental de que ENARSA haya articulado sus acciones con la nueva
política hidrocarburífera establecida en ley 26.741, que prevé metas de incremento de la
exploración y la explotación de hidrocarburos y el funcionamiento de una Comisión de
Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas
en la órbita de la Secretaria de Política Económica y Planificación del Desarrollo del
Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
En cuanto a la gestión ambiental, ENARSA presenta múltiples debilidades. Si bien ha
instituido un Sistema de Gestión Integrado (SGI) el Manual de Gestión Integrada carece de
operatividad, debido a la falta de procedimientos formales. Tampoco ha contribuido a su
implementación la estructura organizacional, ya que está sometida a reiterados cambios, no se
51
han asignado las misiones y funciones a todas las áreas y no se ha instituido el Comité
Ambiental.
A pesar de que la exploración y explotación de hidrocarburos es una actividad con un
potencial impacto ambiental negativo, ENARSA no registra ni controla la actividad ambiental
de los operadores con los que está asociada (EIA, Plan de contingencia, monitoreos, informes
de cierre de pozos) ni ha realizado las gestiones necesarias para cumplir con la ley general del
ambiente en materia de seguro ambiental.
8. LUGAR Y FECHA
BUENOS AIRES, Septiembre 2013
9. FIRMA
52
Anexo I. Marco Legal
CONSTITUCIÓN NACIONAL
Artículo 31 Establece que la Constitución Nacional es ley suprema de la Nación y que las autoridades de cada provincia están obligadas a conformarse a ella.
Artículo 75, Incisos 10, 12, 13, 18, 22, y 24.
Reconoce al Congreso de la Nación competencia para: (i)reglamentar la libre navegación de los ríos interiores, habilitar los puertos que considere convenientes (inc.10); (ii) legislar en materia de hidrocarburos, en el marco de lo (inc.12); (ii) reglar el comercio con las naciones extranjeras, y de las provincias entre sí (inc.13); (iv) proveer lo conducente a la prosperidad del país (inc. 18); (v) aprobar o desechar tratados concluidos con las demás naciones y con las organizaciones internacionales (inc.22) y (vi) aprobar tratados de integración que deleguen competencias y jurisdicción a organizaciones supraestatales en condiciones de reciprocidad e igualdad, y que respeten el orden democrático y los derechos humanos.
Artículo 41 Reconoce el derecho de todos los habitantes a un ambiente sano y el deber de preservarlo. Establece que corresponde al Congreso de la Nación dictar las normas de presupuestos mínimos de protección ambiental y a las provincias las necesarias para complementarlas. Asimismo, impone a quien provoca un daño al ambiente la obligación prioritaria de recomponerlo
Artículo 124 Establece que corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio.
LEYES NACIONALES Ley Nº 17.094 B.O. 10.01.1967
Dispone la que soberanía de la Nación Argentina se extiende al mar adyacente a su territorio hasta una distancia de doscientas millas marinas, medidas desde la línea de las más bajas mareas, salvo en los casos de los golfos San Matías, Nuevo y San Jorge, en que se medirán desde la línea que une los cabos que forman su boca. Además, establece que la soberanía de la Nación Argentina se extiende asimismo al lecho del mar y al subsuelo de las zonas submarinas adyacentes a su territorio hasta una profundidad de doscientos metros o más allá de este límite, hasta donde la profundidad de las aguas suprayacentes permita la explotación de los recursos naturales de dichas zonas.
Ley N° 17.319 B.O. 30.06.1967
Declara como inalienables e imprescriptibles dentro del patrimonio del Estado Nacional los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados dentro del territorio de la República Argentina y en su plataforma continental. Regula la actividad de explotación, industrialización, transporte y comercialización y faculta al Poder Ejecutivo para reglamentar la actividad y otorgar los permisos de exploración, concesiones temporales de explotación y transporte de hidrocarburos. Brinda herramientas al Poder Ejecutivo para regular el mercado tanto cuando la producción nacional no alcance a cubrir las necesidades internas fijando precios, como así también regulando las exportaciones de los excedentes cuando las necesidades internas sean superadas. También inserta a las empresas estatales como elementos fundamentales en la política nacional en la materia y el mantenimiento de sus reservas preservando determinadas zonas a su favor. Si bien no contiene previsiones ambientales específicas, determina que siempre se deben aplicar técnicas modernas, racionales y eficientes evitando daños adoptando todas las medidas necesarias para evitar o reducir los perjuicios a las actividades agropecuarias, a la pesca, las comunicaciones, y los mantos de agua que se
53
hallaren durante la perforación. Finalmente establece la obligación general de cumplir las normas legales y reglamentarias nacionales provinciales y municipales.
Ley Nº 21.353 B.O. 08.06.1976
Aprueba el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación del Mar por Hidrocarburos (OILPOL 54).
Ley Nº 21.947 B.O. 09.03.1979
Aprueba el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación del Mar por Vertimientos de Desechos y Otras Materias (LC 72).
Ley Nº 22.079 B.O. 24.09.1979
Aprueba el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar (SOLAS 74/78).
Ley Nº 22.190 B.O. 18.03.1980
Introdujo aspectos novedosos en el tema de la prevención de la contaminación de las aguas, y le asignó importantes funciones a la P.N.A. Bajo el principio "el que contamina paga" (responsabilidad objetiva), establece que el buque responsable, independientemente que le corresponda o no pagar multa, deberá abonar los gastos que la tarea de limpieza ocasione.
Ley Nº 23.456 B.O. 14.04.1987
Aprueba el Convenio Internacional de Intervención en Alta Mar para Prevenir Incidentes de Contaminación (INTERVENTION 69).
Ley Nº 23.968 B.O. 05.12.1991
Fija la línea de base de la República Argentina, a partir de las cuales se miden sus espacios marítimos, las líneas de base normales y de base rectas.
Ley N° 24.051 B.O. 17.01.1992
Esta Ley regula la generación, manipulación, transporte, tratamiento y disposición final de residuos peligrosos que quedarán sujetos a sus disposiciones, cuando se tratare de residuos generados o ubicados en lugares sometidos a jurisdicción nacional. Se aplica en aquellos supuestos de interjurisdiccionalidad, es decir, cuando un residuo peligroso es generado, transportado o tratado y/o dispuesto finalmente fuera de la jurisdicción provincial.
Ley Nº 24.093 B.O. 26.06.1992
Regula todos los aspectos vinculados a la habilitación, administración y operación de los puertos estatales y particulares existentes o a crearse en el territorio de la República Argentina.
Ley Nº 24.089 B.O. 01.07.1992
Aprueba el Convenio MARPOL 73/78, establece que el Ministerio de Defensa a través de P.N.A. será la Autoridad de Aplicación del mismo.
Ley Nº 24.145 B.O. 06.11.1992
Federalización de Hidrocarburos. Transformación Empresaria y Privatización del Capital de YPF Sociedad Anónima. Privatización de Activos y Acciones de YPF S.A.
Ley Nº 24.292 B.O. 18.01.1994
Aprueba el Convenio OPRC, establece que el Ministerio de Defensa a través de la P.N.A. será la Autoridad de Aplicación del mismo.
Ley Nº 24.543 B.O. 25.10.1995
Aprueba la CONVENCION DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL DERECHO DEL MAR.
Ley Nº 24.815 B.O. 26.05.1997
Crea la Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (la "Comisión") bajo la dependencia directa del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto.
Ley Nº 25.137 B.O. 21.09.1999
Aprueba los Convenios Internacionales de Responsabilidad Civil (CLC/69) y de Constitución de un Fondo de Indemnización por Daños Causados por Contaminación por Hidrocarburos (FUND/71), en sus versiones modificadas por sendos Protocolos de 1992.
Ley Nº 25.382 B.O.11.01.2001
Aprueba el memorándum de entendimiento en materia de hidrocarburos suscripto por los gobiernos de la República Argentina y la República de Guatemala. Contiene la temática de cuidados y mitigación de impactos ambientales.
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Ley Nº 25.675 B.O. 28.11.2002
Establece los principios de política ambiental aplicables en todo el territorio del país. A su vez, define los presupuestos mínimos de protección ambiental ciudadana, contiene disposiciones sobre el ordenamiento ambiental, evaluación de impacto ambiental, información de impacto ambiental y participación ciudadana. Determina la obligación para quien realice actividades riesgosas de contratar un seguro de cobertura por el daño ambiental. Asimismo, define el daño ambiental estableciendo la obligación de su recomposición y el régimen de responsabilidades. Por otra parte, crea el fondo de compensación ambiental que será administrado por la autoridad ambiental de cada provincia, cuyo propósito es la atención de emergencias ambientales y la contribución al sustento de costo de las acciones de remediación.
Ley Nº 25.943 B.O. 03.11.2004
Crea a ENERGIA ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA (ENARSA) y dispone que tendrá por objeto llevar a cabo por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos, el transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, así como de la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural, a cuyo efecto podrá elaborarlos, procesarlos, refinarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos, o exportarlos y realizar cualquier otra operación complementaria de su actividad industrial y comercial o que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Asimismo, establece que tendrá la titularidad de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley.
Ley Nº 26.154 B.O. 01.11.2006
Crea un régimen promocional para la exploración y explotación de hidrocarburos aplicable en las Provincias y Plataforma Continental.
Ley Nº 26.197 B.O. 05.01.2007
Sustituye el artículo 1º de la Ley Nº 17.319, modificado por el artículo 1º de la Ley Nº 24.145. Establece que las provincias asumirán en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en sus respectivos territorios y en el lecho y subsuelo del mar territorial del que fueren ribereñas. Determina la transferencia de todos los permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos, así como de todos los contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos otorgados o aprobados por el Estado Nacional en uso de sus facultades. En el caso de concesiones de transporte de hidrocarburos que abarquen dos o más provincias o que tengan como destino directo la exportación, dispone que continuará como autoridad concedente el Estado Nacional; mientras que deberán transferirse a las provincias todas aquellas concesiones de transporte cuyas trazas comiencen y terminen dentro de una misma jurisdicción provincial y que no tengan como destino directo la exportación. La norma dispone, además, la creación de un Acuerdo de Transferencia de Información Petrolera, a través del cual el Estado Nacional y las Provincias productoras intercambiarán información acerca de los permisos de exploración o concesiones de explotación en vigencia, de las concesiones de transporte, el estado de cuenta y conciliación de acreencias por los cánones correspondientes a cada área de concesión, el listado de obligaciones pendientes por parte de los permisionarios y/o concesionarios que sean relevantes frente al hecho de la transferencia y las condiciones ambientales correspondientes a cada área y/o yacimiento.
Ley Nº 26.659 B.O.13.04.2011
Establece las condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina. Prohíbe: (i) desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, sin haber obtenido la
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habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina; (ii) tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que presten servicios para dichos desarrollos; (iii) contratar y/o efectuar actividades hidrocarburíferas, transacciones, actos de comercio, operaciones económicas, financieras, logísticas, técnicas, actividades de consultoría y/o asesoría, ya sea a título oneroso o gratuito, con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, para que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina.
Ley Nº 26.741 B.O. 07.05.2012
Declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos.
DECRETOS NACIONALES
Decreto Nº 831/93 B.O. 03.05.1993
Reglamenta la Ley Nº 24.051, que regula las actividades de generación, manipulación, transporte, tratamiento y disposición final de residuos peligrosos.
Decreto Nº 1028/2001 B.O.24.08.2001
Establece el sistema de información federal de combustibles administrado por el ministerio de infraestructura y vivienda a través de la secretaria de energía y minería, con la finalidad de contar con información técnica y económica relevante correspondiente a los agentes económicos que se desempeñen en actividades de la industria de los combustibles en las distintas jurisdicciones.
Decreto Nº 2413/2002 B.O. 28.11.2002
Observa la Ley Nº 25.675: artículo 3º, el vocablo "operativas"; en el artículo 19, la expresión: "a ser consultada y"; en el artículo 29, la frase: "Se presume iuris tantum la responsabilidad del autor del daño ambiental, si existen infracciones a las normas ambientales administrativas." ; y en el artículo 32, la frase: "Asimismo, en su sentencia, de acuerdo a las reglas de la sana crítica, el juez podrá extender su fallo a cuestiones no sometidas expresamente a su consideración por las partes."
Decreto Nº 481/2003 B.O. 06.03.2003
Designación de la Secretaria de Ambiente y Desarrollo Sustentable como autoridad de aplicación de la Política Ambiental Nacional.
Decreto Nº 546/2003 B.O. 11.08.2003
Reconoce a los Estados provinciales, a través de sus organismos concedentes o de aplicación, el derecho a otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación, almacenaje y transporte de hidrocarburos en sus respectivas jurisdicciones sobre aquellas áreas que reviertan a las provincias, denominadas en transferencia por el Decreto Nº 1955/1994, y sobre aquellas áreas que se definan en sus planes de exploración y/o explotación por la propia autoridad provincial competente, dando acabado cumplimiento a los requisitos y condiciones que determina la Ley Nº 17.319 y sus normas reglamentarias y complementarias, y, en general, ejercer, dentro de sus jurisdicciones, todas las competencias que el art. 98 de la Ley Nº 17.319 otorga al Poder Ejecutivo Nacional.
Decreto Nº 1158/2004 B.O. 07.09.2004
Observa la Ley Nº 25.916 en el art. 24, la expresión "...en el ámbito de su jurisdicción...". Observa los arts.30, 33, 34 y 37.
Decreto Nº 1529/2004 B.O. 03.11.2004
Promulga la Ley Nº 25.943 de creación de ENARSA.
Decreto Nº 1692/2004 B.O. 02.12.2004
Aprueba el estatuto social de ENARSA.
Decreto Nº 1277/2012 B.O. 27.07.2012
Reglamenta la Ley Nº 26.741 de soberanía hidrocarburífera.
56
Decreto Nº 1638/2012 B.O. 11.09.2012
Unifica y redefine normas relacionadas al seguro ambiental de incidencia colectiva obligatorio. Mediante este decreto se traspasa la competencia del tema a la Jefatura de Gabinete de Ministros -hasta ese momento estaba bajo la órbita de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable y la Secretaría de Finanzas, de quien depende la Superintendencia de Seguros-. Dentro del nuevo ámbito, se crea una Comisión Técnica de Evaluación de Riesgos Ambientales como organismo de asesoramiento y asistencia, con las atribuciones y tareas que se definen en la misma norma. Entre otras cuestiones, establece que se podrán contratar dos tipos de seguros: a) seguro de caución por daño ambiental de incidencia colectiva; y b) seguro de responsabilidad por daño ambiental de incidencia colectiva
RESOLUCIONES NACIONALES Resolución Nº 105/92 (Secretaría de Energía de la Nación) B.O.18.11.1992
Aprueba las normas y procedimientos para proteger el medio ambiente durante la etapa de exploración y explotación de hidrocarburos. Prevé en la Etapa de Exploración un Estudio Ambiental Previo, en antes de que se perfore el primer pozo exploratorio en el área asignada. Tiene como objeto dar recomendaciones para prevenir y reducir el impacto ambiental que puede generarse con la perforación exploratoria. La Autoridad de Aplicación, coordinará con los organismos provinciales, el Monitoreo de las Obras y Tareas durante la perforación del pozo exploratorio, para lo cual deberá comunicar al operador, el nombre de la o las personas designadas quienes llevarán a cabo dicho monitoreo.
Resolución Nº 252/93 (Secretaría de Energía de la Nación) B.O.10.09.1993
Aprueba las guías y recomendaciones para la ejecución de los Estudios Ambientales y Monitoreo de Obras y Tareas exigidos por la Resolución N° 105/92.
Resolución Nº 342/93 (Secretaría de Energía de la Nación) B.O.04.11.1993
Aprueba la "Estructura de los Planes de Contingencia". Establece que todo Plan tiene como primordial consideración la salvaguardia de la vida y su ambiente natural. Este concepto, no debe estar afectado por ningún factor especulativo. Previo a la elaboración del Plan es imprescindible una adecuada Determinación de los Riesgos, dado que la correcta y precisa Evaluación y Administración de los mismos permitirá la óptima decisión gerencial con respecto al nivel de riesgo a asumir y a los medios humanos y materiales a proveer.
Resolución Nº 5/1996 (Secretaria de Energía de la Nación) B.O.09.01.1996
Regula lo atinente al abandono de pozos de hidrocarburos. Aprobando un procedimiento donde se establecen tipos de abandono de pozos, de hidrocarburos (líquidos y/o gaseosos o estériles): El TEMPORARIO y el DEFINITIVO, correspondiendo al concesionario de explotación y/o permisionario de exploración, en base a razones técnicas, comerciales y/u operativas, determinar el tipo de abandono a efectuar. Regula los plazos y sus prioridades.
Resolución Nº 24/2004 (Secretaría de Energía de la Nación) B.O.14.01.2004
Establece todos los requisitos a cumplir por las compañías operadoras de áreas de exploración y/o explotación de hidrocarburos. Realiza una clasificación de los incidentes ambientales y regula la presentación de informes de incidentes ambientales.
Resolución Nº 25/2004 (Secretaría de Energía de la Nación) B.O. 14.01.2004
Aprueba las "Normas para la Presentación de los Estudios Ambientales Correspondientes a los Permisos de Exploración y Concesiones de Explotación de Hidrocarburos".
Resolución Nº 1299/2006 (Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios)
Homologa el Convenio Marco para la Generación de la Base de Datos Integral de Hidrocarburos, celebrado entre la Subsecretaría de Combustibles y (ENARSA.
57
B.O. 20.07.2006
Resolución Nº 1283/2006 Secretaria de Energía de la Nación) B.O.15.09.2006
Establece las especificaciones técnicas de los combustibles en el territorio nacional que en su combustión implican una emisión determinada y su afectación a la calidad del Aire.
Resolución Nº 1639/2007 (Secretaría de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación) B.O. 21.11.2007
Aprueba el listado de rubros comprendidos y la categorización de industrias y actividades de servicios, según su nivel de complejidad, sustituyendo los Anexos I y II de las Resoluciones Nº 177/07 y 303/07 de la SAyDS.
Resolución Nº 1398/2008 (Secretaría de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación) B.O. 22.09.2008
Establece los montos mínimos asegurables de entidad suficiente (MMAES), conforme lo establecido por el artículo 22 de la Ley Nº 25.675, completándose así las reglamentaciones del seguro ambiental obligatorio. Los alcances y la metodología del MMAES se encuentran definidos en los Anexos I y II de la mencionada resolución.
Resolución Nº 24/2011 (Secretaría de Hacienda de Presupuesto de la Nación) B.O. 16.02.2011
Aprueba la actualización y ordenamiento de la clasificación institucional para el sector público nacional.
Resolución Nº 37.160/2012 (Superintendencia de Seguros de la Nación) B.O. 23.10.2012
Aprueba con carácter general y de aplicación uniforme para todas las entidades aseguradoras, las condiciones generales del “seguro obligatorio de caución por daño ambiental de incidencia colectiva” y el “seguro obligatorio de responsabilidad por daño ambiental de incidencia colectiva”.
DISPOSICIONES NACIONALES Disposición Nº 19/2004 Subsecretaría de Combustibles de la Nación) B.O.16.01.2004
Establece que las empresas operadoras de Concesiones de Explotación de Hidrocarburos deberán presentar un Plan de Trabajo Anual de los nuevos oleoductos, gasoductos, poliductos e instalaciones complementarias a construir el año siguiente, que no revistan el carácter de Concesiones de Transporte.
Disposición Nº 123/2006 (Subsecretaria de Combustibles de la Nación) B.O.04.09.2006
Aprueba las “normas de protección ambiental para los sistemas de transporte de hidrocarburos por oleoductos, poliductos, terminales marítimas e instalaciones complementarias”.
Ley Nº 26.154
Con fecha 11 de octubre de 2006, el Congreso de la Nación sanciona la Ley Nº 26.15458 que
crea un régimen promocional para la exploración y explotación de hidrocarburos aplicable en
las Provincias y Plataforma Continental y comprende a: (i) todas la áreas otorgadas a través de
la Ley Nº 25.943 y aquellas con potencial geológico sobre las que actualmente no existan
derechos de terceros otorgados por la Ley Nº 17.319, en jurisdicción de las Provincias que 58 Publicada en el B.O. en fecha 01.11.06
58
adhieran a este régimen y (ii) los permisionarios de exploración y los concesionarios de
explotación de las concesiones otorgadas por la Ley Nº 17.319. El plazo para acceder a este
régimen es de cinco (5) años para el primer caso y cuatro (4) años en el segundo caso, cuando
se trate de la plataforma continental.
