Petrobras da siete días para leer 4.795 páginas sobre Tariquía

El 29 de julio de 2026, Petrobras Bolivia S.A., en sociedad con YPFB Chaco, entregó a los dirigentes comunales de la provincia O’Connor, en Tarija, la documentación completa del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA) del proyecto “Perforación Exploratoria del Pozo DMO-X3, Bloque Exploratorio San Telmo Norte”. Según la carta de invitación firmada por el representante legal de la empresa, Gustavo Calderón Elías (PER/SMS/CMS 0216/2026, fechada el 24 de julio), el envío se hizo “en cumplimiento al fallo del Juez Agroambiental de Entre Ríos” derivado de una Acción Ambiental Precautoria.

El paquete físico entregado por la propia empresa incluye un ejemplar del EEIA, compuesto por un resumen ejecutivo de 34 páginas, diecisiete partes correspondientes a los capítulos técnicos del estudio y sus anexos, un ejemplar de la Licencia Ambiental y otro de la Licencia para Actividades con Sustancias Peligrosas. En total, estas tres piezas suman 4.795 páginas. La documentación también quedó alojada en un sitio web de Petrobras y disponible mediante un código QR distribuido por WhatsApp, aunque los datos digitales referidos en los anexos, es decir, planos, bases georreferenciadas, y modelaciones hidrológicas, no resultan accesibles en la práctica.

Entre la entrega del paquete y la primera reunión informativa mediaron siete días. La empresa convocó dos jornadas alternativas: el viernes 31 de julio a las 09:00 en el Salón de Eventos ZR de Entre Ríos, y el sábado 1 de agosto, también a las 09:00, en la Unidad Educativa de la comunidad de Saicán.

“No es una consulta, es un monólogo”, declaró Juan Mendoza, integrante del Comité de Defensa de Tariquía. “Han dejado más de cinco libros para analizarlos en una semana. ¿Cómo un dirigente va a leer toda esa documentación y explicarla a las comunidades? Es absurdo”.

La respuesta de las comunidades: una carta de rechazo colectivo

Tres días después de recibir la invitación, el 27 de julio, dirigentes de las comunidades campesinas de Chajlla, Loma Alta, Pampa Redonda y la Sub Central Pampa Redonda respondieron con una carta abierta pública dirigida al representante legal de Petrobras. El documento, firmado por Seferino Mendoza, Barbarita Meza Valdez y Daniel Farfán Tejerina, rechaza “enfáticamente” la invitación y expone seis argumentos.

El primero apunta directamente al fallo judicial que la propia empresa invoca como fundamento de la socialización. Según la carta, el Auto Interlocutorio Definitivo N° 53/26 del Juez Agroambiental de Entre Ríos exige que el proceso “observe en forma estricta” los estándares del Acuerdo de Escazú, entre ellos que la información se entregue con antelación suficiente y en forma “clara, oportuna y comprensible”, y que los plazos sean “razonables” para permitir una participación efectiva. Los firmantes sostienen que recibieron, en sus palabras, “un cajón con 4 voluminosos anillados de información” con menos de una semana de anticipación, y que ese material ni siquiera constituye información previa, porque el propio EEIA fue elaborado sin su participación.

Los otros cinco argumentos de la carta son que el conflicto no se limita al pozo DMO-X3 sino a todo el Bloque San Telmo Norte; que las comunidades ya ratificaron su rechazo a la actividad hidrocarburífera en una votación cantonal (la carta la data el 15 de octubre de 2024, mientras que otras fuentes consultadas para este reportaje sitúan la votación el día 10 de ese mes); que una socialización no puede sustituir el derecho a la Consulta Previa, Libre, Informada y de Buena Fe reconocido por la Ley 1257 (que ratifica el Convenio 169 de la OIT) y por los artículos 30, 343 y 403 de la Constitución boliviana; que los dos procesos penales iniciados por la empresa contra 29 y 17 comunarios, respectivamente, causaron “sufrimientos, peregrinajes, enormes gastos y penurias” durante 21 meses antes de terminar en absolución; y que persisten, según los firmantes, prácticas de presión e injerencia en la vida interna de las comunidades, entre ellas la intervención de un exconcejal de Entre Ríos, Rodrigo Altamirano, al que describen como ajeno a sus organizaciones campesinas.

