Itika Guasu es un pueblo guaraní que forma parte de la población indígena de las tierras bajas del oriente de Bolivia. Conforma una región de la Asamblea del Pueblo Guaraní a nivel nacional, la cual, también es parte de la Confederación de Pueblos Indígenas del Oriente de Bolivia (CIDOB), ambas reconocidas por el Estado como organizaciones legítimas de la población originaria. El conflicto de los guaraníes de Itika Guasu con las empresas petroleras se inició con la primera huella en su territorio. Primero Maxus, subsidiaria de YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales, empresa argentina), y luego la corporación fagocitadora Repsol. Así, las petroleras fueron avasallando su territorio con una rúbrica de caminos, pozos, campamentos y ductos.

Desde 1994, se empezó una investigación por parte de Maxus en conjunto con el Estado boliviano en Tarija sobre exploración de áreas con posible existencia de reservas de gas. En 1996, como resultado de dicha investigación se descubrieron cuantiosas reservas, lo que llevó al establecimiento del Campo Margarita para la industrialización de la zona y aprovechamiento del recurso natural, que es principalmente exportado a Argentina.

  El problema principal ha radicado en la complicidad entre los gobiernos de turno para encubrir ciertas acciones de la petrolera Repsol-YPF (sucesora de Maxus) desde que se estableció en el país en 1999, con el fin de concretar el objetivo económico sin velar por las repercusiones medioambientales, tales como la destrucción de bosques, pérdida de fauna silvestre, contaminación de aguas, destrucción de suelos y el hábitat del pueblo guaraní.

  Desde el año 2004 tras varios años de conflicto, la comunidad indígena concretó a través de la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guasú (APG-IG) – Bolivia, la firma de un convenio con Repsol-YPF. En teoría, dicho acuerdo reúne condiciones especiales que lo convierten único en Bolivia e incluso en América Latina, porque la empresa se comprometió a entregar 14,8 millones de dólares para un plan de Desarrollo de las comunidades guaraníes (monto de compensación nunca antes otorgado a un pueblo originario), así como cumplir con las leyes nacionales y tratados internacionales que otorgan a los pueblos originarios a decidir sobre el destino de su territorio.

Si bien los años han demostrado las devastadoras consecuencias medio ambientales, actualmente una de las consecuencias más preocupante es la alteración del estilo de vida del pueblo Itika Guasu, el impacto social y la transformación de la misma. Desde la aplicación del fondo de compensación, la administración del mismo ha estado enmarcado en un seguimiento vago y poco transparente, el cual ha traído como consecuencia corrupción dentro de los dirigentes guaraníes y la división de la comunidad por las irregularidades.

Por su parte, el gobierno boliviano no ha intervenido directamente en el conflicto. De manera general, ha establecido un marco legal de protección al medio ambiente y derechos de los pueblos indígenas para el auto empoderamiento de estas comunidades, bajo el proceso del Estado Plurinacional en el reconocimiento y respeto de la diversidad cultural. Sin embargo, el mismo Estado genera una dicotomía entre dotar a los pueblos originarios y a su vez al medio ambiente de protección legal mediante el proyecto politico de preservar las tradiciones y a la madre tierra; y por otro lado, otorgar permisos a empresas extranjeras para trabajar con recursos nacionales que claramente también benefician la economía nacional pero para ello no existe el debido monitoreo socio ambiental y no se hace frente a las repercusiones en las comunidades originarias.  De esta manera, las prácticas corporativas de empresas extranjeras con el fin de beneficiarse de recursos en países como Bolivia suelen violentar la cultura porque les resulta ajena y los valores en ella no predominan ante el lucro, y en conjunto representan una forma de desvalorizar o hacer desaparecer la cultura. 

INICIO DE PRODUCCIÓN

Entre 2003 y 2004 el Campo Margarita había comenzado a producir, gracias a su primera planta Dew Point para la puesta a punto de gas natural cuya capacidad no superaba los 3 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y que tenía facilidades para separar condensados del gas, deshidratarlo y comprimirlo para su exportación.