La norma dispone (arts. 4 y 15) que para acceder a los beneficios otorgados por este régimen,
ENARSA deberá forma parte, en asociación, del permiso de exploración y de la posterior
concesión de explotación; teniendo esta asociación un carácter “ineludible” y pudiéndose
adoptar las particularidades y la figura jurídica societaria que cada caso así lo amerite.
Ley Nº 26.659
Con fecha 16 de marzo de 2011, el Congreso de la Nación sancionó la Ley Nº 26.65959que
establece condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la Plataforma
Continental Argentina. Así, en el art. 2, establece que “se prohíbe a toda persona física o
jurídica, nacional o extranjera, que realice o se encuentre autorizada a realizar actividades
en la República Argentina y sus accionistas a:
1. Desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin
haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina;
2. Tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras,
que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin
haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que
presten servicios para dichos desarrollos;
3. Contratar y/o efectuar actividades hidrocarburíferas, transacciones, actos de comercio,
operaciones económicas, financieras, logísticas, técnicas, actividades de consultoría y/o
asesoría, ya sea a título oneroso o gratuito, con personas físicas o jurídicas, nacionales o
extranjeras, para que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental
Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente
argentina”.
59 Publicada en el B.O. en fecha 13.04.11
59
Anexo II. Documentación Analizada
I. Actas de Directorio
II. Organigrama y Manual de Misiones y Funciones
III. Acuerdo Binacional- PDVSA
IV. Programa Argentino de Sísmica
V. Mapa de Bloques Exploratorios
VI. Documentos de Protocolización
VII. Documentos de las Áreas E-1, E-2 y E-3
VIII. Documentos de la BDIH
I. Actas de Directorio
Acta de Reunión de Directorio N° 91 del 08 de Octubre de 2008.
Acta de Reunión de Directorio N°181 del 26 de Abril de 2011.
Acta de Reunión de Directorio N°221 del 16 de Mayo 2012.
Acta de Reunión de Directorio N° 223 Foja 14 de junio 2012.
Acta de Reunión de Directorio N° 225 del 22 de junio del 2012.
Acta de Reunión de Directorio N°231 del 26 de Septiembre de 2012.
Acta de Reunión de Directorio N°234 del 18 de Octubre de 2012.
Acta de Reunión de Directorio N°239 de 6 de Noviembre de 2012.
Acta de Reunión de Directorio N° 241 del 29 de Noviembre de 2012.
Acta deReunión de Directorio N° 243 del 12 de Diciembre de 2012.
Acta de Reunión de Directorio N°244 del 20 de Diciembre de 2012.
Acta deReunión de Directorio N° 249 del 30 de Enero de 2013.
Acta deReunión de Directorio N° 266 del 19 de Julio de 2013.
Acta de Reunión de Directorio N°250 del 26 de febrero del 2013.
Acta de reunión del Comité de Auditoria Nº 56 del 06 de Noviembre de 2012.
Acta de Asamblea Especial de Acciones Clase A y D del 17 de Mayo de 2013.
60
II. Organigrama y Manual de Misiones y Funciones
(Remito UAI ENARSA 110/2013)
Estructura Orgánica Manual de Misiones y Funciones aprobado por Acta de Directorio
Nº 91/2008.
Estructura Orgánica, aprobada por Acta de Directorio Nº239/2013.
Estructura Orgánica, Manual de Misiones y Funciones hasta gerencia aprobado por
Acta de Directorio Nº249/2013.
Organigrama y Manual de Misiones y Funciones hasta gerencia aprobado por Acta de
Directorio Nº 266/2013.
III. Documentos del Dpto. de Coordinación de Calidad, Ambiente y Seguridad
Documento de Especificaciones Técnicas para la licitación de Sísmica 3D en áreas
marítimas de la Cuenca de Malvinas.
Informe de Control Interno y Gestión del año 2012.
Manual “MANUAL CORPORATIVO DEL SISTEMA DE GESTIÓN
INTEGRADO”-Calidad, Ambiente y Seguridad (CAS). Revisión: 01.
IV. PDVSA
1. Addendum N° 1 Convenio Integral de Cooperación entre la República Argentina y La
República Bolivariana de Venezuela.
2. Carta de Intención entre el Ministerio de Energía y Petróleo y el Ministerio de
Planificación Federal, inversión Pública y Servicios en el Marco del Memorándum de
Entendimiento para la realización de actividades hidrocarburíferas conjuntas de
determinación cuantificación de reservas y de exploración y/o explotación de
hidrocarburos por parte de la República Bolivariana de Venezuela y de la República
Argentina (2 archivos en total – Carta de Intención y Memorándum de Entendimiento).
3. Comunicado Conjuntos de los Presidentes de la República Argentina y la República
Bolivariana de Venezuela.
61
4. Memorándum de Entendimiento entre la República Argentina y la República
Bolivariana de Venezuela para el diseño y la construcción de facilidades para la
regasificación de gas natural licuado.
5. Protocolo de Ejecución PDVSA-ENARSA.
6. Tratado de Seguridad Energética entre la República Argentina y la República
Bolivariana de Venezuela.
7. “Recopilación y análisis de la Información técnica asociada a la Cuenca costa afuera del
Golfo de San Jorge. Argentina (con énfasis en los bloques CAA-16 y 20). Informe Final.
Fase 1, de mayo 2007.
V. Programa Argentino de Sísmica
1. Memorándum de Entendimiento para la realización de un Programa de Adquisición
Sísmica Costa Afuera.
2. Nota Upstream Services y Anexo Seismic Data Processing Report- Confidential-
(Total 2 archivos- Nota y Anexo).
3. Prórroga para el comienzo de la Adquisición Sísmica.
VI. Mapa de Bloques Exploratorios
Áreas a licitar.
Áreas operadas (E-1,E-2, E-3).
Áreas proyectadas (Salmon y Calamar).
VII. Protocolización con la Pcia. de Santa Cruz
Contenidos de los 3 cds de Protocolización remitidos el 10/09/2013:
Contenido Cd N°1 A-Mensura
1- Anexo III- Planos
Mensura E2 Nacional_INCH V2 2007.dwg.
Mensura E2 Provincial_INCH V3 2007.dwg.
Mensura E2_INCH V4 2007.dwg.
Plot.
62
2- Anexo IV- Monografías
Monografía_RLOC 1 V1-2007.dwg.
Monografía _RLOC 1 V1-2007.dwg.
Monografía _RLOC 1 V1-2007.dwg.
Monografía _RLOC 1 V1-2007.dwg.
Plot.
3- Anexo IX-Cálculo de Vectores y Compensaciones.
Moyaike
PUNTO C186 188
Puntos Posgar Mensura carátula
Puntos Posgar Mensura.excel
Sección frayles
SIPEHITO
SIPEINCH
SIPET.SUM
SIPETAP
SIPETWGS
4- Anexo X- Legislación Vigente
Anexo X – Carátula
A) Ley Nº17.319
B) Decreto Nº8.546-68
C) Resolución Nº 309-1993
D) Ley Nº 23.968
E) Ley Nº 24.145
F) Ley Nº 25.943 – Decreto Nº 1.529
G) Ley Nº 26.197
5- Anexo 12 -Fotos R – LOC
CARPETA RLOC 1
DSC04629
63
Archivo de foto Word RLOC 1.doc
Rloc1b
CARPETA RLOC 2
Archivo de foto Word RLOC 2.doc
RLOC2A
RLOC2D
CARPETA RLOC 3
Archivo de foto Word RLOC 3.doc
RLOC3B
RLOC3E
CARPETA RLOC 4
Archivo de foto Word RLOC 4.doc
RLOC4
RLOC4B
6- Coordenadas
Coordenadas Inchauspe para Mensura.xls
Coordenadas Polígono Jurisdicción Nacional.xls
Coordenadas Polígonos Jurisdicción Provincial.xls Coordenadas POSGAR para Mensura.xls
Archivos sueltos en formato word:
1- Mensura ENARSA 2 Nueva V5.doc. Anexo XI - Carátula.doc.
Anexo XI - Línea de Costa Mensura – Cam 1- 1991.doc
Carátula y contenido.doc
Contenido Cd N° 2:
Mensura E2 Provincial_INCH v3 2007.dwg.
Mensura E2_INCH v4 2007.dwg.
Protocolizacion ENARSA 2 P1 v4.doc
64
Contenido Cd N° 3 Protocolizacion Nacional :
Mensura E2 Nacional_INCH v2 2007.dwg.
Mensura E2- INCH v 4 2007.dwg.
Protocolización ENARSA 2 N1 v4.doc.
65
VIII. Documentos de las Áreas E-1, E-2 y E-3
ÁREAS ARCHIVO TEMA 1_Offshore
VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
05/04/2013
Asociaciones Offshore de ENARSA (páginas 1, 2, 4 y 5) (Participación 35%, Operador YPF SA, Socios YPF SA, Petrobras, Petrouruguay) (Años 2010 y 2011 sin actividad) – Actualidad Definición de prospectos exploratorios para perforar un pozo (Mapa ÁREA E-1) (Definición prospectos exploratorios para perforar).
2_Offshore Info. 2010
Área E-1: Finalizó la interpretación de la sísmica 3Dresultando la perforaciónde un pozo exploratorio. La ubicación propuesta está dirigida a objetivos de la Formación Colorado para evaluar recursos de 720 MMB de petróleo, en una posición correspondiente al talud continental con una profundidad de agua de 1.600 metros y una profundidad final para este pozo de 3.600 metros.Costo previo sondeo 144 millones de dólares- Tiempo operación: 90 días. Cuadros: Actividad Desarrollada Adquisición e interpretación sísmica 3D (páginas: 3).
1_Área operación de H._Expl. yProd. 4
VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (8 al 12 de Noviembre 2011)
3/04/2013
Áreas en Operación: Área E-1: ENARSA, YPF, Petrobras, PetroUruguay. – Cuenca Colorado Marina – ENARSA-1 (Área Exploración). Asociaciones Offshore de ENARSA - Actividad Desarrollada Adquisición e interpretación sísmica 3D- Participación ENARSA 35% - Operador YPF S.A. – Socios YPF, Petrobras y Petrouruguay - Actividad Definición de prospectos exploratorios para perforar. Actividades a la fecha: Años 2009: Se completó procesamiento e interpretación de Sísmica 3D. Propuesta de un pozo exploratorio. Años 2010y 2011: Sin Actividad. Actualidad: Definición de prospectos exploratorios para perforar un pozo. No se perforó pozo aún. Mapas E-1. Actividades realizadas: Procesamiento e interpretación de la sísmica 3D registrada. Estudios de fondo marino, batimétrico y oceanográfico (páginas: 20).
E-1
– C
UE
NC
A C
OL
OR
AD
O M
AR
INA
1_Ypf 18/01/2013
ENARSA solicita a YPF información Área E-1 solicitada por AGN: Actividades prospección, exploración, desarrollo y explotación años 2009, 2010, 2011 y 2012 / Doc. Cumplimiento legal ambiental presentada autoridades nacionales, provinciales y municipales / Estudios de factibilidad, pliegos licitatorios y proyectos ejecutivos (4 páginas). Respuesta YPF a ENARSA referente a información solicitada por la AGN. E-1 – Cuenca Colorado, YPF 35%, Petrobras Arg. 25%, PetroUruguay 5%, ENARSA 35%. Programa de trabajo mínimo período exploratorio 2000 km de sísmica 3D para la 1ra. Etapa exploratoria (ejecutada) y 1 pozo exploratorio. Ley 17319 – Art. 23: Período exploratorio 12 años + 1 período de extensión de 5 años. YPF adquirió 5238 km2 de sísmica 2D, diseño y adquisición programa 2000 km2 de sísmica 3D, procesamiento de datos, modelados estratigráficos, muestreo de fondo marino y estudios para la predicción de acumulaciones hidrocarburíferas, con una inversión de 35,7 MMU$D. Actualmente investiga la localización de un pozo, con una inversión de 250 MMU$D. Objetivos: Complejos turbídicos, depósitos de arenas litorales y plataforma de edad Cretácica.
66
ÁREAS ARCHIVO TEMA 1_Ypf
18/01/2013 Identificación asociados a fans lacustres en el límite externo de la plataforma. Mapa: 1. Ejecutoria Presupuestaria 2009-2012. Actividades realizadas 2008 – 2009: Trabajo propuesta perforación pozo Colorado, suspendido. Actualmente se está trabajando para la perforación período 2014-2015. Por este motivo no se gestionaron los documentos solicitados por ENARSA. Resoluciones obligatorias autoridades de control, sólo informa las actividades de sísmica y pozo. Por ese motivo no informa la actividad E-1 (páginas: 4).
Contrato de UTE E1 31-1-2008
Contrato unión transitoria de empresa Área E1 – Febrero/2008 –: ENARSA conforma Unión Transitoria de empresa (Cap. III – Ley 19550) con YPF – PETROBRAS – PETROURUGUAY para llevar acabo la exploración, desarrollo, explotación, tratamiento y transporte de hidrocarburos del Área. S/Convenio 12/04/2006 las Partes explorarán Área E1 y CCM-2. Costos históricos: Erogaciones YPF en las áreas E1 y CCM-2. Porcentajes: ENARSA 35%, YPF 35%, PETROBRAS 25 %, PETROURUGUAY 5% (páginas: 16).
Monitoreo Remolcadores-Buque Sísmico
(ColoradoMarina 3D)
Monitoreo Ambiental de Remolcadores y Buque Sísmico. Proyecto Sísmico “Colorado Marina 3 D”. REPSOL YPF – NATURAL SURVEY CONSTING S.A. (páginas 38).
EIAP Colorado Marina 3D Estudio de Impacto Ambiental previo al Proyecto Sísmico” Colorado Marina 3 D” - . Mar Argentino – Zona Económica Exclusiva - REPSOL YPF – NATURAL SURVEY CONSTING S.A. (páginas 200).
Nota DAyDM
Nota DAyDM Nº 767 (20/06/2006) – Enviada al Subsecretario de Combustibles por Apoderado YPF S.A. – Tema: Envía adjunto EIA proyecto Sísmico “Colorado Marina 3D” – Página: 1.
E
-1 –
CU
EN
CA
CO
LO
RA
DO
MA
RIN
A
Acuerdo Off Shore YPF Acuerdo estratégico para la exploración, desarrollo y producción del offshore argentino entre ENARSA e YPF (11/01/2006) – Definen y establecen mecanismos de colaboración referente a la exploración y eventual desarrollo del offshore argentino – En el mapa (página 11) se detalla el área E-1 - (páginas. 11)
67
ÁREAS ARCHIVO TEMA EA Hélix E-2 INFORME FINAL ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A.
Adenda al Estudio Ambiental para la exploración del Área Hélix- E2 - Área E—2 (ex CAM-3 – CAM-1) Actualización del Resumen Ejecutivo Julio de 2008 Ref. Nº 0083028 (páginas 2173).
ESTUDIO AMBIENTAL E2
Estudio Ambiental para la exploración del Área E2 (ex CAM-3 – CAM-1) Cuenca Austral, República Argentina Resumen Ejecutivo Agosto de 2007 www.erm.com (páginas 2683).
Información Actividades para ENARSA
Bloque E
Actividades prospectivas y de exploración Bloque E-2 offshore Años 2009, 2010, 2011 y 2012 (páginas 3).
Informe final de Abandono del Pozo
Exploratorio Hélix E2 x-1 revjgb
ENAP SIPETROL– Informe Final de Perforación – Pozo Hélix E2.x1 POZO ABANDONADO (páginas 9) (Se han enviado solamente las páginas 161 a 169) - Informe Final Total páginas 321).
Informe final de Abandono del Pozo
Exploratorio Hélix E2 x-2 revjgb
ENAP SIPETROL– Informe Final de Perforación – Pozo Hélix E2.x2 POZO ABANDONADO (páginas 10) (Se han enviado solamente las páginas 129 a 138) - Informe Final Total páginas 287).
Informe final de Abandono del Pozo
Exploratorio Helix E2 x-3 revjgb
ENAP SIPETROL– Informe Final de Perforación – Pozo Hélix E2.x2 POZO ABANDONADO (páginas 14) (Se han enviado solamente las páginas 117 a 130) - Informe Final Total páginas 198). E
-2 –
CU
EN
CA
AU
ST
RA
L M
AR
INA
Contrato UTE_E2 Contrato de unión transitoria de empresas Área E2 (31/03/2008)- ENARSA conforma una unión transitoria con ENAP SIPETROL e YPF la exploración, desarrollo, explotación, tratamiento y transporte de Hidrocarburos provenientes del Área. Realización segundo pozo exploratorio en E-2. Convenios 7/02/2006 y 25/09/2006 se asociaron para explorar y/o explorar en forma conjunta E-2 entre otras. Participación: ENARSA 33,33%, ENAP SIPETROL 33,33 % e YPF 33,33 % - Mapa: 1- (páginas: 40).
68
ÁREAS ARCHIVO TEMA 1_Offshore
VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
05/04/2013
Asociaciones Offshore de ENARSA (páginas 1, 3, 4 y 5) (Participación 35%, Operador Petrobras, Socios Petrobras YPF SA) (Años 2010 y 2011 sin actividad) – Actualidad Definición de prospectos exploratorios para perforar un pozo) (Mapa ÁREA E-3) (No se realizó) (Se completó la campaña de registración y se realizó el procesamiento e interpretación) (No se realizó adquisición de sísmica 2D y 3D hasta la fecha).
2_Offshore Info. 2010
Área E- 3: Concreta programa de adquisición de 7000 km de aerogravimetría y magnetometría. La información obtenida fue procesada y los resultados permitieron el conocimiento geológico – geofísico del área para localizar reservorios a ser explorados (páginas 3). Cuadros: Actividad Campaña de aeromagnetometría y aerogravimetría Actividad Se completó la campaña de registración y se realizó el procesamiento e interpretación (páginas: 3).
1_Área operación de H._Expl y Prod. 4
VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (8 al 12 de Noviembre 2011)
3/04/2013
Áreas en operación: Área E-3: ENARSA-3 (Área Exploración). Asociaciones Offshore de ENARSA - Actividad Desarrollada Campaña de Aeromagnetometría y Aerogravimetría Participación ENARSA 35% - Operador PETROBRAS. – Socios Petrobras - YPF- Actividad Se completó la campaña de registración y se realizó el procesamiento e interpretación. Actividades a la fecha: Años 2009: Se completó el procesamiento e interpretación de la información adquirida permitiendo mejorar sustancialmente el conocimiento geológico. Año: 2010: Sin Actividad - 2011: Sin Actividad. Actualidad: No se realizó adquisición de sísmica 2D y 3D hasta la fecha. Mapa E-3. UTE integrada por PETOBRAS (Operador), YPF, ENARSA. Completa campaña para realizar un relevamiento de datos gravimétricos y magnetométricos sobre unos 7500 km. Completó procesamiento e interpretación adquirida, mejorando el conocimiento geológico-geofísico del área (páginas: 20).
1_nota 18/01/2013
ENARSA solicita Petrobras, la información requerida por la AGN correspondiente al área E3: Actividades prospección, exploración, desarrollo y explotación años 2009, 2010, 2011 y 2012 / Doc. Cumplimiento legal ambiental presentada autoridades nacionales, provinciales y municipales / Estudios de factibilidad, pliegos licitatorios y proyectos ejecutivos (1 página).
Convenio de Asociación E-3
Convenio de Asociación entre ENARSA, PETROBRAS e YPF (2/11/2006) conforman una UTE (suscripta 12/09/2006 – Acta Acuerdo Área ENARSA 3 (ex áreas CAA1 / CAA8)) sentaron las bases en el Acta acuerdo para explorar y/o explotar E-3 (ex áreas CAA1/ CA8) - Participación: ENARSA 35%, PETROBRAS 35% e YPF 30% - (páginas: 13).
E-3
– C
UE
NC
A C
OL
OR
AD
O M
AR
INA
4_Offshore VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
05/04/2013
Asociaciones Offshore de ENARSA (páginas 1, 3, 4 y 5) (Participación 35%, Operador Petrobras, Socios Petrobras YPF SA) (Años 2010 y 2011 sin actividad) – Actualidad Definición de prospectos exploratorios para perforar un pozo) (Mapa ÁREA E-3) (No se realizó) (Se completó la campaña de registración y se realizó el procesamiento e interpretación) (No se realizó adquisición de sísmica 2D y 3D hasta la fecha) – (páginas 30).