Petrobras y YPFB sostienen, por su parte, que la convocatoria de julio de 2026 cumple con la resolución judicial que las obligó a socializar el estudio ambiental. El asambleísta departamental Francisco Romero introdujo una distinción que recorre todo el conflicto: la resolución judicial “únicamente obliga a una socialización del estudio ambiental, pero no garantiza el cumplimiento del derecho a la consulta previa, libre e informada”. Consulta y socialización, explicó, no son lo mismo: la primera implica solicitar el consentimiento de las comunidades antes de ejecutar una actividad; la segunda se limita a informar sobre un proyecto cuya ejecución ya estaría en marcha.

El proyecto y su entorno

La Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía, creada en 1989, ocupa 246.870 hectáreas de bosque tucumano-boliviano en el sur de Tarija. Alberga 609 especies de plantas, 58 de mamíferos (entre ellos el jaguar y el oso andino) y 241 de aves. Dentro de sus límites viven aproximadamente 4.000 personas distribuidas en 22 comunidades, además de otras 13 en la zona de amortiguamiento. Sus cuencas alimentan los ríos Bermejo y Tarija, de los que depende el abastecimiento de agua de la ciudad de Tarija y de comunidades campesinas de la región.

El pozo Domo Oso X-3 se ubica en el Bloque Exploratorio San Telmo Norte, un área de 95.250 hectáreas otorgada a YPFB mediante Decreto Supremo 3107. El contrato de servicios petroleros fue firmado el 15 de enero de 2018 entre YPFB, YPFB Chaco (40%) y Petrobras Bolivia (60%), y aprobado por la Ley 1049. Según el EEIA, la perforación está programada a 3.600 metros de profundidad, con un cronograma de 29 meses y una inversión estimada de 40,1 millones de dólares. A julio de 2026 el proyecto registraba un avance físico prácticamente nulo, con apenas una fracción del presupuesto original ejecutada. El pozo tiene un potencial calculado de 2,7 billones de pies cúbicos de gas recuperable, la cifra más alta del portafolio de prospectos de YPFB para el período 2026-2030. Petrobras y YPFB sostienen que el punto de perforación se encuentra 2,8 kilómetros fuera de los límites de la reserva, según un informe del Instituto Geográfico Militar.

El proyecto contempla 14,71 hectáreas de superficie ocupada, incluyendo planchada del pozo, campamento, obrador y un camino de acceso de 7,34 kilómetros, además de 30 cruces sobre cuerpos de agua. Para su operación se prevé el uso de más de 1.600 toneladas de barita, cientos de miles de kilogramos de aditivos químicos y explosivos para voladuras controladas, entre otros insumos.

Lo que dice el resumen y lo que contienen las partes

Un cotejo entre el resumen ejecutivo, el único documento que la mayoría de los comunarios podrá leer en su totalidad, y el contenido completo de las dieciséis partes del EEIA muestra diferencias sustanciales en varios puntos. La siguiente tabla sintetiza esas diferencias, capítulo por capítulo:

Impactos ambientales. La parte correspondiente a la evaluación de impactos identifica 30 impactos de magnitud “Alta” durante la etapa de ejecución del proyecto, concentrados en los factores agua, suelo y ecología, y un impacto de magnitud “Muy Alta”, a saber, el riesgo de derrame de sustancias peligrosas en cuerpos de agua, durante la etapa de mantenimiento. El documento señala que el 36% de las instalaciones se ubican a menos de 50 metros de cuerpos de agua y el 45% entre 50 y 150 metros, lo que se traduce en un riesgo calificado como “muy alto” de arrastre de sedimentos a los cursos hídricos. También se prevé la pérdida de al menos 10,9 hectáreas de bosque primario y secundario, con afectación a especies catalogadas en peligro de extinción. El resumen ejecutivo, en su apartado sobre impactos ambientales y sociales, enumera de forma genérica posibles efectos, como la alteración de patrones de drenaje, o la pérdida de cobertura vegetal, sin jerarquizar ni cuantificar los 30 impactos de magnitud alta ni el de magnitud muy alta.

Riesgos y contingencias. La parte del EEIA dedicada al análisis de riesgos identifica 23 peligros específicos asociados al proyecto, entre ellos, accidentes con explosivos, descontrol del pozo, incendios y conflictos sociales, y clasifica 12 de ellos como de riesgo “Moderado”, para los cuales establece procedimientos de respuesta, responsabilidades y protocolos de evacuación médica. El resumen ejecutivo no menciona estos peligros ni el plan de contingencias asociado; se limita a referirse en términos generales a un “programa de prevención y mitigación”.

