1

Índice

1. Introducción………………………………………………………………………………………..……….………Página 3 PARTE 1: Contaminación por hidrocarburos……………………………………..……….……………Página 3 2. Fase Liviana No Acuosa………………………………………………………………………….…….….……Página 3 3. Situación en Dock Sud………………………………………………………………………………..…………Página 6 3.1 Antecedentes: aguas y suelos en riesgo en Dock Sud………………………………….………Página 7 3.2.1 Informe Brown and Caldwell………………………………………………………………….…..……Página 7 3.2.2 Auge 2004…………………………………………………………………………………………………..……Página 10 3.2.3 Informe Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SayDS)……………………Página 12 3.2.4 Informe Villa Inflamable……………………………………………………………………………………Página 15 3.2.5 Informe Instituto Nacional del Agua -INA- + Plan ACUMAR 2012 para el PPDS…Página 17 3.2.6 Monitoreos ACUMAR ……………………………………..…………………………………….…………Página18

PARTE 2: Situación específica de las empresas en el Polo Petroquímico……………...……Página21 SHELL CAPSA...……………….. ……………………….……………..…………………………………….…………Página 21 YPF………………………………… ……………………….……………..…………………………………….………..Página 36 Dapsa…………………………………….……..…………………………………….………………………………….Página 42 Conclusión……………………………………....…………………………………….……………………………….Página 47 Anexos……………………..…………………………….………………..…………………………………….…………Página48

2

1. Introducción El Polo Petroquímico Dock Sud (en adelante PPDS) es el ícono de la contaminación en el Riachuelo; los altos niveles de contaminación fueron denunciados y documentados durante años. El 8 de julio de 2015 se cumple el 7mo aniversario del Fallo de la Corte Suprema de Justicia Nacional en la causa Mendoza, donde se intimó a ACUMAR (Autoridad de la Cuenca Matanza-Riachuelo) a implementar un plan de saneamiento en la Cuenca. Sin embargo, es donde menos se ha avanzado en el saneamiento y la recomposición ambiental que exige el Fallo. No hay diagnóstico ambiental general del área ni informe de riesgo ambiental a 7 años del fallo, salvo estudios parciales que incluyen información marginal de las empresas. El plan director Dock Sud se ha focalizado en obras portuarias. Uno de los problemas ambientales más relevantes hoy es la contaminación de suelos y aguas subterráneas y superficiales derivadas de derrames de hidrocarburos. Se trata en gran parte de contaminación relacionada con eventos antiguos -pasivos ambientales- pero también derrames recientes que ponen en riesgo las aguas superficiales como el Río de la Plata, el Riachuelo, Sarandí y a su vez acuíferos, como el Puelche. Todas las empresas son responsables y presentan, en mayor o menor medida, niveles de contaminación en suelos, aguas subterráneas y superficiales. Debido a que los monitoreos realizados por ACUMAR son realizados lejos de las zonas donde se producen las contaminaciones, y que los realizados por las empresas no son públicos y no miden impactos en acuíferos profundos ni superficiales, se desconoce los impactos de la industria en la zona.

3

Parte 1: Contaminación por hidrocarburos 2. Fase Liviana No Acuosa La Fase Liviana No Acuosa -FLNA- Es la forma de contaminación más peligrosa y tóxica de la contaminación por hidrocarburos. Se genera por derrames de diferentes tipos de productos de refinación del petróleo (nafta, gasoil, químicos, lubricantes etc.) sobre suelos y aguas subterráneas. Además, potencia los riesgos de inflamabilidad y deflagración, dependiendo del tipo de hidrocarburos presente. ‘Liviana’ significa que puede distinguirse del suelo y el agua subterránea debido a que su masa es menos densa que el agua. ‘No Acuosa’ evidencia que los hidrocarburos líquidos son inmiscibles en agua, es decir, no se mezclan con ésta1. Se trata de uno de los principales problemas ambientales de la industria petroquímica, ya que los derrames de petróleo o sus derivados son frecuentes, por “las pérdidas, en tuberías, tanques, piletas y los derrames sobre el suelo desnudo o en pavimentos o veredas, que normalmente no actúan como barreras eficientes para la contaminación, porque carecen de sellantes en las juntas o presentan grietas y fisuras a través de las cuales el hidrocarburos es arrastrado por el agua de lluvia o la utilizada para limpieza, parte de la cual se infiltra alcanzando la superficie freática” (Auge, 2004). Todas las empresas petroquímicas tienen eventualmente derrames de hidrocarburos, por pérdidas o pinchaduras. El riesgo que presenta depende del tipo de producto, del estado de la infraestructura, la gestión de los procesos industriales, el tipo de suelo, la profundidad de las napas de agua, etc. Cuando un derrame no es detectado o remediado de forma adecuada, los hidrocarburos que forman la FLNA permanecen en el ambiente durante años como fuente de contaminación. Desde el punto de vista ambiental, lo que debe tenerse en cuenta es que la FLNA y el agua subterránea no se mezclan, el resultado es que la fase liviana ocupa los poros en suelos afectados, lo que limita su movilidad y dificulta su recuperación2. Los derrames de hidrocarburos migran en el suelo subsuperficial por la gravedad. Los componentes más livianos se separan como vapor en el origen del derrame. La extensión de los hidrocarburos en el agua subterránea (plumas) se limita por el tipo y composición de suelo. Cuando el derrame alcanza las aguas subterráneas, la FLNA se extiende lateralmente y una parte comienza a disolverse. Una vez que el derrame superficial cesa, a nivel subsuperficial la pluma comienza a movilizarse más lentamente hasta detenerse. Éstas pueden ser atenuadas por procesos biológicos. A medida que pasa el tiempo la mezcla de hidrocarburos estará formada por los compuestos de menor solubilidad y alta viscosidad (Esquema 1).