69
IX. Documentos de la BDIH
1 - Remito Nº GODR 053/2013 – ENARSA (28/06/2013)
CD N° 1 – Conteniendo información relativa al Acuerdo Marco BDIH (7 Archivos):
Convenio Marco de participación en el BDIH de las provincias de:
CHUBUT Noviembre 2007;
FORMOSA Noviembre 2008;
NEUQUÉN Junio 2008;
RÍO NEGRO Septiembre 2009;
SANTA CRUZ Junio 2008; y
TIERRA DEL FUEGO Junio 2008.
Resolución del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios Nº 1299
– Julio 2006.
CD N° 2 “Minutas de Reunión quincenal de seguimiento y operativa” ENARSA-REMASA
y Otras minutas.
Minutas REMASA 2007 AL 2013, según el siguiente detalle:
Minutas 2007: 1 Carpeta denominada “Otras Minutas” con 2 (dos) minutas (Reunión
con SEN + Reunión con REMASA) y 48 Minutas (1/12 – 14/44 - 46/50).
Minutas 2008: 1 Carpeta denominada “Otras Minutas” con 2 (dos) minutas (2
reuniones YPF) y 27 Minutas (51/64 - 66/78).
Minutas 2009: 1 Carpeta Otras Minutas con 2 (dos) minutas (1 minuta ampliación
ALMACENAMIENTO DISASTER RECOVERY BACK UP + reunión YPF) y 24
Minutas (79 / 102).
Minutas 2010: Minutas 26 (103 / 128).
Minutas 2011: Minutas 23 (129 / 151).
70
Minutas 2012: Minutas 25 (152 / 176).
Carpeta Minutas 2013: Minutas 12 (177 / 188 (hasta el 5/06/2013)).
CD N° 3:
Presentación Base de Datos de Hidrocarburos.
BDIH General – PowerPoint (1 Archivo / 13 Diapositivas).
Notas administrativas: Remitos de entrega del Sistema – Cronograma.
Notas administrativas: Entrega Software BDIH, Entrega ArcIMS y Cronograma BDIH
2803/2007.
Procesos y normas: Estándar de solicitud de información – Estándar de medios –
Certificación ISO 9001: 2008. Manual de Calidad – Proceso Central E&P – Proceso
Central General y Manual de Conducta.
Procesos y Normas.
Estándares información BDIH: Estándar de solicitud de información de
operadoras_200908005 y BDIH Estándar de medios.
ISO 9001
Bureau Veritas Certification.
MN-GEG_001 Manual de Calidad REMASA.
PC-GDC_002 Proceso Central E&P Hidrocarburos.
PC-GEG_001 Proceso Central General.
PO-GEG_001 Política de Guía de Conducta.
Legislación entrega de información.
DecretoNº 546/03.
71
Resolución SEN 319/93.
Servicios del Data Center.
Remasa Data Center (1 Archivo).
2. – Información Complementaria Remito Nº GODR 054/2013 – ENARSA (01/07/2013)
Notas Enviadas por ENARSA.
Notas Enviadas a Operadoras.
Notas Enviadas a Operadora – APACHE: 5 notas (2008/2009).
Notas Enviadas a Operadora – CAPSA: 2 notas (2008/2012).
Notas Enviadas a Operadora – GRAN TIERRA: 1 nota (2009).
Notas Enviadas a Operadora – OXY: 3 notas (2009/2010).
Notas Enviadas a Operadora – PAN AMERICAN: 8 notas (2008/2009/2010/2012).
Notas Enviadas a Operadora – PETROBRAS: 2 notas (2009/2012).
Notas Enviadas a Operadora – PLUSPETROL: 1 nota (2009).
Notas Enviadas a Operadora – ROCH: 3 notas (2008/2009).
Notas Enviadas a Operadora – SIPETROL: 5 notas (2008/2009/2012).
Notas Enviadas a Operadora – TECPETROL: 3 notas (2008).
Notas Enviadas a Operadora – TOTAL: 5 notas (2008/2010).
Notas Enviadas a Operadora – YPF: 16 notas (2008/2009/2010).
Notas Enviadas a Provincias.
Notas Enviada a Provincia – CHUBUT: 10 notas (2008/2009/2010/2012).
Notas Enviada a Provincia – JUJUY: 1 nota (2009).
Notas Enviada a Provincia – NEUQUÉN: 2 notas (2008).
Notas Enviada a Provincia – SANTA CRUZ: 1 nota (2011).
Notas Enviada a Provincia – TIERRA DEL FUEGO: 9 notas (2008/2010/2012).
Notas Enviadas a SECRETARÍA DE ENERGÍA: 19 notas
(2007/2008/2009/2011/2012/2013).
Notas recibidas por ENARSA.
72
Notas recibidas por ENARSA de Operadoras.
Nota recibida por ENARSA de Operadora – APACHE: 2 notas (2008/2009).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – CAPSA: 1 nota (2010).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – JHP: 1 nota (2012).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – PAN AMERICAN: 1 nota (2007).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – PETROBRAS: 1 nota (2012).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – TECPETROL: 1 nota (2008).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – TOTAL: 1 nota (2008).
Nota recibida por ENARSA de Operadora – YPF: 8 notas (2008/2010/2011/2012).
Notas recibidas por ENARSA de Provincias.
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – BUENOS AIRES: 1 nota (2009).
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – FORMOSA: 5 notas (2010/2012).
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – NEUQUÉN: 15 notas
(2008/2009/2010/2011/2012).
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – RÍO NEGRO: 1 nota (2010)
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – SANTA CRUZ: 8 notas
(2010/2011/2012).
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – TIERRA DEL FUEGO: 9 notas
(2009/2010/2011/2012).
Notas Recibidas por ENARSA de Provincia – CHUBUT: 19 notas
(2008/2009/2010/2011/2012).
Otras Notas Recibidas por ENARSA de la SECRETARÍA DE ENERGÍA: 6 notas
(2009/2010/2011/2012).
Remitos.
Remito Secretaría de Energía al BDIH: 3 remitos (2012/2013).
Remitos de Operadoras al BDIH.
Remito de Operadora – CAPSA al BDIH: 5 remitos (2008/2011/2012/2013).
73
Remito de Operadora – CGC AL BDHI: 2 remitos (2009).
Remito de Operadora – CHEVRON AL BDHI: 1 remito (2011).
Remito de Operadora – ENTRE LOMAS AL BDHI: 3 remitos (2010).
Remito de Operadora – GRAN TIERRA AL BDHI: 4 remitos (2009).
Remito de Operadora – OXY AL BDHI: 37 remitos (2010/2011/2012).
Remito de Operadora – PETROBRAS AL BDHI: 22 remitos (2010/2011/2012/2013).
Remito de Operadora – PETROLÍFERA PETROLEUM AL BDHI: 1 remito (2012).
Remito de Operadora – PLUSPETROL AL BDHI: 22 remitos (2008/2009/2010/2011).
Remito de Operadora – ROCH AL BDHI: 38 remitos
(S/AÑO/2008/2009/2011/2012/2013).
Remito de Operadora – SIPETROL AL BDHI: 5 remitos (2008/2009/2010/2013).
Remito de Operadora – TECPETROL AL BDHI: 15 remitos
(2007/2008/2009/2010/2011).
Remito de Operadora – TOTAL AL BDHI: 68 remitos
(2008/2009/2010/2011/2012/2013).
Remito de Operadora – PAE AL BDHI: 75 remitos (2008/2009/2010/2011/2012/2013).
Remitos de Provincias al BDIH.
Remito de Provincia – BUENOS AIRES: 1 remito (2010).
Remito de Provincia – CHUBUT: 2 remitos (2012/2013).
Remito de Provincia – FORMOSA: 1 remito (S/AÑO).
Remito de Provincia – NEUQUÉN: 32 remitos (2008/2009/2010/2011/2012).
Remito de Provincia – RÍO NEGRO: 46 remitos (2009/2010/2011/2012/2013).
Remito de Provincia – SANTA CRUZ: 4 remitos (2011/2012).
Remito de Provincia – TIERRA DEL FUEGO: 7 remitos (2009/2011/2012).
3. – Información CD N° 5 – 18/07/2013 -Remito Nº GODR 060/2013 ENARSA.
02 – Métricas carga por año BDIH - PowerPoint (1 Archivo / 4 Diapositivas).
74
Anexo III. Composición Accionaria
Fuente: ENARSA
75
Anexo IV. Marco Institucional
Estructura organizativa de ENARSA ratificada por Acta de Directorio Nº 91/08
Fuente: Documento de ENARSA de Estructura Orgánica - Manual de Funciones.
Se detallan las misiones y funciones de las áreas auditadas existentes en ese momento:
Gerencia de Operaciones
Responsabilidad primaria
76
Será responsable de la formulación, evaluación, criterios de elegibilidad y ejecución de los
distintos programas y nuevos proyectos que se incorporen a la Cartera de ENARSA. Así como
también de la gestión de los proyectos existentes que le sean específicamente asignados.
Estas asignaciones serán en todos los casos consensuados con la Gerencia General.
Acciones
Formular, evaluar y ejecutar los distintos programas, verificando el cumplimiento de la
elegibilidad técnica, económica, institucional, financiera, de impacto ambiental y de recupero
de la inversión de los proyectos.
Seleccionar los proyectos a ser financiados por cada programa conforme a las estrategias de
desarrollo fijadas por la Preparar informes de avance sobre el estado de situación de los
proyectos que permitan monitorear los mismos.
Realizar el control de cada proyecto a fin de verificar el cumplimiento de los objetivos
generales de cada Programa y del Organismo.
Entender en la elaboración, propuesta y ejecución de proyectos en materia de energía,
supervisando su cumplimiento
Atender, cuando corresponda, los recursos de carácter administrativo que se interpongan
contra las resoluciones emanadas del órgano superior de los entes descentralizados de su
jurisdicción, con motivo de sus actividades específicas.
Intervenir en los acuerdos de cooperación e integración internacional e ínter jurisdiccionales,
en los que la Empresa sea parte, y supervisar los mismos, coordinando las negociaciones con
los organismos crediticios internacionales.
Efectuar la propuesta de proyectos de la política nacional de hidrocarburos y otros
combustibles, en lo que hace a la promoción y regulación de sus etapas de exploración,
explotación, transporte y distribución, en coordinación con las demás áreas competentes.
Estudiar y analizar el comportamiento del mercado desregulado de hidrocarburos,
promoviendo proyectos de competencia y de eficiencia en la asignación de recursos.
77
Proponer proyectos para la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la
preservación del ambiente en todas las etapas de la industria petrolera.
Participar en los estudios vinculados al proceso de integración regional en el área de
hidrocarburos.
Analizar alternativas de expansión de los distintos sistemas.
Mantener actualizadas las bases de datos del downstream, precios del gas licuado de petróleo,
exportaciones de gas, titularidad de áreas y escrituras, pagos de canon petrolero.
Asistir a la Gerencia General en temas de su competencia.
Efectuar los estudios e informes que resulten pertinentes en relación al desempeño económico
de los mercados de combustibles líquidos y gas natural, y atender las cuestiones económicas
vinculadas a la regulación económica de servicios de transporte y distribución.
Analizar el impacto sobre el sector de la política impositiva nacional, provincial y municipal
y de la política arancelaria y paraarancelaria.
Analizar el impacto económico de las políticas ambientales sobre el sector hidrocarburífero.
Mantener actualizada y fiscalizar el cumplimiento de las reglamentaciones en materia de
medio ambiente, en el área de su competencia.
Asesorar a la superioridad en temas de su competencia, hacer cumplir la normativa vigente y
emitir los informes de gestión con la regularidad que fije la Superioridad o la actividad lo
requiera.
78
Estructura organizativa de ENARSA aprobada por Acta de Directorio Nº 239/12
Fuente: Acta de Directorio Nº 239/12
Estructura organizativa de ENARSA aprobada por Acta de Directorio Nº 249/13
Fuente:ESTRUCTURA ORGÁNICA ACTUAL MANUAL DE MISIONES Y FUNCIONES HASTA NIVEL DE GERENCIAS, enero de 2013- ENARSA
79
A continuación se detallan las misiones y funciones de las áreas auditadas, según el documento
“ESTRUCTURA ORGÁNICA ACTUAL MANUAL DE MISIONES Y FUNCIONES HASTA
NIVEL DE GERENCIAS”, de enero 2013:
Gerencia de Petróleo
Responsabilidad primaria
Explorar y concesionar la explotación de todos los bloques del "off shore" argentino no
adjudicados, distribuidos en las correspondientes cuencas sedimentarias y cualquier otro
bloque que en el futuro se agregue o sustituya las presentes cuencas sedimentarias
Actuar y participar en tareas de exploración y explotación de áreas petrolíferas
Asesorar a la superioridad en temas de su competencia
Hacer cumplir la normativa vigente
Emitir los informes de gestión con la regularidad que fije la Superioridad o la actividad
requiera
Explorar y concesionar la explotación de bloques "on shore" argentino
80
Acciones
Analizar, evaluar y seguir los planes de inversión
Desarrollar exploración y explotación de hidrocarburos, "On shore" y "off shore"
Asesorar a la superioridad en temas de su competencia.
Gerencia de Base Datos de Hidrocarburos
Responsabilidad primaria
Controlar y Supervisar las tareas realizadas por el Administrador del BDIH, garantizando
el cumplimiento del contrato y el objetivo del BDIH
Acciones
Elaborar acuerdos con las provincias hidrocarburíferas a efectos de establecer el mejor
mecanismo de trabajo en cuanto a la gestión de la información
Mantener actualizadas las bases de datos integral de hidrocarburos según lo dispone la ley
de creación de la empresa
Preparar y asesorar en relación el Pliego del Concurso Público de Proyectos, mediante el
cual se invita a quienes estén interesados a presentar sus ideas y propuestas para este
proyecto a través del Concurso público de Proyectos para la elaboración del Banco de
Datos Integral de Hidrocarburos de la República Argentina
Asesorar en cuanto antecedentes y experiencias referidas a conformaciones de Bancos de
Datos exitosas en otros países con características similares a las de nuestro país
Asesorar a la superioridad en temas de su competencia, hacer cumplir la normativa
vigente y emitir los informes de gestión con la regularidad que fije la Superioridad o la
actividad lo requiera.
81
Departamento de Coordinación de Calidad, Ambiente y Seguridad
Responsabilidad primaria
Promover y hacer cumplir la normativa vigente en torno a la calidad, seguridad en el
ambiente y en el trabajo, en todas y cada uno de las unidades de negocios y de los
proyectos en las que ENARSA sea parte
Representar a la empresa para los temas de cumplimiento ambientales frente a los
organismos de aplicación a nivel nacional, provincial y municipal
Acciones
Proponer y desarrollar el Sistema de Integrado de Gestión de la Calidad.
Proponer y desarrollar políticas y objetivos ambientales y seguridad en el trabajo y velar
por el cumplimiento de las mismas
Asesorar al Directorio y la Gerencia General, ordenando estudio de impacto ambiental y
evaluando la factibilidad de los proyectos
Representar a ENARSA en los temas ambientales frente a los distintos organismos de
aplicación a nivel nacional, provincial y municipal
Velar por el cumplimiento de las normativas vigentes en torno a la protección del
ambiente y la seguridad e higiene en el trabajo en todas y cada uno de las unidades de
negocios y de los proyectos en las que la empresa sea parte
Proponer las acciones correctivas necesarias en materia de su competencia
Coordinar y evaluar los planes ambientales de ENARSA, verificando la correspondencia
entre lo planificado y lo ejecutado
Enlazar las diferentes acciones entre las distintas unidades de negocio y sus áreas de
competencia, tanto en materia ambiental como en seguridad e higiene
82
Colaborar con el Comité de Ambiente en la planificación, organización y evaluación, de
la capacitación ambiental de la empresa
Colaborar con el Comité de Ambiente en la preparación de la plan anual de Auditorías
Ambientales y velar por la ejecución del mismo
Fijar las reglas de seguridad, realizar las inspecciones necesarias, prevenir y eliminar
riesgos e investigar las causas que generan accidentes de trabajo
Supervisar instalaciones y procedimientos adecuados para evitar accidentes de trabajo y
adoptar métodos de prevención para salvaguardar a los empleados y contratistas, en
cuanto a la aplicación de normativas vigentes en Seguridad e Higiene
Integrar el Comité de Ambiente de ENARSA
Difundir la normativa en materia ambiental y en seguridad e higiene
Asesorar a la superioridad en temas de su competencia, hacer cumplir la normativa
vigente y emitir los informes de gestión con la regularidad que fije la Superioridad o la
actividad lo requiera
Comité Ambiental
Responsabilidad primaria
Revisar el Sistema de Gestión Ambiental integrado de la Organización.
Acciones
Revisar el Sistema de Gestión integrado
Revisar la aplicabilidad a la empresa de los requisitos legales ambientales y laborales
Revisar la documentación general del sistema
83
Definir las acciones en casos especiales, particulares o de emergencia
Los representantes de los departamentos de Ambiente y Seguridad de cada Área de
Negocios serán invitados a participar del Comité, de la misma manera que los
representantes de las empresas contratistas.
Estructura organizativa de ENARSA aprobada por Acta de Directorio Nº 266/13
Fuente: MANUAL DE MISIONES Y FUNCIONES, julio de 2013 http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/who-we-are
84
Anexo V. Mapa de Actores
Ministerio de Planificación Federal Inversión Pública y Servicios- Secretaría de Energía de
la Nación – Subsecretaría de Combustibles.
Dirección Nacional de Exploración, Producción y Transporte de Combustibles
Conforme el Decreto N° 1142/2003, su responsabilidad primaria consiste en efectuar l
seguimiento y control de la ejecución de los planes de exploración y explotación de los recursos
hidrocarburíferos, para lograr un adecuado horizonte de reservas y una racional y coordinada
explotación de las mismas, asegurando la posibilidad de transporte.
En la oportunidad propició la sanción de la ley 24.156 (BO 1° de noviembre de 2006) por la cual
en el marco de la ley 17.319 (Hidrocarburos), se crean regímenes promocionales para la
exploración y explotación de hidrocarburos (aplicables a todas las provincias) y en la Plataforma
Continental Argentina con excepción de las áreas concesionadas por la ley 17.319, pero abriendo
la posibilidad a cualquier concesionario de acogerse a dicho régimen.
Asimismo la norma determina (art. 4)La obligación de asociación para acceder a los beneficios
del régimen con ENARSA, bajo la figura jurídica societaria que se estime corresponda.
En este sentido, la Dirección cuenta con las siguientes acciones:
1. Fiscalizar y coordinar con las áreas correspondientes los planes de otorgamiento de
permisos de reconocimiento superficial, permisos de exploración y concesiones de
explotación y transporte.
2. Mantener actualizadas las técnicas en materia de venteo de gas y explotación racional de
los yacimientos.
3. Receptar y analizar las auditorías de reservas hidrocarburíferas en todo el país.
85
4. Proponer normativa en función de la regulación del almacenaje y del transporte de
petróleo crudo y subproductos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.
5. Fiscalizar el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres; fiscalizar y
controlar las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de
regalías.
6. Mantener actualizada y fiscalizar el cumplimiento de las reglamentaciones en materia de
medio ambiente, en el área de su competencia.
Ministerio de Economía y Finanzas Públicas- Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas
Por el medio del Decreto 1277/201260, que reglamenta la ley 26741 (Autoabastecimiento de
Hidrocarburos) se crea la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en la órbita de la Secretaría de Política Económica y
Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas61.
A sus efectos cuenta con los siguientes objetivos:
a. Asegurar y promover las inversiones necesarias para el mantenimiento, el aumento y la
recuperación de reservas que garanticen la sustentabilidad de corto, mediano y largo
plazo de la actividad hidrocarburífera;
b. Asegurar y promover las inversiones necesarias para garantizar el autoabastecimiento
en materia de hidrocarburos;
60 BO: 27 de julio de 2012. 61Anexo I Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina. Capítulo I Del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Art. 2.