Consulta pública. La parte correspondiente a la consulta pública documenta dos eventos realizados el 17 y 18 de enero de 2025 en Entre Ríos y Saicán, con actas que recogen demandas de los asistentes sobre empleo local, protección de acuíferos y una ley de regalías para la provincia O’Connor, además de posiciones de organizaciones opositoras al proyecto. El resumen ejecutivo menciona la realización de la consulta y beneficios potenciales del proyecto, pero no recoge las demandas concretas de los participantes ni informa que, en octubre de 2024, diez comunidades del cantón Chiquiacá votaron internamente y rechazaron la actividad hidrocarburífera por 292 votos contra 182.

Contexto social e hídrico. El EEIA describe en una de sus partes las condiciones socioeconómicas del área de influencia: un índice de pobreza multidimensional que es el más alto del departamento de Tarija, niveles de escolaridad por debajo del promedio nacional y un acceso limitado a agua potable, telefonía e internet en la mayoría de las comunidades. Sobre los recursos hídricos, el documento señala que el pozo se ubica en la cabecera de la microcuenca del río Saicán, que desemboca en el río Soledad y este en el río Bermejo, y que no se incluyen modelaciones sobre la posible contaminación de acuíferos profundos. El resumen ejecutivo dedica a la calidad del agua un único párrafo, en el que la describe como “aceptable y apta para el consumo humano, previa desinfección”, sin referencia a la ubicación del pozo en la cabecera de cuenca ni a los datos de sensibilidad hídrica del área.

Irregularidades documentadas en el proceso

La Defensoría del Pueblo de Bolivia y el Colegio de Abogados de Tarija han identificado al menos cinco irregularidades técnicas y legales en el licenciamiento del proyecto:

1. Categorización. El proyecto fue clasificado como Categoría 2, que exige un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Analítico Específico, cuando por su magnitud, complejidad técnica e intervención en ecosistemas sensibles, según la Defensoría, debió clasificarse como Categoría 1, de nivel Analítico Integral.
2. Publicación tardía de la licencia. La Autoridad Ambiental Competente Nacional emitió la Licencia Ambiental N° 2134/2025 el 10 de julio de 2025, pero solo la publicó meses después, lo que impidió a las comunidades impugnarla dentro del plazo legal de diez días hábiles.
3. Falta de titularidad de los predios. El Instituto Nacional de Reforma Agraria (INRA) de Tarija informó que el proceso de saneamiento de los predios donde se emplaza la infraestructura no había concluido, por lo que no podía certificarse el derecho propietario; YPFB y Petrobras basaron su ingreso en autorizaciones de particulares y no en un título ejecutoriado.
4. Información sobre recursos hídricos. El estudio no incluye modelaciones de impacto en acuíferos profundos ni evalúa el efecto de la extracción de agua sobre el caudal de los ríos de la zona.
5. Consulta previa al estudio. La consulta pública de enero de 2025 se realizó antes de que el EEIA estuviera concluido, contraviniendo el artículo 162 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental. El acta notariada del propio evento describe el objetivo de la reunión como recabar observaciones para incorporarlas posteriormente en el estudio ambiental que se elaboraría después de ese encuentro.

Paralelamente, desde octubre de 2024 Petrobras y YPFB han iniciado dos procesos penales contra defensores ambientales de Tariquía, acusándolos de delitos como “atentados contra la libertad de trabajo” y “asociación delictuosa”. En junio de 2026, doce comunarios fueron absueltos en el primer proceso. El segundo, activado en enero de 2026 contra diecisiete personas, continúa en curso. La Comisión Interamericana de Derechos Humanos, en una audiencia realizada el 7 de marzo de 2025, reconoció a los comunarios de Tariquía como defensores ambientales y emitió recomendaciones al Estado boliviano sobre el riesgo de criminalización.

Las demandas legales de los comunarios

El Comité de Defensa de Tariquía y la Subcentral Campesina de Tariquía han formulado un pliego de demandas que va más allá del rechazo al proyecto puntual:

• Consulta previa, libre, informada y de buena fe, con fundamento en el Convenio 169 de la OIT, la Declaración de la ONU sobre los Derechos de los Pueblos Indígenas, el Acuerdo de Escazú y los artículos 30, 31 y 304 de la Constitución boliviana. Piden acompañamiento del Tribunal Supremo Electoral, información completa y accesible, y un plazo razonable de análisis.
• Protección de los recursos hídricos y el ecosistema, con base en la Ley de Medio Ambiente y el Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos; exigen un estudio hidrológico independiente y medidas de contingencia para las cuencas que abastecen a Tarija.
• Fin de la criminalización de los defensores ambientales, invocando el Acuerdo de Escazú y las recomendaciones de la CIDH, con el pedido de sobreseimiento definitivo para los procesados en el segundo caso penal.
• Rectificación de la categorización ambiental del proyecto, de Categoría 2 a Categoría 1, y su sometimiento a un nuevo proceso de evaluación con participación ciudadana efectiva.
• Acceso a información desagregada sobre empleo, regalías para la provincia O’Connor y los proyectos de inversión social comprometidos.