A raíz de la nacionalización del sector en 2006 se pasó a un Contrato de Operación, suscribiendo el Contrato de Operación Caipipendi entre la estatal YPFB y las empresas Repsol YPF (37.5%), BG Bolivia (37.5%) y PAE (25%), donde se establece que Repsol YPF sería la empresa operadora del proyecto.

Posteriormente, producto de una reformulación del Plan de Desarrollo del campo solicitada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y YPFB, el año 2009 se determinó que los campos de Margarita y Huacaya podrían entregar un volumen de hasta 14 MMmcd de gas natural para el año 2014, para lo cual se requería una inversión próxima a 1.500 millones de dólares por parte de las empresas participantes del contrato.

INVERSIÓN

FASE I

El primer hito lo marca la firma del contrato para la construcción de la planta de procesamiento de gas del Campo Margarita, que apuntaba a incrementar la capacidad de producción de 2 MMmcd a cerca de 9 MMmcd para principios de 2012. El presupuesto requerido para concretar la tarea fue de $us 600 millones por parte de Repsol y las compañías socias del consorcio, BG Bolivia y PAE E&P Bolivia. En esta fase se perforó el pozo Margarita en el año 2004, cuya profundidad fue de 4.000 metros.

FASE II

Conseguidos los primeros 11 MMmcd de capacidad de producción en la Fase I, arrancaron inmediatamente los trabajos para la Fase II, que apuntaban a subir dicha cifra a 15 MMmcd. Para ello el Plan de Desarrollo del proyecto contemplaba la perforación de cuatro pozos mas. Para complementar la Fase II, Repsol también realizó trabajos de sísmica 2D y 3D, al norte de Huacaya y al sur de Margarita, datos que permitirían localizar nuevos pozos de desarrollo y conocer mejor el potencial del Bloque. El monto de inversión fue de $us 640 millones. Esta fase culminó en octubre de 2013 con la inauguración de la ampliación de la planta de tratamiento de gas Margarita, que elevó la capacidad de procesamiento de la planta a los 15 MMmcd que se tenía como meta.

FASE III

A inicio de 2015 con una producción de 16.5 MMmcd de gas arranca la fase III, que apuntaba a una meta inicial de producción de 18 MMmcd en enero de 2016. Pero, con la mejora de las instalaciones de superficie y la incorporación de nuevos volúmenes de producción Margarita – Huacaya comenzó a producir hasta 19 MMmcd en noviembre de 2015. La inversión para esta fase es de aproximadamente $us 158 MM hasta 2018. Además la compañía tiene planificado invertir $us 30 MM para hacer sísmica en campos que ya tienen instalaciones existentes. Con todo, la inversión aproximada hasta el año 2018 ascenderá a $us 293 millones.

ACTUALIDAD

Para maximizar los beneficios, se unieron los campos Margarita-Huacaya. El Gobierno consideró que con nuevas inversiones en otras áreas del bloque Caipipendi, el campo Margarita-Huacaya podrían duplicar la producción.

El campo Margarita-Huacaya, de sólo 3 MMmcd pasó a producir 19 MMmcd en 2016, y se prevé que en el corto plazo alcance los 21,5 MMmcd con la optimización de diferentes procesos en la planta y, fundamentalmente, en los sistemas de transporte, según información oficial de Repsol.

Los 19 MMmcd, equivalentes a 671 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), superan el mayor caudal producido históricamente por un campo en Bolivia y representan más del 30% de la actual producción nacional.

La mayor disponibilidad de hidrocarburos en Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MMmcd desde principios de agosto de 2015.

La producción actual concentra el gas de los pozos Margarita X-1, 3, 4, 5, 6 y 8, además del Huacaya X-1. También está en proceso de incorporación a la producción el Margarita 7, que garantizará una adición en el suministro de gas a la planta, pues se estima que permitirá incorporar más de 3 MMmcd.

El total de inversiones programadas en exploración hasta el 2023 es de $us 1.245 millones y se espera obtener aproximadamente $us 14.371 millones de renta petrolera hasta el año 2025.

En la gestión 2016 se prevé realizar los estudios complementarios y trabajos necesarios en Planta MGR para adecuarla a los nuevos caudales de gas y condensado a tratar.