86
c. Asegurar y promover inversiones dirigidas a la exploración y explotación de recursos
convencionales y no convencionales;
d. Asegurar y promover las inversiones necesarias para expandir la capacidad de
refinación local, la calidad y la seguridad de los procesos, de acuerdo a los
requerimientos de la economía local;
e. Asegurar el abastecimiento de combustibles a precios razonables, compatibles con el
sostenimiento de la competitividad de la economía local, la rentabilidad de todas las
ramas de la producción y los derechos de usuarios y consumidores;
f. Asegurar y promover una leal competencia en el sector;
g. Colaborar con la optimización de la fiscalización y el control de las obligaciones
tributarias y previsionales;
h. Promover un desarrollo sustentable del sector, y
i. Controlar el cumplimiento de la normativa vigente.
Por otra parte el mencionado Decreto crea el Registro Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas62 con el objeto de inscribir a los sujetos que realicen actividades de
exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y
combustibles, siendo condición indispensable para los operadores y el desarrollo de sus
actividades, dicha inscripción.
Provincias
Las provincias toman el rol de actoras desde la reforma constitucional de 1994: “corresponde a
las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”63 y las
62 Anexo I.CAPITULO II, Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, art. 7. 63Constitución Nacional, Título II, art. 124.
87
leyes de Federalización de Hidrocarburos (ley 2414564) y de sustitución del art. 1° de la ley de
Hidrocarburos (ley 2619765) o denominada “Ley Corta”.
Asimismo, los estados provinciales interactúan en el escenario hidrocarburífero por medio del
Consejo Federal de Medio Ambiente (COFEMA) quien coordina la elaboración de la política
ambiental entre los estados miembros.66
Por otra parte, desde la sanción de la ley 2674167 (YPF68) -promulgada por Decreto N°
660/2012- por imperio del art. 4, inc. b), las provincias pueden integrar el Consejo Federal de
Hidrocarburos.
64Título I Federalización de Hidrocarburos, art. 1. BO: 06 de noviembre de 1992. 65“ARTICULO 1º — Sustitúyese el artículo 1º de la Ley Nº 17.319, modificado por el artículo 1º de la Ley Nº 24.145, por el siguiente: Artículo 1º.- Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonioinalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren. Pertenecen al Estado nacional los yacimientos de hidrocarburos que se hallaren a partir de las DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968, hasta el límite exterior de la plataforma continental. Pertenecen a los Estados provinciales los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en sus territorios, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968. Pertenecen a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en su territorio. Pertenecen a la provincia de Buenos Aires o a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según corresponda a sus respectivas jurisdicciones, los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en el lecho y el subsuelo del Río de la Plata, desde la costa hasta una distancia máxima de DOCE (12) millas marinas que no supere la línea establecida en el artículo 41 del Tratado del Río de la Plata y su Frente Marítimo y de conformidad con las normas establecidas en el Capítulo VII de ese instrumento. Pertenecen a la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, aquellos yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en su territorio, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968, respetando lo establecido en el Acta Acuerdo suscrita, con fecha 8 de noviembre de 1994, entre la referida provincia y la provincia de Santa Cruz.” 66 COFEMA: Acta Constitutiva – art. 1°. Ciudad de la Rioja, 31 de agosto de 1990. 67 BO: 07 de mayo de 2012. 68 “Declárase de Interés Público Nacional el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos. Créase el Consejo Federal de Hidrocarburos. Declárase de Utilidad Pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.”
88
El señalado, tiene por funciones promover la actuación coordinada del Estado nacional y las
provincias, como expedirse sobre la política hidrocarburífera de la República Argentina, que el
Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración (art. 5).
Jefatura de Gabinete de Ministros
Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable
Subsecretaría de Control y Fiscalización Ambiental y Prevención de la Contaminación69
La Subsecretaria tiene los siguientes objetivos:
1.Asistir a la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable en la formulación e
implementación de una política de fiscalización, control y preservación ambiental nacional.
2. Confeccionar, diseñar y difundir las herramientas técnicas y de gestión para la adecuada
implementación de una política de control, comprensiva del diagnóstico, prevención,
preservación y recomposición ambiental.
3. Propender a la toma de conciencia y la participación de la sociedad argentina en todo lo
atinente a la fiscalización y control ambiental, generando mecanismos de difusión de información
relativa a dicha temática.
4.Fomentar, evaluar e implementar políticas, programas y proyectos vinculados al control
ambiental y a las temáticas asociadas al mismo, así como a la preservación del ambiente y a la
prevención de la contaminación en todas sus formas.
69http://www.ambiente.gov.ar/?idseccion=224
89
5.Intervenir en la elaboración del diagnóstico y actualización permanente de la información
relativa a la situación de las áreas de control y fiscalización ambiental a nivel nacional y de los
resultados que cada una de ellas obtiene.
6. Asistir al Secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable en la aplicación de toda la
normativa ambiental que contenga el deber de control y fiscalización por parte de la Secretaría a
su cargo.
7. Prestar asistencia al Secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable en la representación que
ejerza el Estado Nacional ante organismos internacionales e ínterjurisdiccionales vinculados a la
política de control y fiscalización ambiental en todas sus facetas, canalizando las relaciones
emergentes de los acuerdos multilaterales ambientales sobre sustancias, productos químicos y
desechos suscriptos por el País.
Subsecretaría de Planificación y Política Ambiental70
La Subsecretaria tiene los siguientes objetivos:
1. Asistir al Secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable en todo lo relativo al diseño e
implementación de la política nacional vinculada al uso racional de los recursos naturales,
conservación de la biodiversidad, desarrollo de instrumentos e implementación de políticas
tendientes a la sustentabilidad social, económica y ecológica, con estrategias a nivel regional.
2. Asistir al Secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable en todo lo referente a la
planificación y ordenamiento ambiental del territorio.
70http://www.ambiente.gov.ar/?idseccion=224
90
3.Intervenir en la elaboración y actualización permanente del diagnóstico de la situación
ambiental y de los asentamientos humanos, en coordinación con otros organismos nacionales,
provinciales y municipales.
4. Entender en la propuesta y elaboración de regímenes normativos que permitan la
instrumentación jurídica administrativa del ordenamiento ambiental del territorio, el uso racional
de los recursos naturales y la calidad ambiental.
5. Promover, diseñar, implementar y evaluar políticas, programas y proyectos vinculados a la
planificación ambiental del territorio y efectuar el seguimiento de la calidad ambiental de los
asentamientos humanos.
6. Entender en el establecimiento de un sistema de información pública sobre el estado del
ambiente y sobre las políticas que se desarrollan, en los temas de jurisdicción de la Subsecretaría.
7. Promover la difusión de información y la adquisición de conciencia sobre los problemas
ambientales del país, con relación a los temas de jurisdicción de la Subsecretaría.
Sistema Federal de Áreas Protegidas –SIFAP
En la cláusula PRIMERA del Acuerdo Marco SiFAP se establece que: “El presente Acuerdo
tiene por objeto crear el Sistema Federal de Áreas Protegidas – SIFAP, tendiente a integrar a las
zonas de ecosistemas continentales (terrestres o acuáticos) o costeros/ marinos, con límites
definidos y bajo algún tipo de protección legal, nacional o provincial, respecto de la
conservación del ecosistema, que las autoridades competentes de las diferentes jurisdicciones
inscriban voluntariamente en el mismo, sin que ello, de modo alguno, signifique una afectación
al poder jurisdiccional.”
91
La gestión del SiFAP es ejercida por un Comité Ejecutivo, formado por 6 representantes
provinciales, 1 por cada región del COFEMA, elegidos por la Asamblea, 1 representante de la
APN y 1 representante de la SAyDS. Dicho Comité designa anualmente un Coordinador que se
renueva anualmente en forma rotativa entre las partes. Actualmente la SAyDS ejerce la Secretaría
Técnico Administrativa del Sistema
Según el Marco Estatutario del SiFAP son misiones fundamentales71:
Proponer estrategias y políticas regionales, interprovinciales, nacionales e internacionales
(transfronterizas) de conservación de la biodiversidad in situ, y de los recursos culturales,
integrando este componente temático a las políticas y planes de desarrollo sustentable
local y regional.
Promover la planificación de los sistemas zonales o regionales de áreas protegidas a
escala biorregional, ampliando, rediseñando, multiplicando y asegurando su conectividad,
en los casos de amenaza a la biodiversidad y al equilibrio ecológico, debidos a procesos
extendidos de conversión de hábitat, fragmentación de áreas naturales y deterioro de
ecosistemas.
Promover la acción cooperativa entre las partes miembros del Sistema.
Promover instancias de discusión e intercambio de información entre sus integrantes.
Promover la elaboración de planes de manejo marco para su utilización en el diseño de los
planes de las distintas áreas del Sistema y homogeneizar las categorías de manejo de las
áreas naturales protegidas, en base a objetivos y regímenes.
Promover la concreción de sistemas provinciales de áreas protegidas que incluyan las
diferentes formas de gestión (privadas, municipales, servidumbres ecológicas, etc.), y su
posterior adhesión al SiFAP.
Facilitar la actualización y capacitación de sus recursos humanos.
71Resolución SAyDS 70/03
92
Apoyar la gestión y canalización de financiamiento para las áreas protegidas, según
prioridades que se acuerden.
Desarrollar un sistema de evaluación común de la situación de conservación, gestión y
representatividad de las AP.
Gestionar y fomentar el apoyo técnico para el desarrollo de las AP.
Gestionar financiamiento para actividades de interés para el sistema.
Favorecer la investigación científica.
Fomentar la educación para la conservación de la biodiversidad y el uso sustentable de sus
componentes.
Desarrollar y actualizar y publicar anualmente el registro de áreas protegidas
pertenecientes al SiFAP, con su correspondiente evaluación de cumplimiento de
objetivos.
Ministerio de Defensa -Secretaría de Planeamiento
Servicio de Hidrografía Naval72
Determinan sus acciones y funciones la Ley 19.92273 y su Decreto Reglamentario 7633/7274.
Responsabilidad primaria
Entender en todos los asuntos relacionados con el mantenimiento del servicio público de
seguridad náutica en las zonas de interés nacional, en la definición de la clase de balizamiento de
la jurisdicción y de la zona de competencia de la SUBSECRETARIA DE PUERTOS Y VIAS
NAVEGABLES, en la confección de las cartas náuticas oficiales, en la provisión de información
para el conocimiento del factor geográfico, como así también prestar el servicio de conservación
72http://www.mindef.gov.ar/institucional/misiones-y-funciones/Servicio-de-Hidrografia-Naval.html 73 Publicada en el B.O en fecha 23.11.1972 74 Publicada en el B.O en fecha 23.11.1972
93
del instrumental náutico para operaciones de la Armada, en la realización de estudios,
exploraciones y trabajos de investigación en ciencias específicas y afines como también en la
generación de la señal de la hora oficial Argentina, acorde con la misión y capacidades propias.
Acciones
Mantener los sistemas de ayuda a la navegación acorde con los adelantos técnicos en la
materia y los acuerdos internacionales que el país suscriba, abarcando, entre otros, las
cartas náuticas oficiales, derroteros, lista de faros y señales marítimas, lista de
radioayudas a la navegación, aviso a los navegantes, almanaque náutico, tablas de mareas,
corrientes, transmisión de señales horarias y frecuencias patrones, información
meteorológica en coordinación con el SERVICIO METEOROLÓGICO NACIONAL y de
olas en las áreas marítimas.
Operar y mantener el balizamiento marítimo (visual, acústico y electrónico) que sea
necesario para el transito seguro y económico a lo largo del litoral marítimo del territorio
de la nación.
Editar las cartas de navegadores oficiales, derroteros, lista de faros y señales y demás
publicaciones que hacen a la seguridad de la navegación en los ríos Paraná, Uruguay y
Paraguay y demás ríos navegables por barcos de un calado mayor de dos metros, con la
información que a tal efecto deberá proveer la SUBSECRETARIA DE PUERTOS Y
VÍAS NAVEGABLES.
Recomendar la clase más adecuada de balizamiento para dar seguridad a la navegación de
todos los puertos y en los ríos de la jurisdicción de la SUBSECRETARÍA DE PUERTOS
Y VÍAS NAVEGABLES.
Efectuar el estudio de la toponimia en la zona de jurisdicción a fin de establecer los
nombres a adoptar y las modificaciones que fueran procedentes realizar, integrando el
grupo de expertos en nombres geográficos de Naciones Unidas y participando en la gaceta
compuesta antártica del Comité Científico de Investigación Antártica.
94
Ejecutar y promover estudios, exploraciones y trabajos de investigación sobre
hidrografía, oceanografía, cartografía, meteorología marítima en coordinación con el
SERVICIO METEOROLÓGICO NACIONAL, y otras ciencias relacionadas con las
actividades marítimas que coadyuven al desarrollo económico y científico del país.
Autorizar el posicionamiento de plataformas en la zona de jurisdicción en función de la
seguridad náutica.
Aprobar en lo que se refiere a la información toponímica, hidrográfica y de balizamiento,
toda publicación náutica editada en el país que abarque en forma total o parcial la zona de
jurisdicción del SERVICIO DE HIDROGRAFIA NAVAL y determinar su aptitud para la
navegación.
Mantener permanente vinculación con los organismos e instituciones gubernamentales o
privadas que tengan tareas afines con la actividad, participando de aquellas
organizaciones, comisiones, comités, etc. que los agrupe. Lo mismo hará con las
organizaciones extranjeras e internacionales a las que la nación se halle adherida o adhiera
en el futuro, concurriendo regularmente a los congresos o reuniones que se realicen en
calidad de representante nacional, observador o integrante de grupos de trabajo, de
acuerdo a las prescripciones que en los convenios internacionales existan y a lo
establecido en las leyes vigentes.
Participar en la Comisión Nacional del Limite Exterior de la Plataforma Continental
(COPLA), y la subcomisión técnica de COPLA para elaborar la propuesta definitiva del
límite exterior de la plataforma continental Argentina, con arreglo a la Convención de las
Naciones Unidades sobre el Derecho del Mar.
Determinar, conservar, controlar y generar la serial horaria oficial Argentina para todo el
territorio nacional.
Operar el servicio glaciológico de hielos marinos y témpanos en el Territorio Antártico
Argentino, Atlántico sub-occidental, pasaje Drake y el Pacífico sub-oriental.
95
Operar el servicio de prevención y alerta de crecidas y bajantes extraordinarias en las
costas del Río de la Plata y bonaerenses.
Prestar el servicio de confección de cartas y otras representaciones para operaciones
militares y para las escuelas de formación de personal militar de la Armada.
Prestar el servicio de conservación de todo el instrumental náutico, meteorológico,
oceanográfico e hidrográfico de los comandos. unidades y organismos de la Armada.
Confeccionar pronósticos y brindar asesoramiento meteorológico y de olas, para las
operaciones que realice la Armada en coordinación con el SERVICIO
METEOROLÓGICO NACIONAL
Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA)
En el Anexo VIII. Plataforma Continental Argentina se detalla la labor de la COPLA.
Asimismo, la COPLA desarrolló por medio del Servicio de Hidrografía Naval, durante el año
2002, y en dos etapas que totalizaron 6873 kilómetros de registro en la Plataforma Continental a
efectos de obtención de Sísmica Multicanal 2D, Gravimetría Magnetometría y Batimetría XSV.75
Ministerio de Seguridad
Prefectura Naval Argentina (PNA)
La Ley Nº 18.398: Ley Orgánica de la Prefectura Naval Argentina establece en el Capítulo IV -
Funciones: Artículo 5, inciso a), como Policía de Seguridad de la Navegación - Subinciso 23:
"Entender en lo relativo a las normas que se adopten tendientes a prohibir la
contaminación de las aguas fluviales, lacustres y marítimas, por hidrocarburos u otras
sustancias nocivas o peligrosas, y verificar su cumplimiento”.
75Servicio de Hidrografía Naval: www.hidro.gov.ar/copla/sld015.asp
96
La PNA interviene en el marco de las siguientes normas:
Ley Nº 21.353: Aprueba el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación del
Mar por Hidrocarburos (OILPOL 54).
Ley Nº 21.947: Aprueba el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación del
Mar por Vertimientos de Desechos y Otras Materias (LC 72)
Ley Nº 22.079: Aprueba el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana
en el Mar (SOLAS 74/78).
Ley Nº 22.190: Esta ley introdujo aspectos novedosos en el tema de la prevención de la
contaminación de las aguas, y le asignó importantes funciones a la P.N.A. Bajo el
principio "el que contamina paga" (responsabilidad objetiva), establece que el buque
responsable, independientemente que le corresponda o no pagar multa, deberá abonar los
gastos que la tarea de limpieza ocasione.
Ley Nº 23.456: Aprueba el Convenio Internacional de Intervención en Alta Mar para
Prevenir Incidentes de Contaminación (INTERVENTION 69).
Ley Nº 24.089: Esta ley que aprobó el Convenio MARPOL 73/78, establece que el
Ministerio de Defensa a través de P.N.A. será la Autoridad de Aplicación del mismo.
Ley Nº 24.292: Esta ley que aprobó el Convenio OPRC, establece que el Ministerio de
Defensa a través de la P.N.A. será la Autoridad de Aplicación del mismo.
Ley Nº 25.137: Aprueba los Convenios Internacionales de Responsabilidad Civil
(CLC/69) y de Constitución de un Fondo de Indemnización por Daños Causados por
Contaminación por Hidrocarburos (FUND/71), en sus versiones modificadas por sendos
Protocolos de 1992.
Ley 24.093: Ley de Puertos.
97
Ministerio de Agricultura Ganadería y Pesca (MAGyP)
En la plataforma continental argentina se han identificado cinco conjuntos pesqueros, señalados
en el mapa más abajo76:
1. Conjunto costero bonaerense.
2. Conjunto de la plataforma interna y externa.
3. Conjunto de Golfos San Matías, San Jose y Nuevo.
4. Conjunto austral de la plataforma patagónico - fueguina y malvinense con profundidades
entre 30 y 220 metros y una superficie aproximada de 284.680 km2
5. Conjunto de aguas profundas del talud continental con profundidades entre 220 y 2300
metros.
Fuente: Ecosistema del Mar Argentino, Sectores y Conjuntos Pesqueros Regionales- Informe Técnico Interno INIDEP Nº 006-2001
76 Ecosistema del Mar Argentino, Sectores y Conjuntos Pesqueros Regionales- Informe Técnico Interno INIDEP Nº 006-2001
98
Subsecretaria de Pesca y Acuicultura
La SsPyA está compuesta por:
I. La Dirección de Normativa Pesquera.
II. La Dirección Nacional de Coordinación Pesquera.
III. La Dirección Nacional de Planificación Pesquera.
Dirección de Normativa Pesquera
Responsabilidad primaria
Asistir al Subsecretario de Pesca en todo lo vinculado a la compatibilización, armonización y
aplicación de la normativa que regula la actividad pesquera y la acuicultura, proponiendo las
acciones correspondientes.
Tareas a cargo
1. Asesorar sobre el cuerpo normativo que regula las actividades de la SsPyA.
2. Elaborar y proponer los instrumentos normativos que faciliten el efectivo cumplimiento
de los objetivos institucionales de la SsPyA.
3. Organizar e implementar el Digesto de Normativa Pesquera y atender a su actualización
permanente.
4. Organizar e implementar el Archivo de Legislación Internacional Pesquera y atender a su
actualización permanente.
5. Elaborar y proponer las adecuaciones normativas en materia de actividades pesqueras que
resulten necesarias para su mejor manejo y, en el caso de que correspondiera, sugerir la
intervención del Consejo Federal Pesquero (CFP).
6. Proponer las acciones necesarias para el resguardar los intereses del Estado Nacional en
materia pesquera.
7. Elaborar los informes técnicos, las propuestas de contestación de oficios y los actos
administrativos que resulten pertinentes.
99
II. Dirección Nacional de Coordinación Pesquera (DNCP)
Responsabilidad primaria
Entender en el control y gestión de las actividades pesqueras, en el marco de la normativa vigente
y administrar el Registro de la Pesca.
Tareas a cargo
1. Fiscalizar las actividades de pesca comercial en el ámbito nacional.
2. Conducir las acciones de los distritos pesqueros.
3. Coordinar las acciones de organización y actualización permanente del Registro de la
Pesca.
4. Elevar las propuestas de emisión de permisos de pesca.
5. Elevar las propuestas de transferencia de permisos de pesca y/o de cuotas de captura por
especie.
6. Evaluar las solicitudes de autorización para realizar modificaciones en las embarcaciones
inscriptas en el Registro de la Pesca.
7. Analizar las solicitudes efectuadas sobre los permisos de pesca, embarcaciones pesqueras
y actividades relacionadas con la pesca y atender a su tramitación por las vías
correspondientes.