Posiciones institucionales

Petrobras y YPFB sostienen que el proyecto cuenta con todos los permisos requeridos, incluida la Licencia Ambiental N° 2134/2025, y que la socialización de julio de 2026 cumple con lo dispuesto por el Tribunal Agroambiental. Afirman además que el proyecto generará regalías para Tarija e ingresos estimados en 900 millones de dólares para el país.

El gobierno del presidente Rodrigo Paz Pereira niega haber autorizado un pozo dentro de los límites de la reserva y sostiene que se cumplió con el proceso de consulta pública. La gobernadora de Tarija, María René Soruco, se ha manifestado en contra de la exploración dentro de la reserva y ha propuesto alternativas económicas como el turismo y el mercado de carbono. La Defensoría del Pueblo, por su parte, mantiene pendiente ante el Tribunal Agroambiental de Sucre el recurso de casación presentado el 16 de julio de 2026, con el que impugna la resolución que rechazó las medidas cautelares solicitadas para suspender el proyecto.

La consultora detrás del EEIA

Ecología y Empresa, la firma boliviana encargada de elaborar el EEIA del proyecto DMO-X3, es una consultora fundada en 1994 con oficinas en La Paz y Santa Cruz, que se presenta en su propio material corporativo como la primera empresa boliviana dedicada exclusivamente a la consultoría ambiental. Según su sitio web, ha realizado más de 400 estudios y ha trabajado con la práctica totalidad de las empresas de energía, petróleo y gas que operan en el país.

Su dirección ejecutiva está encabezada por Carlos F. Meave, con formación en Administración de Empresas y posgrado en Gestión Ambiental. La gerencia de consultoría recae en Juan Carlos Barrientos, ingeniero químico con posgrado en Ingeniería Sanitaria y Ambiental, y el control administrativo y financiero está a cargo de Francisco Meave Correa, contador que fue socio de las firmas auditoras Coopers & Lybrand y PricewaterhouseCoopers.

Entre los antecedentes que la propia empresa destaca en su portafolio figura el estudio ambiental para la perforación del pozo exploratorio Ustarez X-1, realizado para la Empresa Petrolera Chaco S.A. dentro del Parque Nacional Kaa Iya, que la firma presenta como muestra de su experiencia en pozos exploratorios dentro de áreas protegidas. La consultora también señala haber trabajado en diez de las quince principales áreas protegidas del país, en coordinación con el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNAP).

Registros profesionales públicos de la firma muestran, además, personal con antecedentes laborales en YPFB Andina y en YPFB Chaco S.A. (esta última, socia de Petrobras Bolivia en el Contrato de Servicios Petroleros del área San Telmo Norte). Este medio no ha podido establecer, con la información disponible públicamente, si alguno de esos profesionales participó directamente en la elaboración del EEIA del pozo DMO-X3.

El tamaño de DMO-X3 frente al historial boliviano de Petrobras

El pozo exploratorio DMO-X3 tiene un potencial estimado de 2,8 billones de pies cúbicos (TCF) de gas, una cifra aún no confirmada, sujeta a los resultados de la perforación, frente a unas reservas probadas nacionales que se situaban al cierre de 2025 en aproximadamente 3,7 TCF, frente a los 4,5 TCF contabilizados en 2023. Es decir: si se confirmara el potencial completo del pozo, representaría por sí solo cerca del 75% de todo el gas que Bolivia tiene hoy certificado, lo que explica por qué el gobierno lo describe como estratégico pese a su tamaño modesto frente a los proyectos históricos de Petrobras en el país.

Esos proyectos históricos, es decir, los megacampos San Alberto y Sábalo (San Antonio), fueron mucho mayores. Certificaciones independientes de comienzos de la década de 2010 calcularon sus reservas probadas en 2,071 TCF para San Alberto y 3,579 TCF para San Antonio, y en su momento de mayor auge, entre 2007 y 2011, Petrobras llegó a ser responsable de hasta el 60% de la producción total de gas natural boliviano. Hoy esa participación ronda el 25%, en un país cuyas reservas totales cayeron de 10,7 TCF en 2017 a los 3,7 TCF actuales.

Patrón de promesas incumplidas

DMO-X3 llega acompañado de una promesa de 900 millones de dólares en ingresos para el país si se confirma el hallazgo comercial. Vale la pena contrastar esa cifra con el historial de compromisos económicos que Petrobras asumió, y no cumplió, en sus proyectos bolivianos de mayor escala. En una investigación de este medio publicada el 19 de julio de 2026, se rescató que Brasil se comprometió en los años noventa a instalar unas 24 plantas termoeléctricas a gas para justificar la compra de gas boliviano, pero Petrobras invirtió en apenas 16 de las cerca de 38 plantas previstas, y ninguna de ellas se construyó en Bolivia. De forma similar, se prometió una planta petroquímica binacional en Santa Cruz que nunca se construyó, mientras Petrobras sí levantó complejos petroquímicos equivalentes en territorio brasileño con gas boliviano como insumo.

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La misma investigación documenta que, al reclasificar los megacampos San Alberto y Sábalo como “campos nuevos” tras la capitalización de YPFB, el Estado boliviano recuperó solo el 18% del valor de venta del gas en lugar del 50% que correspondía por ley, lo que generó un subsidio a favor de Petrobras estimado en unos 2.800 millones de dólares entre 1999 y 2006. A eso se suma el litigio por los condensados (líquidos del gas) que Petrobras recibió sin compensación específica durante una década, cuantificado por autoridades bolivianas en más de 3.000 millones de dólares, y un contrato de cobertura de precios que costó otros 300 millones no recuperados. El cálculo agregado de esos episodios, a valor presente, supera los 18.000 millones de dólares.

El tamaño de DMO-X3 frente al portafolio global de Petrobras

La inversión prevista para el pozo, de 40,1 millones de dólares, es una fracción mínima de lo que Petrobras destina a sus proyectos insignia. Solo en su programa de aguas profundas del presal brasileño, la empresa presupuestó 41.000 millones de dólares de gasto de capital entre 2023 y 2027.

La porción de gas natural extraído de esta zona marina en aguas profundas se sitúa entre los 150 a 160 millones de metros cúbicos de gas natural al día, aportando cerca del 88% a 89% de la extracción total de gas de ese país, según informes de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil. De ese volumen, más de 60 millones de metros cúbicos se destinan al mercado comercial, mientras el resto se utiliza para consumo operativo de las plataformas o se reinyecta en los yacimientos para mantener la presión de los pozos.

El campo de Búzios, el más grande de esa provincia geológica, superó los 1.000 millones de barriles de petróleo producidos acumulados hacia marzo de 2024 y siguió creciendo hasta superar el millón de barriles diarios en 2025, con una meta de alcanzar cerca de 2 millones de barriles diarios hacia 2030. En otras palabras: mientras Búzios equivale a una porción sustancial de la producción petrolera mundial, DMO-X3 es un único pozo exploratorio cuya inversión representa aproximadamente una milésima parte de lo que Petrobras invierte cada año solo en el presal.

El contraste sugiere dos lecturas complementarias. Para Bolivia, un país cuyas reservas de gas se redujeron a menos de la mitad en ocho años, incluso un hallazgo del tamaño de DMO-X3 tendría un peso relativo enorme sobre sus finanzas públicas y su seguridad energética; de ahí la urgencia oficial por sacarlo adelante. Para Petrobras, en cambio, se trata de una apuesta exploratoria menor dentro de un portafolio dominado por proyectos de otra escala, lo que ayuda a explicar por qué la empresa puede mantener el proyecto en un segundo plano operativo (declarado en “fuerza mayor” desde 2019 hasta la reactivación reciente) sin que ello afecte de forma significativa sus resultados globales. El historial boliviano de la petrolera (compromisos de inversión incumplidos, promesas de infraestructura que terminaron construidas en Brasil y disputas económicas de miles de millones de dólares nunca resarcidas del todo) constituye el antecedente directo contra el que las comunidades y las autoridades bolivianas deberán medir si la promesa de 900 millones de dólares ligada a DMO-X3 se cumple esta vez.

Situación al cierre de esta edición

A 31 de julio de 2026, el pozo DMO-X3 permanece en estado de fuerza mayor, sin avance físico registrado desde la última paralización de obras. Las comunidades mantienen vigilias en los accesos a la reserva y, según lo expresado en su carta pública del 27 de julio, no asistirán a las reuniones informativas convocadas por Petrobras. El recurso de casación presentado por la Defensoría del Pueblo ante el Tribunal Agroambiental de Sucre se encuentra pendiente de resolución.

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