8. Intervenir en la gestión de las solicitudes de autorización para proyectos de pesca
experimental.
9. Coordinar las tareas de control y fiscalización del cumplimiento de las Capturas Máximas
Permisibles por especie establecidas por el Consejo Federal Pesquero, así como lo
correspondiente a las Cuotas Individuales Transferibles de Captura, las autorizaciones de
captura y los cupos de captura por especie asignada a cada buque.
10. Supervisar la elaboración y desarrollo de sistemas de datos de la actividad pesquera
marítima, coordinando su accionar con la Dirección Nacional de Planificación Pesquera.
11. Supervisar el seguimiento de la acreditación del pago de multas, aranceles, derechos y
planes de pago, e intimar en caso de incumplimiento.
100
12. Coordinar actividades con los cuerpos de las fuerzas de seguridad y de las fuerzas
armadas que colaboran con la Subsecretaría de Pesca y Acuicultura en las tareas de
control y fiscalización.
13. Evaluar las presuntas infracciones a la normativa que regula las actividades pesqueras a
fin que se sustancien los sumarios pertinentes y se propongan las medidas que resulten de
aplicación en cada caso.
14. Controlar el cumplimiento de las sanciones que se hubiera resuelto aplicar a los
administrados.
15. Proponer la difusión de la información sobre las actividades pesqueras en jurisdicción
nacional.
III. Dirección Nacional de Planificación Pesquera (DNPP)
Responsabilidad primaria
Integrar información científico-técnica que facilite la toma de decisiones para las medidas de
manejo, administración y expansión del sector, a implementar en el corto, mediano y largo plazo,
desarrollando los sistemas estadísticos permanentes de la actividad pesquera.
Funciones
1. Coordinar el análisis de las proyecciones y cálculos económicos que permitan prever los
posibles escenarios futuros para el diseño de políticas del área.
2. Coordinar la elaboración de informes periódicos y de coyuntura sobre la pesca y la
acuicultura en el ámbito local e internacional y sobre las actividades económicas
vinculadas.
3. Coordinar el análisis de la información sobre actividades pesqueras elaborada por la
Dirección Nacional de Coordinación Pesquera (DNCP) y de la información científico-
técnica brindada por el Instituto Nacional de Investigación y Desarrollo Pesquero
101
(INIDEP), para proyectar todas las medidas de manejo que faciliten el resguardo de los
recursos pesqueros marítimos.
4. Supervisar las tareas de compatibilización de la información analizada y los instrumentos
propuestos; en base a ellos, proyectar modelos y escenarios futuros indicando los
requerimientos financieros y presupuestarios para su efectivo cumplimiento.
5. Entender en la elaboración y propuesta de medidas de manejo destinadas a afianzar la
utilización sostenible de los recursos pesqueros marinos y la conservación de sus hábitats.
6. Coordinar acciones con las áreas afines de los gobiernos provinciales a efectos de
promover acciones conjuntas respecto de la pesca continental.
7. Establecer relaciones para el intercambio de información técnica con organismos públicos
o privados, nacionales o internacionales vinculados a la temática del sector y asesorar
sobre la posición del país en los distintos foros técnicos.
8. Entender en la propuesta de planes, programas y proyectos elaborados en base al análisis
de los datos socioeconómicos obtenidos, a fin de minimizar efectos no deseados y/o
garantizar una eficiente aplicación de las políticas nacionales en materia pesquera y de
acuicultura.
9. Asesorar sobre la conveniencia de llevar a cabo programas y/o proyectos de investigación
para el desarrollo de los sectores pesquero y de acuicultura.
10. Entender, en el marco de una gestión integrada de la pesquería, en la elaboración y
propuesta de medidas de manejo para la conservación de la diversidad biológica en sus
distintos niveles, como forma de contribuir al mantenimiento de los procesos esenciales
en los ecosistemas pesqueros.
11. Coordinar las actividades que se realicen en el Centro Nacional de Desarrollo Acuícola
(CENADAC) y otros centros dependientes de la Subsecretaría de Pesca y Acuicultura.
12. Promover la relación con instituciones internacionales relacionadas con la gestión de
recursos pesqueros (Comisión Técnica Mixta del Frente Marítimo, Comisión de Pesca del
Atlántico Sur, Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la
102
Alimentación, Consejo Internacional para la Exploración del Mar, Comisión
Oceanográfica Internacional, Comisión para la Ordenación de los Recursos Vivos
Marinos Antárticos, Comisión Internacional para la Conservación del Atún del Atlántico,
Organizaciones No Gubernamentales, etc.) para las que existan acuerdos y/o arreglos
internacionales.
13. Participar en las comisiones asesoras sobre el funcionamiento de pesquerías específicas.
14. Promover la relación con otras dependencias del Estado Nacional vinculadas con temas de
interés para el área.
15. Procesar la información elaborada en el área y proponer su difusión a través de los medios
que se consideren adecuados.
103
Representación gráfica del estado de situación de los buques pesqueros que se encuentran reportando al Sistema. Fuente: http://www.minagri.gob.ar/site/pesca/pesca_maritima/05-monitoreo_satelital/
104
105
Operadores
Regidos por la ley 17319 de Hidrocarburos, normativa concordante y respectivos contratos u
originados, en el caso de PDVSA por instrumentos y tratados binacionales (República
Argentina-República Bolivariana de Venezuela) que se detallan en el presente informe de
auditoría.
Consejo Federal de Medio Ambiente (COFEMA)
El Acta Constitutiva define en el art. 2do los siguientes objetivos:
1. Formular una política ambiental integral, tanto en lo preventivo como en lo correctivo, en
base a los diagnósticos correspondientes, teniendo en consideración las escalas locales,
provinciales, regionales, nacionales e internacionales.
2. Coordinar estrategias y programas de gestiones regionales y nacionales en el medio
ambiente, propiciando políticas de concertación como modo permanente de accionar, con
todos los sectores de la Nación involucrados en la problemática ambiental.
3. Formular políticas de utilización conservante de los recursos del medio ambiente.
4. Promover la planificación del crecimiento y desarrollo económico con equidad social en
armonía con el medio ambiente.
5. Difundir el concepto de que la responsabilidad en la protección y/o preservación del
ambiente debe ser compartida entre comunidad y estado.
6. Promover el ordenamiento administrativo para la estrategia y gestión ambiental en la
nación, provincias y municipios.
7. Exigir y controlar la realización de estudios de impacto ambiental, en emprendimientos de
efectos interjurisdiccionales, nacionales e internacionales.
106
8. Propiciar programas y acciones de educación ambiental, tanto en el sistema educativo
formal como en el informal, tendientes a la elevación de la calidad de vida de la
población.
9. Fijar y actualizar los niveles exigidos de calidad ambiental y realizar estudios
comparativos, propiciando la unificación de variables y metodologías para el monitoreo
de los recursos ambientales en todo el territorio nacional.
10. Constituir un banco de datos y proyectos ambientales.
11. Gestionar el financiamiento internacional de proyectos ambientales.
La Ley General del Ambiente sitúa al COFEMA como eje del ordenamiento ambiental del país77.
Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI)
La representación conjunta de los intereses de las Provincias que la integran respecto de la
exploración y explotación de las reservas de hidrocarburos ubicadas en sus respectivos territorios
es la misión de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos.
Participan de la OFEPHI las diez Provincias argentinas donde se explota petróleo y gas. O sea
que son sus adherentes plenos Jujuy, Salta, Formosa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, La Pampa,
Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. La entidad acredita un cuarto de siglo de existencia, y se
ha convertido en un sujeto insoslayable a la hora de plantear decisiones estratégicas y políticas
públicas referidas al sector.
Consejo Federal Pesquero (CFP)
Este organismo fue creado mediante la Ley Federal de Pesca Nº 24.922, sancionada en el mes de
febrero de 1998 y está conformado por 10 miembros: El Secretario de Agricultura, Ganadería,
77La Ley General del Ambiente sitúa al COFEMA como eje del ordenamiento ambiental del país.
107
Pesca y Alimentos, que es su presidente natural; un representante del Ministerio de Relaciones
Exteriores, Comercio Internacional y Culto; un representante de la Secretaría de Ambiente y
Desarrollo Sustentable; dos representantes del Poder Ejecutivo Nacional y un representante
por cada una de las cinco provincias con litoral marítimo. Cada representación puede
designar un representante alterno.
Funciones del Consejo Federal Pesquero
a) Establecer la política pesquera nacional.
b) Establecer la política de investigación pesquera.
c) Establecer la Captura Máxima Permisible por especie, teniendo en cuenta el rendimiento
máximo sustentable de cada una de ellas, según datos proporcionados por el INIDEP.
Además establecer las cuotas de captura anual por buque, por especie, por zona de pesca y
por tipo de flota.
d) Aprobar los permisos de pesca comercial y experimental.
e) Asesorar a la Autoridad de Aplicación en materia de negociaciones internacionales.
f) Planificar el desarrollo pesquero nacional.
g) Fijar las pautas de coparticipación en el Fondo Nacional Pesquero (FO.NA.PE.).
h) Dictaminar sobre pesca experimental.
i) Establecer derechos de extracción y fijar cánones por el ejercicio de la pesca.
j) Modificar los porcentajes de distribución del FO.NA.PE. establecidos en el inciso "e" del
artículo 45 de la presente ley (Ley 24.922).
k) Reglamentar el ejercicio de la pesca artesanal estableciendo una reserva de cuota de pesca
de las diferentes especies para ser asignadas a este sector.
l) Establecer los temas a consideración del Consejo Federal Pesquero que requieran mayoría
calificada en la votación de sus integrantes.
m) Dictar su propia reglamentación de funcionamiento, debiendo ser aprobado con el voto
afirmativo de las dos terceras partes del total de sus miembros.
108
Anexo VI. Áreas Protegidas
Áreas Protegidas de Denominación Internacional. Fuente: SIFAP
109
Áreas Protegidas de APN. Distribución del Monumento Natural Ballena Franca Austral (42). Fuente: SIFAP-
SAyDS.
110
Base de Áreas Protegidas de la Argentina. Fuente: SIFAP-SAyDS (http://www.ambiente.gov.ar) Categorías de Valor Especial para la APN
111
Monumento Natural Ballena Franca Austral
La BALLENA FRANCA AUSTRAL está considerada especie vulnerable según:
CARPFS-V: Vulnerable según CARPF (Consejo Asesor Regional Patagónico de la Fauna
Silvestre.) Recalificación del estado de conservación de la Fauna Silvestre. 1ra. edición.
SAREM-VU: Vulnerable según SAREM (Sociedad Argentina para el Estudio de los
Mamíferos.) Libro Rojo de los Mamíferos Amenazados de la Argentina. 2000.
SAREM-VU: Vulnerable según SAREM (Sociedad Argentina para el Estudio de los
Mamíferos) Ojeda, R. A., Chillo V., G. B. DiazIsenrath (eds). Libro Rojo de los mamíferos
Amenazados de la Argentina 2012. Sociedad Argentina para el Estudio de los Mamíferos,
SAREM. 257 pp. 2012.
Parque Interjurisdiccional Marino-Costero Patagonia Austral
112
Categoría institucional ParqueInterjurisdiccional Jurisdicción Interjurisdiccional Tipo de administración Nacional Año de creación 2009 Instrumento legal de creación: Ley Nacional LN 26.446/2009 Superficie 132124 has. Ubicación CHUBUT Ecorregión Estepa Patagónica Coordenadas Latitud: 45 2
Longitud: 66 4 Grado de control: Aceptable Localidad Camarones (a 40 km)
Fuente: SIB
113
Parque Interjurisdiccional Marino Makenke
Categoría institucional Parque Interjurisdiccional Jurisdicción Interjurisdiccional Tipo de administración Nacional
Año de creación 2012 Superficie 68796 has. Ubicación Santa Cruz Ecorregión Atlántica Patagónica Coordenadas Latitud:493253,63S
Longitud: 67 37 29,99 O
Fuente: SIB
114
Parque Interjurisdiccional Marino Isla Pingüino
Categoría institucional ParqueInterjurisdiccional Jurisdicción Interjurisdiccional Tipo de administración Nacional
Año de creación 2012 Superficie 159526 has. Ubicación Santa Cruz Ecorregión Atlántica Patagónica Coordenadas Latitud:4867,22S
Longitud: 65 53 49,15 O
Fuente: SIB
115
Área Marina Protegida Área Marina Protegida Namuncurá - Banco Burdwood
Categoría institucional Area Marina Protegida Jurisdicción Federal Tipo de administración Nacional
Año de creación 2013 Instrumento legal de creación Ley Nacional 26875 Superficie 3400000 has. Ubicación Zona Marítima Económica Exclusiva de Argentina Ecorregión Atlántica Patagónica Coordenadas Latitud:542230
Longitud: 60 0 0 Grado de control Nulo Localidad Ushuaia (a 500 km)
Objetivo específico a) Conservar una zona de alta sensibilidad ambiental y de importancia para la protección y gestión sostenible de la biodiversidad de los fondos marinos; b) Promover el manejo sostenible, ambiental y económico de los ecosistemas marinos bentónicos de nuestra plataforma a través de un área demostrativa; c) Facilitar la investigación científica orientada a la aplicación del enfoque ecosistémico en la pesca y la mitigación de los efectos del cambio global.
Parque Nacional Monte León
Categoría institucional ParqueNacional Jurisdicción Federal Tipo de administración Nacional Año de creación 2004 Instrumento legal de creación Ley Nacional 25945/94 Superficie 62168 has. Ubicación Santa Cruz Ecorregión EstepaPatagónica Coordenadas Latitud: 50 21S
Longitud: 68 54 O Grado de control Aceptable Localidad Monte León
116
Fuente: SIB
Reserva Natural Militar Punta Buenos Aires
117
Categoría institucional Reserva Natural Militar Jurisdicción Federal Tipo de administración Nacional Año de creación 2008 Superficie 7000 has. Ubicación Chubut Ecorregión EstepaPatagónica Coordenadas Latitud: 42 14 17
Longitud: 64 21 58 Localidad Puerto Madryn
Parque Nacional Campos del Tuyu
Categoría institucional ParqueNacional Jurisdicción Federal Tipo de administración Nacional
Año de creación 2009
Instrumento legal de creación Ley Nacional 26499/2009 Superficie 3040 has. Ubicación Buenos Aires Ecorregión La Pampa Coordenadas Latitud: 36 19
Longitud: 57 50 Grado de control Aceptable Localidad General Lavalle (a 7 km)
Categoría Internacional Sitio RAMSAR
Objetivos Objetivos generales: Preservación de especies y diversidad genética. Objetivo específico: Protección del Venado de las Pampas y los Pastizales marginales costeros
118
Fuente: SIB
119
Anexo VII. Plataforma Continental Argentina
Líneas de Base. El Mar Territorial y su zona contigua. Zona Económica Exclusiva y la Plataforma Continental. La ley 26.659 que establece las condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, aún no reglamentada.
Representación Gráfica:
Antecedentes Históricos y Jurídicos
Argentina históricamente se destacó en el alcance de sus derechos de soberanía sobre la
plataforma continental como Estado ribereño. Ya en 1916 –antes de la Declaración Truman78- el
78Del presidente de los Estados Unidos, Harry Truman (28 de septiembre de 1945) que puso bajo la jurisdicción y control de ese país los recursos naturales del subsuelo y del lecho marítimo de la plataforma continental bajo el alta mar contigua a su territorio: “El Gobierno de los Estados Unidos considera los recursos naturales del subsuelo y
120
Almirante Segundo Storni planteó una doctrina que reivindicaba los derechos sobre dicha
plataforma y todos los recursos que en ella existan79.
Por decretos Nros. 1386/44 y 14.708/46, sustentado este último en la Declaración Truman, se
reivindicó la soberanía argentina sobre el mar epicontinental y el zócalo continental,
sosteniéndose como fundamento que se trata de una norma consuetudinaria haciéndose referencia
a la prolongación del territorio.
En 1966, La Ley N° 17.09480 coincidente con la Convención de Ginebra de 1958, reafirmó la
soberanía argentina sobre el lecho y el subsuelo de las zonas submarinas adyacentes a su
territorio hasta una profundidad de 200 metros o más allá de este límite, hasta donde la
profundidad de las aguas suprayacentes permitiera la exploración de los recursos naturales de
dichas zonas.
Como veremos, en 1991 –antes de la entrada en vigor de la Convención de las Naciones Unidas
sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR)- nuestro país dictó la Ley de Espacios Marítimos N°
23.968.
Argentina, por lo tanto, tiene fijado el límite exterior de su plataforma continental de
conformidad con lo establecido en el texto de la CONVEMAR adoptado en 1982 en
MontegoBay.
lecho marinos de la plataforma situada bajo la alta mar, pero contigua a las costas de los Estados Unidos, como pertenecientes y sujetos a su jurisdicción y control (...)”. 79Conferencia “Razón de ser de los Intereses Marítimos Argentinos” Almirante Segundo Storni de 1916. 80Ley de Soberanía en el Mar Argentino (BO 10/01/1967).
121
La Ley 23.968 de 1991 (Espacios Marítimos y Líneas de Base)
Promulgada, el 05 de Diciembre de 1991, por art. 1° fijó las líneas de base normales de
base recta de la República Argentina, ratificando la ley 17094 (líneas que unen los cabos
que forman las bocas de los golfos San Matías, Nuevo y San Jorge) y las que marca el
límite exterior del Río de la Plata, según los artículos 1° y 70 del Tratado del Río de la Plata
y su Frente Marítimo, del 19 de noviembre de 1973.
Determina queel mar territorial argentino se extiende hasta una distancia de doce (12) millas
marinas poseyendo y ejerciendo el Estado Nacional soberanía plena sobre éste, así como
sobre el espacio aéreo, el lecho y el subsuelo marino estableciendo que:
“La Nación Argentina posee y ejerce en el mar territorial se reconoce a los buques de
terceros Estados el derecho de paso inocente, siempre que el mismo se practique de
conformidad con las normas del derecho internacional y a las leyes y reglamentos que
la República Argentina dicte en su condición de Estado ribereño” (art 3).
Asimismo establece que la zona contigua marina argentina que se extenderá, más allá del
límite exterior del mar territorial, hasta una distancia de veinticuatro (24) millas marinas
medidas a partir de las líneas de base.
Limita la zona económica exclusiva argentina se extiende, más allá del límite exterior del
mar territorial, hasta una distancia de DOSCIENTAS (200) millas marinas a partir de las
líneas de base.
La ley establecía que en la zona económica exclusiva (ZEE) la Nación Argentina ejerce
derechos de soberanía para los fines de la exploración y explotación, conservación y
administración de los recursos naturales, tanto vivos como no vivos, de las aguas
suprayacentes al lecho del mar, y con respecto a otras actividades con miras a la exploración
122
y explotación económicas de la zona, tal como la producción de energía derivada del agua,
de las corrientes y de los vientos.
In fine, el art. 5 estableció que: “Las normas nacionales sobre conservación de los recursos
se aplicarán más allá de las DOSCIENTAS (200) millas marinas, sobre las especies de
carácter migratorio o sobre aquellas que intervienen en la cadena trófica de las especies de
la zona económica exclusiva argentina”.
Convención de Naciones Unidas sobre Derecho del Mar de 1982 (CONVEMAR)
Entrada en vigor el 16 de noviembre de 1994, fué ratificada por la República Argentina en 31 de
diciembre de 1995 mediante ley N° 24.54381, siendo su jerarquía superior a las leyes.
Definiciones de la Convención del Mar. Terminología y alcance82:
81Al firmar y ratificar la CONVEMAR, la República Argentina hizo una declaración, de acuerdo con lo aprobado por la ley N° 24.543, por la que se hacía expresa su reserva con relación a la "Cuestión de las Islas Malvinas", reafirmando que ese tema se encuentra regido por las resoluciones específicas de la ASAMBLEA GENERAL DE LAS NACIONES UNIDAS 2065 (XX), 3160 (XXVIII), 31/49, 37/9, 38/12, 39/6, 40/21, 41/40, 42/19 y 43/25, adoptadas en el marco del proceso de descolonización. En este sentido y teniendo en cuenta que las Islas Malvinas, Sandwich del Sur y Georgias del Sur forman parte integrante del territorio argentino, el Gobierno argentino manifestó que en ellas:“No reconoce ni reconocerá la titularidad ni el ejercicio por cualquier otro Estado, comunidad o entidad de ningún derecho de jurisdicción marítima que vulnere los derechos de la República Argentina sobre las Islas Malvinas, Sandwich del Sur y Georgias del Sur y las áreas marítimas correspondientes. Por consiguiente, agregó que “Tampoco reconoce ni reconocerá y considerará nula cualquier actividad o medida que pudiera realizarse o adoptarse sin su consentimiento con referencia a esta cuestión”. “En tal sentido, el Gobierno argentino entiende que la materialización de actos de la naturaleza antes mencionada es contraria a las referidas resoluciones adoptadas por las Naciones Unidas, cuyo objetivo es la solución pacífica de la disputa de soberanía sobre las Islas por la vía de las negociaciones bilaterales y con los buenos oficios del Secretario General de las Naciones Unidas.” 82 En Anexo I del presente.
123
Mar Territorial y Zona Contigua
LaCONVEMAR, luego de definir su terminología general y alcance, en su art. 2, determina que
el mar territorial, su espacio aéreo, lecho y subsuelo marino son soberanía extendida del Estado
ribereño y que la misma se ejerce con arreglo a la propia Convención y normas del derecho
internacional.
Límites del mar territorial
Está determinado hasta un límite no excedente a 12 millas marinas medidas a partir de las
líneas de base.
La CONVEMAR establece dos tipos de líneas de base para medir la anchura del mar
territorial:
a) Línea de base normal para medir la anchura del mar territorial (arts. 5 y 6):
Es aquella determinada por la línea de bajamar83 a lo largo de la costa y reconocida
oficialmente por el propio Estado ribereño. En la existencia de arrecifes se entiende como la
línea de base la bajamar
En el caso de islas situadas en atolones o de islas bordeadas por arrecifes, la línea de base
para medir la anchura del mar territorial es la línea de bajamar del lado del arrecife que da al
mar.
b) Líneas de base rectas (art. 7):
Son aquellas que podrán adoptarse en los sitios en que la costa tenga profundas aberturas y
escotaduras o en los que haya una franja de islas a lo largo de la costa situada en su
83 Momento en que el ciclo de mareas costeras alcanza su menor altura.
124
proximidad inmediata, como método para trazar la línea de base desde la que ha de medirse
el mar territorial, el de líneas de base rectas que unan los puntos apropiados.
Principio en caso de costas adyacentes entre estados
Destacamos el art. 15 de la CONVEMAR, libra a que los estados acuerden a extender su mar
territorial más allá de una línea media y por reconocer que la “disposición no será aplicable
cuando, por la existencia de derechos históricos o por otras circunstancias especiales, sea
necesario delimitar el mar territorial de ambos Estados en otra forma”.
Zona Contigua
El art. artículo 33 define a esta zona como la contigua al mar territorial de un estado y no
podrá extenderse más allá de 24 millas marinas contadas desde las líneas de base.
En ella es Estado ribereño podrá:
a) Prevenir las infracciones de sus leyes y reglamentos aduaneros, fiscales, de
inmigración o sanitarios que se cometan en su territorio o en su mar territorial;
b) Sancionar las infracciones de esas leyes y reglamentos cometidas en su territorio o
en su mar territorial.
Zona Económica Exclusiva (art. 55)
Régimen jurídico específico de la zona económica exclusiva:
La zona económica exclusiva (ZEE) es un área situada más allá del mar territorial y
adyacente a éste, sujeta al régimen jurídico específico de la CONVEMAR. Es decir que los
derechos y libertades de todos los estados parte se regirán por las disposiciones de la
Convención y no por su derecho doméstico.
125
Asimismo el art. 56 establece los derechos, jurisdicción y deberes del Estado ribereño en la
zona económica exclusiva como los siguientes:
a) Derechos de soberanía para los fines de exploración y explotación, conservación y
administración de los recursos naturales, tanto vivos como no vivos, de las aguas
suprayacentes al lecho y del lecho y el subsuelo del mar, y con respecto a otras
actividades con miras a la exploración y explotación económicas de la zona, tal como
la producción de energía derivada del agua, de las corrientes y de los vientos;
b) Jurisdicción, con arreglo a las disposiciones pertinentes de esta Convención, con
respecto a:
i) El establecimiento y la utilización de islas artificiales, instalaciones y
estructuras;
ii) La investigación científica marina;
iii) La protección y preservación del medio marino;
c) Otros derechos y deberes previstos en esta Convención.
La anchura de la zona económica exclusiva, determinada en el art. 57, no se extenderá más
allá de 200 millas marinas contadas desde las líneas de base a partir de las cuales se mide la
anchura del mar territorial.
Derechos y deberes de otros Estados en la zona económica exclusiva (art. 58):
Entre los derechos y deberes de otros estados se enumeran:
1. Navegación y sobrevuelo
2. Tendido de cables y tuberías submarinas.
Por su parte establece que, los Estados tendrán debidamente en cuenta los derechos y
deberes del Estado ribereño y cumplirán las leyes y reglamentos dictados por el Estado
126
ribereño de conformidad con las disposiciones la Convención y otras normas de derecho
internacional en la medida en que no sean incompatibles con la misma.
Solución de conflictos en jurisdicción en la zona económica exclusiva (ZEE) (art.59)
Para el caso de conflicto en la Zona Económica Exclusiva, entre los intereses del Estado
ribereño y los de cualquier otro Estado o Estados, sostiene este artículo que: “el conflicto
debería ser resuelto sobre una base de equidad y a la luz de todas las circunstancias
pertinentes, teniendo en cuenta la importancia respectiva que revistan los intereses de que
se trate para las partes, así como para la comunidadinternacional en su conjunto”.
El Estado ribereño y la construcción de islas artificiales, instalaciones y estructuras:
Mediante el art. 60 se establece que“el Estado ribereño tendrá derecho a construir: a) Islas
artificiales; b) Instalaciones y estructuras para los fines previstos en el artículo 5684 y para
otras finalidades económicas; c) Instalaciones y estructuras que puedan interferir el
ejercicio de los derechos del Estado ribereño en la zona.”
84Artículo 56 Derechos, jurisdicción y deberes del Estado ribereño en la zona económica exclusiva
1. En la zona económica exclusiva, el Estado ribereño tiene: a) Derechos de soberanía para los fines de exploración y explotación, conservación y administración de los recursos naturales, tanto vivos como no vivos, de las aguas suprayacentes al lecho y del lecho y el subsuelo del mar, y con respecto a otras actividades con miras a la exploración y explotación económicas de la zona, tal como la producción de energía derivada del agua, de las corrientes y de los vientos; b) Jurisdicción, con arreglo a las disposiciones pertinentes de esta Convención, con respecto a: i) El establecimiento y la utilización de islas artificiales, instalaciones y estructuras; ii) La investigación científica marina; iii) La protección y preservación del medio marino; c) Otros derechos y deberes previstos en esta Convención. 2. En el ejercicio de sus derechos y en el cumplimiento de sus deberes en la zona económica exclusiva en virtud de esta Convención, el Estado ribereño tendrá debidamente en cuenta los derechos y deberes de los demás Estados y actuará de manera compatible con las disposiciones de esta Convención. 3. Los derechos enunciados en este artículo con respecto al lecho del mar y su subsuelo se ejercerán de conformidad con la Parte VI.
127
Jurisdicción Exclusiva, seguridad de la navegación, pesca y protección del medio marino
El Estado ribereño tendrá jurisdicción exclusiva sobre las islas artificiales, instalaciones y
estructuras, incluida la jurisdicción en materia de leyes y reglamentos aduaneros, fiscales,
sanitarios, de seguridad y de inmigración.
La construcción de dichas islas artificiales, instalaciones o estructuras deberá ser
debidamente notificada, y deberán mantenerse medios permanentes para advertir su
presencia. Las instalaciones o estructuras abandonadas o en desuso serán retiradas para
garantizar la seguridad de la navegación, teniendo en cuenta las normas internacionales
generalmente aceptadas que haya establecido a este respecto la organización internacional
competente. A los efectos de la remoción, se tendrán también en cuenta la pesca, la
protección del medio marino y los derechos y obligaciones de otros Estados. Se dará aviso
apropiado de la profundidad, posición y dimensiones de las instalaciones y estructuras que
no se hayan retirado completamente.
Finalmente, el artículo señala que las islas artificiales, instalaciones y estructuras no poseen
la condición jurídica de islas. Tampoco tienen mar territorial propio y su presencia no afecta
a la delimitación del mar territorial, de la zona económica exclusiva o de la plataforma
continental.
Plataforma Continental
El artículo 76 define la Plataforma Continental:
La plataforma continental de un Estado ribereño comprende el lecho y el subsuelo de las
áreas submarinas que se extienden más allá de su mar territorial y a todo lo largo de la
prolongación natural de su territorio hasta el borde exterior del margen continental, o bien
hasta una distancia de 200 millas marinas contadas desde las líneas de base a partir de las
128
cuales se mide la anchura del mar territorial, en los casos en que el borde exterior del
margen continental no llegue a esa distancia.
La masa continental del Estado Ribereño
El margen continental comprende la prolongación sumergida de la masa continental del Estado
ribereño y está constituido por el lecho y el subsuelo de la plataforma, el talud y la emersión
continental. No comprende el fondo oceánico profundo con sus crestas oceánicas ni su subsuelo.
Como se verá para el caso argentino, el Estado ribereño presentará información sobre los límites
de la plataforma continental más allá de las 200 millas marinas contadas desde las líneas de base
a partir de las cuales se mide la anchura del mar territorial a la Comisión de Límites de la
Plataforma Continental, establecida de conformidad con el Anexo II –CONVEMAR- sobre la
base de una representación geográfica equitativa.
Dicha información o informe (elaboradopor la Comisión Nacional del Límite Exterior de la
Plataforma Continental (COPLA)), fue presentado a la Comisión de Límites de la Plataforma
Continental de las Naciones Unidas que hará recomendaciones a los Estados ribereños sobre las
cuestiones relacionadas con la determinación de los límites exteriores de su plataforma
continental. Los límites de la plataforma que determine un Estado ribereño tomando como base
tales recomendaciones serán definitivos y obligatorios.
La Ley N° 24.815 de 1997, creación de la Comisión Nacional del Límite Exterior de la
Plataforma Continental (COPLA)
En consonancia con la Convención del Mar y el art. 6 de la Ley 23.968, en 1997 y mediante la
ley de éste título es creada la Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental
(COPLA), dependiente del Ministerio de Relaciones Exteriores y Culto (que la presidirá). Siendo
129
este mismo su órgano de aplicación, la COPLA tiene como objeto: “Elaborar la propuesta
definitiva del límite exterior de la plataforma continental argentina” (art.2).
Formarán parte de la Comisión un representante del Servicio de Hidrografía Naval y otro del
Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos.
Por su parte los arts. 5 y 6 definen las funciones y atribuciones –respectivamente- de esta
Comisión85.
La República Argentina elevó a la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de las
Naciones Unidas (CommissionontheLimits of Continental Shelf86) el resultado elaborado
por la COPLA el 21 de abril de 2009.
La Comisión tenía previsto el estudio de la presentación argentina entre el 10 de agosto y 11
de septiembre de 2009.
85ARTICULO 5°-Las funciones de la Comisión son: a) Realizar estudios y trabajos con el objeto de identificar las características de la Plataforma Continental Argentina en base a referencias hidrográficas, geofísicas y geológicas y hará propuestas para establecer en forma definitiva su límite exterior. b) Formular planes de trabajo y programas de acción a fin de cumplimentar la tarea a ella encomendada; c) Dictar su reglamento. Implementación del mandato ARTICULO 6°-Para cumplir con su mandato, la Comisión podrá: a) Solicitar los servicios y la cooperación de la Secretaría de Ciencia y Tecnología, así como de entes estatales y privados, nacionales y extranjeros; b) Consultar a la Comisión de la Carta Geológica (ley 24.224), y a la Subsecretaría de Minería en todo lo relativo a la cartografía de la Plataforma Continental el territorio insular y el Sector Antártico Argentino: c) Solicitar al Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, a través de la Secretaría de Obras y Servicios Públicos, información, trabajos técnicos y otros datos necesarios; d) Requerir al Servicio de Hidrografía Naval (ley 19.822), información, estudios y trabajos que la Comisión determine para la realización de las tareas a ella encomendadas. 86Período en funciones de sus miembros 2012-2017. Siendo miembro por Argentina el Ing. en Geodesia y Geofísica (UBA) Carlos Marcelo Paterlini.
130
Toda vez que la Argentina cumpla recomendaciones de la Comisión de Límites, éstos serán
definitivos y obligatorios para todas las naciones en virtud del art. 76 inc.de la
CONVEMAR87.
Es de importancia destacar que por el art. 77 inc. 3, hace innecesaria una ocupación real de
la áreas que pudieran encontrarse en conflicto con los Estados parte, a efectos de hacer valer
los derechos reclamados.
En el contexto fáctico de la superposición de áreas con el Reino Unido (UK) la Comisión
insta a las partes a una eventual presentación conjunta de los reclamos de ambas naciones a
los fines de su tratamiento.
El Reino Unido, por su parte presentó su propuesta en 11 de mayo de 2009. En los años
2001, 2004 y 2007, este estado parte (CONVEMAR) realizó propuestas a la Argentina para
una presentación conjunta, si bien nuestro país no se expidió aún en este sentido.
87Argentina manifiesta su posición de acuerdo a lo establecido por la Disposición Transitoria Primera de la CN: “La Nación Argentina ratifica su legítima e imprescriptible soberanía sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes, por ser parte integrante del territorio nacional. La recuperación de dichos territorios y el ejercicio pleno de la soberanía, respetando el modo de vida de sus habitantes, y conforme a los principios del Derecho Internacional, constituyen un objetivo permanente e irrenunciable del pueblo argentino”. La República Argentina no ha reconocido la ilegítima ocupación británica de los archipíelagos australes, por cuanto la presencia del Reino Unido deriva de la usurpación de 1833 de una parte del territorio nacional (utipossidetis iure 1810) que fuera inmediatamente protestada y no consentida por Argentina. Finalmente las Naciones Unidas, la Organización de Estados Americanos (OEA) y otros foros y organismos internacionales y regionales reconocen la existencia de la disputa de soberanía entre la República Argentina y el Reino Unido sobre los territorios y mares señalados y han efectuado numerosos llamamientos para que ambos países reanuden las negociaciones hasta alcanzar una solución justa, pacífica y definitiva de la controversia.
131
La ley N° 26.659. Condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la
Plataforma Continental Argentina
Establece que laexploración y explotación de hidrocarburos en la Plataforma Continental
Argentina sólo podrán realizarse observando las condiciones establecidas por la presente
ley, las leyes y los reglamentos vigentes.
El art. 2 se detalla en el Anexo I. Marco Legal del presente informe.
El art. 5 determina que elEstado nacional, los estados provinciales y municipales no podrán
contratar con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sus controladas o
accionistas que en forma directa o indirecta desarrollen actividades hidrocarburíferas en la
Plataforma Continental Argentina, sin haber obtenido habilitaciones para realizar
actividades de exploración y explotación de hidrocarburos emitida por autoridad
competente argentina.
La norma determina como autoridad de aplicación a la Secretaría de Energía, dependiente
del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios o el organismo que el
Poder Ejecutivo Nacional designe.
Ésta, confeccionará una nómina de carácter público de las personas físicas o jurídicas,
nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma
Continental Argentina que no cuenten con las habilitaciones para realizar actividades
hidrocarburíferas emitidas por la autoridad competente argentina.
A la fecha, el Poder Ejecutivo Nacional no ha reglamentado la ley de referencia, caducado
el plazo máximo de sesenta (60) días desde su publicación en el Boletín Oficial. La misma
fue sancionada el 16 de marzo de 2011 y promulgada de hecho el 12 de abril de ese año.
132
Mapa con la zona comprendida entre la línea de base y el límite exterior de la Plataforma continental (pág. 17) Fuente:Resumen Ejecutivo-Presentación Argentina ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (ONU)-Límite Exterior de la Plataforma Continental. Ed. Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA). Impreso: Actualidad Gráfica, Buenos Aires, mayo de 2010.
133
Mapa con los puntos fijos (RA)del límite exterior de la Plataforma continental argentina (pág. 23). Fuente: Resumen Ejecutivo-Presentación Argentina ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (ONU)-Límite Exterior de la Plataforma Continental. Ed. Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA). Impreso: Actualidad Gráfica, Buenos Aires, mayo de 2010.
134
Mapa que diferencia las zonas comprendidas entre la línea de base y las 200M entre ésta última y el límite exterior (pág. 24) Fuente: Resumen Ejecutivo-Presentación Argentina ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (ONU)-Límite Exterior de la Plataforma Continental. Ed. Comisión Nacional del Límite Exterior de la Plataforma Continental (COPLA). Impreso: Actualidad Gráfica, Buenos Aires, mayo de 2010.
135
Anexo VIII. Cuencas Petrolíferas
Las cuencas petrolíferas en Argentina88
En la República Argentina se han identificado 19 cuencas sedimentarias, con una superficie total
de aproximadamente 1.750.000 km2. Cinco de estas cuencas tienen continuidad sobre la
plataforma continental, mientras que otras tres se extienden bajo el océano profundo. La
superficie de las cuencas ubicadas sobre el continente es de alrededor de 1.350.000 km2, y las de
la plataforma continental, tomando como límite la isóbata de 200 m; de unos 400.000 km2
Distribución geográfica de las cuencas. Fuente: Secretaria de Energía.
88http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=800
136
Según los datos de la Secretaría de Energía, actualmente las cuencas productivas de
hidrocarburos son cinco:
1. Noroeste,
2. Cuyana,
3. Neuquina,
4. Golfo San Jorge,
5. Austral o de Magallanes.
Considerando solamente la porción emergida, su superficie abarca un 40% de lo que en la
actualidad se conoce como cuencas útiles a los fines petroleros.
A continuación describiremos, las cuencas vinculadas con el objeto de esta auditoría.
Cuenca Golfo San Jorge
La Cuenca del Golfo San Jorge está ubicada en la Patagonia central entre los paralelos 43 y 47
grados de latitud sur. Comprende la zona meridional de la provincia del Chubut, la parte norte de
la provincia de Santa Cruz y gran parte de la plataforma continental argentina en el Golfo San
Jorge. O sea que abarca áreas dentro del actual continente (65%), como de la plataforma
continental (35%).
137
Cuenca Golfo San Jorge. Fuente: Secretaria de Energía.
Tiene una forma bastante irregular, presentando una mayor elongación en la dirección este –
oeste. Hacia el norte sobrepasa el curso medio del río Chubut, por el sur se extiende más allá del
río Deseado, hacia el este llega hasta el alto de basamento oriental ya fuera de las aguas del
engolfamiento mientras que hacia el oeste llega hasta la Cordillera de los Andes89.
El área total de la cuenca se estima en unos 200.000 Km2 de los cuales 70.000 Km2 (35%) tienen
interés petrolero (posibilidades potenciales de contener hidrocarburos) según los conocimientos y
datos actuales.
Cuenca Austral
Se extiende en el extremo sur del continente americano. Abarca una parte de la provincia
argentina de Santa Cruz, la chilena de Magallanes, la zona oriental del estrecho del mismo
nombre, la isla Grande de la Tierra del Fuego y una porción de la plataforma continental
argentina lindante al este de las mismas.
89http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=813
138
Aparenta un triángulo rectángulo cuya hipotenusa, por el noreste y este, corre próximo el curso
del río Chico y sigue esa dirección internándose en el océano Atlántico. Los otros catetos,
correspondientes a la altura por el oeste y base por el sur, coinciden con el tramo Patagónico –
Fueguino de la Cordillera de los Andes90.
Límite de cuenca - Mapa estructural base Cretácico. Fuente: Secretaria de Energía.
La superficie total es de 170.000 Km2 y unos 23.000 Km2 pertenecen al área costa afuera.
La mayoría de los yacimientos descubiertos hasta el presente se encuentran en el área de
plataforma.Corresponden a trampas combinadas con acuñamiento de lentes areniscosos de la Fm.
Springhill hacia los "altos pelados" o zonas sin depósitos de la citada unidad, sobre las vulcanitas
jurásicas.
Otras trampas, con mayor influencia del factor estructural, se han conformado en antiguos
paleovalles rellenos con Fm. Springhill y que fueron cruzados transversalmente por fallas de
posible edad terciaria.
90 Límite de cuenca - Mapa estructural base Cretácico
139
Al respecto, podemos observar la ubicación de los principales yacimientos de petróleo y gas de
esta cuenca en el siguiente gráfico91 :
Distribución de los principales yacimientos de hidrocarburos de la Cuenca Austral. Fuente: Secretaria de
Energía.
91http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=814
140
Reservas de Petróleo en la Argentina por Cuenca
Fuente: IAPG | El abecé del Petróleo y del Gas
141
Estadísticas de Argentina92
Cuencas con producción
Fuente: IAPG
92 Fuente: http://www.iapg.org.ar/estadisticasnew/
142
Fuente: IAPG
Cuencas sin producción
Fuente: IAPG
143
Fuente: IAPG
Total país: datos históricos producción de petróleo
AÑO PETROLEO AÑO PETROLEO AÑO PETROLEO miles m3 miles m3 miles m3
1911 2 1944 3.852 1977 25.047
1912 7 1945 3.638 1978 26.255
1913 21 1946 3.307 1979 27.434
1914 44 1947 3.473 1980 28.566
1915 82 1948 3.692 1981 28.852
1916 138 1949 3.591 1982 28.470
1917 192 1950 3.730 1983 28.474
1918 215 1951 3.890 1984 27.838
1919 211 1952 3.946 1985 26.675
1920 262 1953 4.531 1986 25.179
1921 327 1954 4.702 1987 24.857
144
1922 455 1955 4.850 1988 26.123
1923 530 1956 4.931 1989 26.735
1924 741 1957 5.398 1990 28.004
1925 952 1958 5.669 1991 28.570
1926 1.248 1959 7.087 1992 32.254
1927 1.372 1960 10.153 1993 34.569
1928 1.442 1961 13.428 1994 38.766
1929 1.493 1962 15.614 1995 41.844
1930 1.431 1963 15.444 1996 45.576
1931 1.861 1964 15.943 1997 48.427
1932 2.089 1965 15.825 1998 49.152
1933 2.177 1966 16.655 1999 46.511
1934 2.230 1967 18.232 2000 44.939
1935 2.273 1968 19.953 2001 45.435
1936 2.458 1969 20.167 2002 44.111
1937 2.600 1970 22.802 2003 43.130
1938 2.715 1971 24.557 2004 40.652
1939 2.959 1972 25.195 2005 38.632
1940 3.276 1973 24.440 2006 38.270
1941 3.500 1974 24.022 2007 37.309
1942 3.769 1975 22.968 2008 36.647
1943 3.948 1976 23.147 2009 36.150
2010 35.312
2011 33.231
2012 33.050
TOTAL 1.696.898
Fuente: IAPG
145
Fuente: IAPG
146
Producción de petróleo – anual
147
Producción de petróleo trimestral
Pozos exploratorios históricos
148
Pozos terminados
Pozos de exploración y pozos de desarrollo
149
Anexo IX. Bloques Exploratorios
Fuente: ENARSA
150
Fuente: ENARSA
151
Áreas Salmon y Calamar. Fuente: ENARSA
152
Anexo X. Contratos de UTEs
A. Contratos de UTEs
A.1 Contrato UTE Área E-1
A.2 Contrato UTE Área E-2
A.3. Convenio de Asociación Área E-3
B. Áreas Offshore operadas
B.1 ÁreasOff Shore Operadas. Bloque E-1
B.2. Áreas Off Shore Operadas. Bloque E-2
B.3. Áreas Off Shore Operadas. Bloque E-3
A. Contratos de UTEs
A.1. Contrato UTE Área E-1
En lo que respecta al origen de la denominada Área E-1, cabe señalar que en virtud de la Ley N°
25.943, se le otorgó a ENARSA la titularidad de los permisos de exploración sobre las áreas
CAA-7 y CAA-44 (E-1).
Previo a este otorgamiento, en fecha 2 de marzo de 2001, el Estado Nacional aprobó la
adjudicación del permiso de exploración en el Área CCM-2 (Cuenca Colorado Marina 2) a YPF
(90%) y a PETROURUGUAY (10%) otorgado a través de Resolución SE N° 215/00.
En relación a los acuerdos celebrados por las empresas ENARSA; YPF; PETROBRAS y
PETROURUGUAY (“Partes”) con anterioridad al contrato de UTE, es importante destacar que
en fecha 11 de enero de 2006, suscribieron el documento denominado “Acta Acuerdo Área
153
ENARSA 1 – CCM-2” en virtud del cual se sentaron las bases sobre las cuales las Partes se
asociaron a efectos de explorar y/o explotar en forma conjunta las Áreas E-1 y CCM-2.
Adicionalmente, en fecha 12 de abril de 2006, las partes suscribieron un Convenio de Asociación
en virtud del cual se sentaron, ratificaron y ampliaron con mayor detalle las bases sobre las cuales
se asociaron a efectos de explorar y/o explotar en forma conjunta las Áreas E1 y CCM-2.
En este convenio, se determinó las contribuciones de las partes, las que se harán efectivas al
momento de suscribirse el contrato de UTE.
Así, ENARSA aportó el Área E-1 y los derechos de exploración y explotación que surgen del
permiso (lo que no implica una cesión de la titularidad del permiso de exploración del área).
Por otro lado, YPF y PETROURUGAY transfirieron a ENARSA la titularidad del Área CCM-2 a
fin de que ésta ponga a disposición dicha área y transfiera los derechos de exploración y
explotación de los que sea titular.
En el art. 7 de este convenio, las Partes se comprometieron a suscribir un contrato de UTE, cuyos
aspectos principales se resumen a continuación:
Fecha de Suscripción y Fecha Efectiva (encabezado)
El contrato de UTE se suscribió en fecha 29 de febrero del 2008. De modo que este contrato tiene
efectos desde esta misma fecha.
Partes y Porcentajes de Participación (art. 6)
Las empresas que conforman la UTE son:
(i) ENARSA (35%);
154
(ii) YPF (35%);
(iii) PETROBRAS (25%); y
(iv) PETROURUGUAY (5%).
Objeto (art. 2)
Llevar a cabo en forma conjunta la exploración, desarrollo, explotación, tratamiento y transporte
de los hidrocarburos provenientes del Área E1 y CCM-2 ubicadas en la Cuenca Colorado Marina.
Operador (art. 5)
Se designa a YPF como operador lo que implica que tiene a su cargo las operaciones conjuntas
(actividades exploratorias) las que deberán ser desarrolladas de acuerdo con las técnicas
generalmente seguidas en la industria del petróleo tanto ingeniería petrolera, de producción y de
medio ambiente.
Responsabilidad en conexión con las actividades de exploración (art. 5)
Las Partes, en proporción a sus participación, son responsables por los costos, gastos, pasivos o
reclamos relacionados con las operacionesy responderán por todo daño o pérdida de la
propiedad, medio ambiente, las personas que se deriven de cualquier acción u omisión del
operador salvo culpa grave de cualquier personal jerárquico del operador (gerente del yacimiento
o funciones equivalentes o encargado de las operaciones de perforación, construcción o
producción).
Fondo Común Operativo y gastos incurridos por el operador (art. 7 y 9)
El contrato prevé la constitución de un fondo común operativo de US$ 100.000 integrado por
YPF, PETROBRAS y PETROURUGAY el que podrá ser aumentado o disminuido por
determinación de las Partes.
155
Durante la etapa de exploración, YPF, PETROBRAS y PETROURUGAY (excluida ENARSA)
son las que asumirán los costos requeridos por el operador para el desarrollo de las operaciones.
Es decir, YPF, PETROBRAS y PETROURUGAY cargarán con los costos incluyendo lo que le
correspondería a ENARSA en virtud de su participación (modalidad Carry).
Durante la etapa de explotación, las Partes (incluido ENARSA), asumirán los costos y gastos
incurridos por el operador para la ejecución de las operaciones en proporción a sus respectivos
porcentajes de participación.
A.2. Contrato UTE Área E-2
En lo que respecta al origen de la denominada Área E-2, cabe señalar que en virtud de la Ley N°
25.943, se le otorgó a ENARSA la titularidad del Permiso de Exploración sobre el Área CAM-1
(E2).
Previo a este otorgamiento, en fecha 16 de noviembre de 1998, el Estado Nacional aprobó la
adjudicación del permiso de exploración en el Área CAM-3 a YPF (50%) y a ENAP SIPETROL
(50%) otorgado a través de Resolución SE N° 552/98.
Conforme al art. 5 del Convenio de Asociación, si el resultado de la exploración fuera
negativo, ENARSA quedará eximida de reintegrar los gastos efectuados por las demás
partes. Si el resultado fuera positivo, ENARSA reintegrará a las demás partes, su
contribución mediante pagos en efectivoso en hidrocarburos provenientes del área.
Además, de acuerdo al art.5, las Partes acordaron que la inversión mínima comprometida
durante la primera etapa de exploración, comprenderá el registro y procesamiento de 1000
km2 de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio.
156
Asimismo, en fecha 13 de julio de 2007, la Secretaría de Energía de la Nación, mediante Nota N°
698, procedió a aceptar la reversión del Área CAM-3 por parte de los miembros que conforman
la UTE CAM-3 (ENAP SIPTROL e YPF) y también procedió a aceptar la compensación de las
Unidades de Trabajo pendientes de realización en el Área CAM-3 por la realización de un
segundo pozo exploratorio en el Área E-2.
En relación a los acuerdos celebrados por las empresas ENARSA; ENAP e YPF (“Partes”) con
anterioridad al contrato de UTE, es importante destacar que en fecha 7 de febrero de 2006,
suscribieron el documento denominado “Acta Acuerdo Área E2 – CAM-3” en virtud del cual se
sentaron las bases sobre las cuales las Partes se asociaron a efectos de explorar y/o explotar en
forma conjunta las Áreas E2 (ex Área CAM-1) y CAM-3.
Adicionalmente, en fecha 25 de septiembre de 2006, las Partes suscribieron un Convenio de
Asociación en virtud del cual se sentaron, ratificaron y ampliaron con mayor detalle las bases
sobre las cuales se asociaron a efectos de explorar y/o explotar en forma conjunta las Áreas E2
(ex Área CAM-1) y CAM-3.
En este convenio, se determinó las contribuciones de las Partes, las que se harán efectivas al
momento de suscribirse en contrato de UTE.
Así, ENARSA aportó el Área E2 y los derechos de exploración y explotación que surgen del
permiso (lo que no implica una cesión de la titularidad del permiso de exploración del área).
Por otro lado, ENAP e YPF transfirieron a ENARSA la titularidad del Área CAM-3 a fin de que
ésta ponga a disposición dicha área y transfiera los derechos de exploración y explotación de los
que sea titular.
157
En el art. 7 de este Convenio, las Partes se comprometieron a suscribir un contrato de UTE, cuyos
aspectos principales se resumen a continuación:
Fecha de Suscripción y Fecha Efectiva (encabezado)
El contrato de UTE se suscribió en fecha 31 de marzo del 2008. De modo que este contrato tiene
efectos desde esta misma fecha.
Partes y Porcentajes de Participación (art. 6)
Las empresas que conforman la UTE son:
(i) ENARSA (33%);
(ii) ENAP SIPETROL (33%);y
(iii) YPF (33%).
Objeto (art. 2)
Llevar a cabo en forma conjunta la exploración, desarrollo, explotación, tratamiento y transporte
de los hidrocarburos provenientes del Área E2 y CAM-2 ubicadas en la Cuenca Colorado Marina.
Operador (art. 5)
Se designa a ENAP SIPETROL como operador lo que implica que tiene a su cargo las
operaciones conjuntas (actividades exploratorias) las que deberán ser desarrolladas de acuerdo
con las técnicas generalmente seguidas en la industria del petróleo tanto ingeniería petrolera, de
producción y de medio ambiente.
Responsabilidad en conexión con las actividades de exploración (art. 5)
Las Partes, en proporción a sus participación, son responsables por los costos, gastos, pasivos o
reclamos relacionados con las operacionesy responderán por todo daño o pérdida de la
propiedad, medio ambiente, las personas que se deriven de cualquier acción u omisión del
158
operador salvo culpa grave de cualquier personal jerárquico del operador (gerente del yacimiento
o funciones equivalentes o encargado de las operaciones de perforación, construcción o
producción).
Fondo Común Operativo y gastos incurridos por el operador (art. 7 y 9)
El contrato prevé la constitución de un fondo común operativo de US$ 100.000 integrado por
ENAP SIPETROL e YPF el que podrá ser aumentado o disminuido por determinación de las
Partes.
Durante la etapa de exploración, ENAP SIPETROL e YPF (excluida ENARSA) son las que
asumirán los costos requeridos por el operador para el desarrollo de las operaciones. Es decir,
ENAP SIPETROL e YPF cargarán con los costos incluyendo lo que le correspondería a
ENARSA en virtud de su participación (modalidad Carry).
Durante la etapa de explotación, las Partes (incluido ENARSA), asumirán los costos y gastos
incurridos por el operador para la ejecución de las operaciones en proporción a sus respectivos
porcentajes de participación.
Conforme al art. 5 del Convenio de Asociación, si el resultado de la exploración fuera
negativo, ENARSA quedará eximida de reintegrar los gastos efectuados por las demás partes.
Si el resultado fuera positivo, ENARSA reintegrará a las demás partes, su contribución
mediante pagos en efectivos o en hidrocarburos provenientes del área.
Además, en este artículo, las Partes acordaron que la inversión mínima comprometida durante
la primera etapa de exploración, comprenderá: (i) llevar adelante la inversión exploratoria para
verificar el potencial hidrocarburífero del área y (ii) el compromiso a la perforación de un pozo
exploratorio e la mejor ubicación indiciada por la interpretación sísmica dentro del área.
159
A.3. Convenio de Asociación Área E-3
En lo que respecta al origen de la denominada Área E-3, cabe señalar que en virtud de la Ley N°
25.943, se le otorgó a ENARSA la titularidad de los permisos de exploración sobre las Áreas
CAA-1 y CAA-8 (E3).
En relación a los acuerdos celebrados por las empresas ENARSA; PETROBRAS e YPF
(“Partes”), es importante destacar que en fecha 12 de septiembre de 2006, suscribieron el
documento denominado “Acta Acuerdo Área E-3 (ex áreas CAA-1 y CAA-8)” en virtud del cual
se sentaron las bases sobre las cuales las Partes se asociaron a efectos de explorar y/o explotar en
forma conjunta las Áreas E-3 (ex Área CAA-1 y CAA-8).
Asimismo, en fecha 21 de noviembre de 2006, se celebró el convenio, en el que se determinó,
entre otras cuestiones, las contribuciones de las partes, las que se harán efectivas al momento de
suscribirse el contrato de UTE.
Así, ENARSA aportó el Área E-3 y los derechos de exploración y explotación que surgen del
permiso (lo que no implica una cesión de la titularidad del permiso de exploración del área).
Por otro lado, PETROBRAS e YPF se obligaron a contribuir proporcionalmente a sus porcentajes
de participación durante cada etapa de exploración con los fondos necesarios para financiar la
inversión correspondiente al porcentaje de participación de ENARSA en la etapa de exploración.
Si el resultado de la exploración fuera negativo, ENARSA quedará eximida de reintegrar los
gastos efectuados por las demás partes. Si el resultado fuera positivo, ENARSA reintegrará a las
demás partes, su contribución mediante pagos en efectivos o en hidrocarburos provenientes del
área.
160
Los aspectos principales del acuerdo son:
Fecha de Celebración (encabezado)
El Convenio se celebró en fecha 21 de noviembre del 2006.
Partes y Porcentajes de Participación (art. 6)
Las empresas que conforman el Convenio son:
(iv) ENARSA (35%);
(v) PETROBRAS (35%);y
(vi) YPF (30%).
Objeto (art. 2)
Establecer los términos y condiciones mediante los cuales las Partes se asocian conforme fuera
establecido en el Acta Acuerdo a efectos de explorar y/o explotar el Área de manera conjunta.
Operador (art. 5)
Se designa a PETROBRAS como operador del Área de los permisos de exploración y de las
eventuales concesiones de explotación.
Responsabilidad (art. 11)
Las Partes, en proporción a su participación, son responsables por todos los derechos y
obligaciones inherentes a sus respectivos porcentajes de participación.
Inversión Mínima Comprometida (art. 5)
Las Partes acordaron una inversión mínima para la primera etapa de exploración conformada por:
(i) adquisición de 7.200 km2 de aerogravimetría y magnetometría;
(ii) adquisición de 2.000 km de sísmica 2D (una vez finalizado el punto i);
161
(iii) en función de los resultados obtenidos en i y ii, registración de 500 km2 de sísmica 3D;
y
(iv) perforación de un pozo de exploración (una vez finalizado el punto iii).
Cláusula de confidencialidad
Las cláusulas de confidencialidad, respecto a las áreas, surgen de los Convenios de Asociación.
En apartados 1.15.se define: “Información Confidencial o Información significa los datos, y
documentos de carácter técnico, comercial, industrial y financiero, según lo contemplado en la
Cláusula 15 de presente Acuerdo”.
A los efectos del objeto de la presente auditoría, la citada cláusula establece: “Las partes
convienen en mantener los términos y condiciones del presente Acta Acuerdo con carácter
reservado y confidencial. Sin embargo, cualquiera de las Partes podrá entregar copias o proveer
información respecto de este Acuerdo en los supuestos que se detallan a continuación:
(a) Con el fin de cumplir con cualquier solicitud o requerimiento de información en virtud de
alguna disposición imperativa o requerimiento de autoridades u organismos
gubernamentales, tribunales judiciales, administrativos o arbitrales, siempre que se dé
aviso previo a las otras Partes comunicándoles con anticipación suficiente la
información, notificación o respuesta que se pretenda entregar a cualquiera de los entes
y organismos mencionados y la Parte que reciba el requerimiento realice todas las
acciones que razonablemente le indiquen las otras Partes para resistir tal divulgación”…
162
B. ÁreasOff Shore Operadas
B.1 ÁreasOff Shore Operadas. Bloque E-1
EI bloque E-l engloba las antiguas áreas CCM-2, CAA-7 Y CAA-44 y está localizado en el sector
costa afuera de la cuenca de Colorado, a 350 kilómetros de la línea de costa. La profundidad
marina varía entre los 200 metros en el extremo occidental del bloque a los 4.000 metros en su
borde oriental. La superficie del área es de aprox. 35.000 km2.
EI programa de trabajo mínimo para el periodo exploratorio93 incluye 2.000 km de Sísmica 3D
para la primera etapa exploratoria (ejecutada) y un pozo exploratorio.
Según el Informe de Gestión ENARSA del año 2011: “luego de analizar las variables que
mencionamos a continuación, no se ha perforado aún el pozo exploratorio programado:
BAJAS CHANCES DE ÉXITO: estarían asociadas a que el talud continental argentino está
totalmente inexplorado: no existe ningún pozo perforado y no hay datos que confirmen la
existencia de reservorios ni volúmenes adecuados de rocas generadoras.
ÁREA DE FRONTERA EXPLORATORIA: siendo la percepción de riesgo, extremadamente
alta.
ALTOS COSTOS DE PERFORACIÓN : a los efectos de poder hacer realidad la perforación
en E-1, se debe disponer de una cartera mínima de varios proyectos que permitan contratar
un equipo en condiciones de mercado y optimizar los costos de todos los contratos
asociados, movilización, desmovilización, servicios y logísticos.
No obstante esta situación, y con el objetivo de mejorar la economicidad del proyecto, se ha
comenzado con la evaluación de otros potenciales reservorios con el objetivo de incorporar
mayores recursos al mismo.”
93El periodo exploratorio establecido por la ley 17.319, articulo 23, es de 12 años más un periodo de extensión de 5 años.
163
YPF presento ante la Secretaria de Energía con fecha 20 de junio de 2006 el informe de
Evaluación de Impacto Ambiental para la realización de la Sísmica 3 D. Este documento fue
obtenido por ENARSA en ocasión de la presente auditoria.
En respuesta a la Nota enviada por ENARSA, YPF94 responde:
“YPF realizo numerosas actividades exploratorias que incluyen la adquisición de 5238 km2 de
sísmica 20, el diseño y adquisición de un programa de 2000 km2 de sísmica 3D, procesamiento
de datos, modelados estratigráficos, muestreo de fondo marino y numerosos estudios para la
predicción de acumulaciones hidrocarburiferas, con una inversión estimada de 35,7 MMUSO.
Como resultado de estos estudios YPF identifica en el talud continental varios objetivos
geológicos con enorme potencial localizados más allá de los 1500 metros de profundidad de
agua.
Actualmente, se está ajustando la localización de un pozo profundo que permitirá investigar una
enorme estructura y atravesar toda la columna sedimentaria que demandará una inversión
cercana a los 250 MMUSO. Los objetivos principales son complejos turbiditicos y depósitos de
arenas litorales y de plataforma de edad Cretácica.
Adicionalmente a esto se han identificado en el límite externo de la plataforma otros potenciales
objetivos no menos importantes asociados a fans lacustres desarrollados en el Late Synrift-
EarlySag.
Dentro de las actividades realizadas, en los años 2008-09 se trabajó en la propuesta de
perforación del pozo Colorado x-l, suspendido y actualmente se está trabajando para la
perforación en el período 2014- 15.
94 Nota de YPF a ENARSA de fecha 23 de enero de 2013
164
B.2. ÁreasOff Shore Operadas. Bloque E-2
ENARSA ha entregado al equipo de auditoria la siguiente documentación referida al área
offsohre E-2:
“Estudio Ambiental para la exploración del Área E2 (ex CAM-3 – CAM-1)” de fecha
Agosto de 2007
“Adenda al Estudio Ambiental para la exploración del Área Hélix- E2 - Área E—2 (ex
CAM-3 – CAM-1)” de fecha Julio de 2008
Parte de los documentos de Informe Final de Perforación de ENAP SIPETROL referida al
abandono de pozo de los pozos exploratorios:
Hélix E2 x-1 (páginas 161 a la 169 de Informe Final de Perforación Pozo Hélix E2.x1
de 321 páginas).
Hélix E2 x-2 (páginas 129 a la 138 de Informe Final de Perforación Pozo Hélix E2.x2
de 287 páginas).
Hélix E2 x-3 (páginas 117 a la 130 de Informe Final de Perforación Pozo Hélix E2.x3
de 198 páginas).
165
A continuación se expone en una tabla las actividades realizadas por la operadora (ENAP SIPETROL) en el Área E-2:
Antes de 2008 2008 y 2009 2010 2011 2012 Exploración de la estructura Hélix ubicada en el sector Sur del bloque Estudio del potencial exploratorio remanente en el periodo 2010 a 2012.
Se realizó el reprocesado de 334 km líneas sísmicas 2D en el Lead Octans Norte.
Estudio Técnico Económico del potencial exploratorio remanente del Bloque E-2. Se efectúan estudios geofísicos, geológicos con sísmica 2D.
Finaliza el estudio Técnico Económico del área, evaluando los 13 Leads principales definiendo su riesgo técnico.Sólo 4 de ellos son considerados de mayor interés: CENTAURO ESTE, OCTANS NORTE, ERIDANO ESTE y LAUMINA ESTE. El resto de los leads es de interés secundario por su tamaño y riesgo.
Se realiza estudio regional geológico-geofísico para determinar los caminos migratorios de hidrocarburos desde la zona de generación hacia el posible entrampamiento en el Bloque E-2.
Se realiza el reprocesado de 90 km líneas sísmicas que son consideradas claves dentro de los Leads identificados. Se realiza la interpretación de las mismas.
Se perforaron 3 pozos exploratorios: Hélix E-2 x-1, HélixE-2 x-2 y HélixE-2 x-3 en el flanco occidental de la estructura homónima, teniendo como objetivo principal los reservorios de la Formación Springhill. Las perforaciones se realizaron con la plataforma de exploración OceanScepter tipo Jack up de la compañía Diamond Offshore contratada para tal fin.
Tres “Leads” principales fueron identificados en estos trabajos, cuantificados y con las incertidumbres y se evaluaron sus riesgos asociados.
A fines de 2012 se propuso un reproceso de algunas líneas 2D con el objetivo de evaluar más profundamente los cierres en Laumina y Carina.
Se realizaron estudios geofísicos de modelado de AVO con el objetivo de buscar elementos que pudieran funcionar como posibles indicadores de la presencia de hidrocarburos.
Registración de 661 km de sísmica 3D y varios estudios especiales batimetría, del fondo marino y corrientes oceánicas
Una vez perforados los tres pozos, se consideró que no se justificaba continuar con la evaluación de esta estructura y en Septiembre de 2009 se decide terminar con la exploración de la misma.
Con fecha agosto 2011, se presenta Informe de Protocolización sobre Mensura en la Secretaría de Energía de La Nación y en el Instituto de Energía de la Provincia de Santa Cruz.
Fuente:Actividades prospectivas y de exploración Bloque E-2 offshore Años 2009, 2010, 2011 y 201295 Informes de Gestión de ENARSA- Nota ENARSA SGG N 035/2013
95ENARSA
166
B.3. ÁreasOff Shore operadas. Bloque E-3
Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012
Se concretó un programa de adquisición de 7.000 km. de aerogravimetría y magnetometría a través de su operador para obtener mayor información. La información obtenida ha sido procesada, y los resultados preliminares de su interpretación han permitido mejorar sustancialmente el conocimiento geológico-geofísico del área, orientado a localizar potenciales reservorios a ser explorados. Se considera que la información proveniente del Proyecto “ArgentineSpan”®, será de gran utilidad para mejorar el conocimiento y comprensión de las características de la cuenca. Con todo este conjunto de información y de su exhaustivo estudio e interpretación, se podrá definir la conveniencia, programación y la eventual ejecución de un programa de adquisición de sísmica 2-D que cubra las zonas que se consideren de mayor interés del área.
Se informa lo mismo que el año anterior. Sin actividad.
Durante el año 2011, no hubo actividad exploratoria en el Área E-3, ni se ha informado sobre plan de trabajo o avances del programa de sísmica 2D propuestos oportunamente y presupuestados para dicho período.
Durante el año 2012 no hubo actividad exploratoria en el Área E-396 ni se ha informado sobre plan de trabajo ni avances del programa de sísmica 2D propuestos oportunamente97.
Fuente: Informes de Gestión de ENARSA para los años 2009, 2010 y 2011; Nota ENARSA SGG N 035/2013
96Nota ENARSA SGG N 035/2013 97http://www.enarsa.com.ar/index.php/en/petroleo/132-actividades-off-shore
167
Anexo XI. ENARSA-PDVSA
A. Marco Normativo del Convenio. Diversos Instrumentos Internacionales
Acuerdo de Cooperación Energética entre la República Argentina y la República
Bolivariana de Venezuela del 12 de julio de 2000
Desde julio de 2000, este Acuerdo entre ambas naciones, es el instrumento originario en
establecer un marco general de cooperación energética que conllevará la emanación de los
siguientes documentos.
Convenio Integral de Cooperación entre la República Argentina y la República Bolivariana
de Venezuela del 06 de abril de 2004 y addendas
En el mismo las partes se comprometieron a elaborar programas y proyecto de cooperación,
invitando a organismos públicos o privados (de ambos países) en el principio regional e
integración. A estos fines, creó una Comisión Mixta. A los efectos de objeto del Convenio las
partes tendrán “particularmente en cuenta, la alta capacidad técnica alcanzada por
Organismos” argentinos y venezolanos98, promoviendo el intercambio de funcionarios, técnicos,
productores y estudiantes.
Por su parte el artículo IV establece un mecanismo de consulta permanente para la evaluación de
inversiones y participación de PDVSA entre las partes.
Asimismo el Convenio integral previó el intercambio de suministros99 en materia de
combustibles (para Argentina) y de alimentos varios (a Venezuela).
98Artículo III:“ …de la República Argentina como la SECYT, SEGEMAR, INTA, INVAP, INTI y CONEA entre otros. Y por parte de la República Bolivariana de Venezuela el Ministerio de Ciencia y Tecnología, INTEVEP, IVIC, INGEOMIN, PDVSA, CVG y el Instituto de Estudios Energéticos entre otros.” 99ANEXO I. MECANISMO FINANCIERO; ANEXO II. LISTADO DEPRODUCTOS DEL SECTOR AGROALIMENTARIO; ANEXO II-A LISTA DE PRODUCTOS AGRÍCOLAS DE VENEZUELA PARA ARGENTINA; ANEXO II-A REQUERIMIENTOS DE PRODUCTOS AGRÍCOLAS CORPORACIÓN LA CASA S.A..
168
Por el artículo XIV se estableció la validez del indicado por un plazo de tres años, prorrogable
por períodos similares y con la posibilidad de denuncia del Convenio mientras ella no afecte
programas en ejecución.
Convenio Marco para la Ejecución Conjunta de Proyectos Binacionales Energéticos
(Argentina-Venezuela) del 11 de mayo de 2004
Este es otro antecedente al Tratado de Seguridad Energética entre la República Argentina y la
República Bolivariana de Venezuela del 06 de agosto de 2007, y que tuvo por objeto la
identificación de la “factibilidad económica, operativa y comercial de posibles proyectos de
exploración y explotación comercial, inversión y comercialización de hidrocarburos y sus
derivados”100.
Carta de Intención entre los Ministerios de Energía y Petróleo (Venezuela) y de
Planificación Federal (Argentina)
Tuvo como principal objeto el intercambio de personal entre las empresas ENARSA y PDVSA,
en la rama Geociencias, particularmente para el “análisis y evaluación exploratoria de los
bloques en la Plataforma Argentina CAA-18 y CAA-20 de la Cuenca del Golfo de San Jorge,
cuya titularidad fuera otorgada por ley 25.943” 101.
Asimismo, el punto Cuarto signa que “ambas partes reiteran su compromiso de asumir los
costos y los gastos relativos a su personal”.
Memorando de Entendimiento para la Realización de Actividades Hidrocarburíferas
Conjuntas de Determinación y Cuantificación de Reservas y de Exploración y/o
Explotación de Hidrocarburos (Argentina-Venezuela)102
100Considerando Tercero del Tratado de Seguridad Energética entre la República Argentina y la República Bolivariana de Venezuela del 06 de agosto de 2007. 101Artículo Segundo. 102Publicación Gaceta Oficial de la República de Venezuela del 26 de diciembre de 2005
169
Por el presente instrumento las partes se comprometieron a informarse respecto a las áreas de
exploración y eventual explotación en sus respectivas plataformas continentales.
Tal lo señalado anteriormente las partes se comprometieron en asumir los costos y los gastos
relativos a su personal para las operaciones (cláusula Octava).
Protocolo de Ejecución de Actividades PDVSA-ENARSA del 04 de julio de 2006
Firmado en Caracas, por los respectivos representantes de PDVSA y ENARSA es enunciativo y
ratificó “los avances realizados hasta el presente en cada uno de los Proyectos y exhortan a
PDVSA y ENARSA, a adoptar las medidas necesarias para completar ambos proyectos”.
Tratado de Seguridad Energética entre la República Argentina y la República Bolivariana
de Venezuela del 06 de agosto de 2007
Por art. IV inc. b), determina la “exploración de los bloques Costa Afuera del Golfo de San Jorge.
B. Fases Proyecto para la Exploración de los Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa
Afuera Malvinas
Fase 1: Factibilidad Tecnico-economica Exploración del Bloque Calamar;
Fase 2: Diseño y Adquisición de Sísmica 3D- Bloque Calamar;
Fase 3 a: Adquisición y procesamiento Sísmica 3D- Bloque Calamar;
Fase 3b: Modelo Geológico de Exploración-Bloque Calamar;
Fase 3c: Factibilidad Técnico-Económica Exploración Bloque Salmon;
Fase 4: Interpretación Sísmica 3D e Integración con el Modelo Geológico de Exploración-
Bloque Calamar; Realizar un estudio de factibilidad técnico-económica, cuyos resultados
permitan soportar la decisión de realizar sísmica 3 D en los Bloques Calamar y Salmon.
170
Anexo XII. Sísmica 2D
Fuente: Acuerdo Marco ENARSA- GXT. Enmarcan las áreas CAA 16 y CAA 20. El equipo de auditoria no tuvo constancia de que se hayan incluido líneas de sísmica adicionales en esas áreas.
Áreas CAA16 y CAA20
171
Anexo XIII. Descargo del Organismo
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Anexo XIV. Análisis del descargo
Cuadro comparativo según Resolución 229/09-AGN
OBSERVACIONES DESCARGO Análisis del descargo con fundamento de la decisión elevada a la Comisión.
Sistema de Gestión Integrado
4.1. Si bien ENARSA ha instituido un Sistema
de Gestión Integrado, que involucra ambiente,
calidad e higiene y seguridad laboral, no ha
generado las herramientas que aseguren su
implementación:
4.1.4 Ha aprobado el Manual de Gestión Integrada (Manual CAS) en 2011, pero no ha desarrollado los procedimientos documentados necesarios para hacerlo operativo, no lo ha adaptado a los cambios de la estructura orgánica ni ha modificado los objetivos de la política que han sido aprobados por Acta de Directorio;
4.1.5 No ha constituido el Comité de Ambiente, cuya función es revisar el Sistema de Gestión integrado;
4.1.6 Las debilidades de la organización institucional de ENARSA no contribuyen a implementar el sistema:
La estructura organizativa ha sido modificada reiteradamente: en el periodo auditado (2009 - 2012) estuvieron vigentes dos organigramas y en 5 años se sucedieron cuatro organigramas.
El Organigrama y el Manual de Misiones y Funciones solo aprueban las responsabilidades primarias y acciones hasta el nivel de gerencias, no se establecen las competencias de aperturas inferiores mostradas en el Manual, cuyas actividades se realizan de hecho.
El organismo informa que
“Teniendo en cuenta que el
periodo auditado se ubica entre
los años 2009 y 2012 y
considerando que en el mes de
junio 2013 se produce un
cambio en la organización
interna de la empresa, con
modificaciones sustanciales en
la Jefatura del Departamento
Calidad, Ambiente, Seguridad y
Salud ocupacional (CASS)
cuyos objetivos específicos
apuntan a 1.- definir
organigrama interno, estructura
y necesidades; 2.- promover
una gestión con participación
activa y visible en todas las
gerencias operativas y 3.-
puesta en marcha del programa
de desarrollo e implementación
del sistema integrado de gestión
corporativa (SIG).”
Por otro lado, el organismo
informa cómo se implementará
el SIG; todo lo cual es
La respuesta del organismo
auditado confirma las
observaciones, que se
mantienen.
184
información posterior al periodo
auditado.
Articulación Interinstitucional
4.2. ENARSA no ha desarrollado relaciones
interinstitucionales con los organismos
gubernamentales y no gubernamentales
vinculados a la Plataforma Continental
Argentina, que faciliten el acceso a información
relevante y contribuyan a optimizar el
diagnóstico y seguimiento de la gestión
ambiental.
El organismo informa que
gestiona la Plataforma
Continental Argentina a través
de los operadores privados.
El organismo auditado no
proveyó al equipo actuante
evidencia de haber realizado
articulación interinstitucional
ni por si, ni a través de los
operadores privados.
Se mantiene la observación.
Sistema de información ambiental
4.3. No hay evidencia documental de que
ENARSA tenga registro ni copia de la
documentación ambiental básica de las
actividades desarrolladas por los operadores de
las áreas en exploración donde se registra
actividad (EIA, Plan de contingencia,
monitoreos, informes de cierre de pozos).
El organismo informa que en las
reuniones de Comité Operativo
los operadores ponen en
conocimiento de las Partes las
actividades llevadas a cabo,
constituyendo las actas labradas
un registro para ENARSA.
El organismo auditado no
proveyó evidencia de contar
con la referida información.
Se mantiene la observación.
Evaluación de impacto ambiental
4.4. No hay evidencia documental de que
ENARSA haya intervenido en la elaboración de
los EIAS correspondientes a las áreas en
exploración donde se registra actividad, ni que
haya tenido vista de los mismos antes de su
presentación a la autoridad de aplicación.
ENARSA informa que la
elaboración de los EIAs es
responsabilidad de los
operadores.
La observación no discute la
responsabilidad de los
operadores, sino que sostiene
que ENARSA no puede
monitorear a sus asociados, ni
prever daños de acuerdo con la
responsabilidad ambiental
solidaria que tiene por las
UTEs que ha conformado, si no
participa y conoce cabalmente
185
las obligaciones asumidas en
los informes de impacto
ambiental.
Se mantiene la observación.
Monitoreo y seguimiento ambiental
4.5. No hay evidencia documental de que
ENARSA haya realizado acciones de
seguimiento, medición, monitoreo y análisis de
las acciones que desarrollan los operadores en
las áreas de exploración vigentes. Si bien el
Departamento de Coordinación de Calidad,
Ambiente y Seguridad ha realizado un informe
de Control Interno y Gestión, en el periodo
auditado, este no ha incluido la actividad off
shore.
ENARSA considera que
monitorea al operador a través
de las reuniones de los Comités
operativos.
ENARSA no proporcionó
evidencia documental de tal
actividad de seguimiento y
monitoreo. Se mantiene la
observación.
Seguro Ambiental
4.6. No se ha obtenido evidencia documental de
que ENARSA haya realizado todas las acciones
pertinentes para cumplimentar con la obligación
de contar con el seguro ambiental previsto en el
art. 22 de la LGA, no ha efectuado gestión ante
las autoridades a fin de:
explicar las razones de la no aplicabilidad del art. 22 de la LGA a su operatoria;
solicitar aclaraciones respecto de si la actividad hidrocarburífera se encuentra alcanzada por la obligación del art. 22, máxime si se toma en cuenta lo dispuesto por la Resolución Nº 1398/2008 y que la SAyDS no dictó hasta la fecha le regulación específica sobre la materia.
ENARSA considera que son los
operadores quienes deben
cumplimentar los seguros
ambientales.
La obligación a que hace
referencia la observación pesa
también sobre ENARSA por
ser responsable de eventual
daño ambiental. Tal obligación
ha sido asumida expresamente
en su propio Manual de
Gestión Integrada (Manual
CAS) en 2011.
Lo ampliado por el organismo
no modifica el comentario y la
observación, que se mantienen.
186
Planificación estratégica
4.7. ENARSA no cuenta con una planificación
estratégica en materia de exploración y
explotación de hidrocarburos en la Plataforma
Continental Argentina (off shore): no ha
definido objetivos, metas y plazos. Si bien desde
marzo de 2010 cuenta con los resultados del
Estudio de sísmica 2D en la Plataforma
Continental Argentina, no hay evidencia de que
ENARSA haya planificado actividades con esta
información.
ENARSA considera que la
planificación estratégica en la
materia involucra diversos
elementos, políticas, recursos,
actores que exceden su ámbito
decisorio.
La propia normativa de
ENARSA la faculta para
definirse a sí misma objetivos
estratégicos. Se mantiene la
observación.
Seguimiento y fiscalización
4.8. ENARSA no cuenta con información
actualizada del grado de avance y estado de
situación de las actividades de exploración de
hidrocarburos en la Plataforma Continental
Argentina (off shore) que realizan sus asociados:
4.8.1. Respecto de las áreas E-1, E-2 y E-3: no
hay evidencia documental de que cuente con la
información y documentación completa sobre el
grado de avance de las actividades en estas
áreas.
4.8.2. Respecto del Acuerdo Binacional con
PDVSA: no hay evidencia documental de que
ENARSA cuente con la información y
documentación completa sobre las actividades
desarrolladas y proyectadas en:
Proyecto de análisis y evaluación exploratoria de los Bloques de la Plataforma Continental Argentina denominados CAA-16 y CAA-20 de la Cuenca del Golfo de San Jorge;
Proyecto para la Exploración de los Bloques Calamar y Salmon-Cuenca Costa Afuera Malvinas.
ENARSA adjunta información
sobre los operadores que ya fue
volcada en el informe de
auditoría.
El equipo de auditoria solicitó
a ENARSA información
actualizada del grado de avance
y estado de situación de las
actividades de exploración de
hidrocarburos en la Plataforma
Continental Argentina (off
shore) que realizan sus
asociados, pero ENARSA no
contaba con dicha
documentación y tuvo que
gestionarla con sus asociados.
Se mantiene la observación.
187
Banco de Datos Integral de Hidrocarburos
4.9. Aunque ENARSA gestiona la BDIH, carece
de las herramientas legales e institucionales
suficientes para asegurar la captura de la
información que ésta requiere:
La titularidad de la información es de las provincias o de la Secretaria de Energía.
ENARSA ha des jerarquizado la BDIH en su estructura organizativa.
ENARSA comparte la observación.
Se mantiene la observación.