1

Answers to Frequently Asked Questions About Managing Risk at LNAPL Sites.American Petroleum Institute. API® Soil and Groundwater Research Bulletin Number 18. May 2003. http://www.api.org/~/media/Files/EHS/Clean_Water/Bulletins/18_Bull_lores.pdf 2 American PetroleumInstitute (API, por sus siglas en inglés).

4

Esquema 1. Transporte de la pluma de hidrocarburo en el subsuelo

5

Fuente: Elaboracion propia

El hidrocarburo emerge de las fisuras de los tanques hasta llegar al suelo. Luego se filtra a través de la tierra descendiendo de manera ramificada hasta llegar al agua subterránea. Una vez en ella, la corriente de agua desplaza los hidrocarburos hacia el Río de la Plata.

6

3. SITUACIÓN EN DOCK SUD 3.1 Antecedentes: aguas y suelos en riesgo en Dock Sud El problema de contaminación por hidrocarburos en suelos y aguas subterráneas es histórico, estructural y crítico en el Polo Petroquímico de Dock Sud. Existen varios antecedentes de estudios en la zona que demuestran este grave problema ambiental. No existe un estudio exhaustivo/ general sobre el estado de suelos y aguas en la zona. Algunos de estos antecedentes hacen referencia a contaminación concreta por hidrocarburos en la zona, mientras otros analizan la dinámica de las aguas subterráneas/superficiales y la caracterización hidrogeológica del área, exponiendo los riesgos de contaminación con hidrocarburos los acuíferos Pampeano y Puelche y a las aguas superficiales del MatanzaRiachuelo y Río de la Plata. Estos antecedentes son: el informe de Brown & Caldwell (B&C) del año 1996, el Análisis Ambiental en relación al estad del suelo y del agua subterránea en una refinería de petróleo Buenos Aires. Hidrogeología Ambiental II. Dr. Miguel Auge. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales. Departamento Ciencias Geológicas. 2004, el informe de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SayDS), un estudio realizado en Villa Inflamable en el año 2010, el informe del Instituto Nacional de Agua INA + Plan ACUMAR 2012 para el Polo Petroquímico Dock Sud. Parte de estos antecedentes son considerados en la elaboración de los nuevos procedimientos de ACUMAR, que fueron desestimados en el año 2012.

3.2.1 Informe Brown and Caldwell Uno de los primeros informes ambientales sobre la zona, el Estudio “Dock Sud Environmental Remediation and Pollution Abatement Project”, fue el realizado por la consultora estadounidense B&C3, a pedido de la Secretaría General de la Gobernación de la Provincia de Buenos Aires. A pesar de haber sido pedido por una dependencia de gobierno, las empresas no permitieron el acceso a sus predios y las muestras de suelos y aguas subterráneas fueron limitadas a terrenos públicos y zonas de acceso público, adyacentes a las propiedades de los complejos industriales. 4 3

Estudio “Dock Sud Environmental Remediation and Pollution Abatement Project _ Final Report – Volumen 3” preparado por Brown and Caldwell para la Secretaría General de la Gobernación de la Provincia de Buenos Aires, Octubre de 1996. 4 En la Introducción del Cap. 2 se establecen las limitaciones del trabajo realizado: los muestreos y análisis permiten, según el estudio, identificar la presencia de contaminantes, pero no la individualización de fuentes ni controlar la validez estadística de los datos de concentración de contaminantes. En el capítulo 2 se describen los trabajos de campo y los resultados comparados de la toma de muestras de agua subterránea, suelo, sedimentos y aguas superficiales/aguas residuales. El Capítulo se divide en cuatro secciones, de las cuales la tercera y cuarta (descripción de los trabajos de campo y resultados comparados), son los más relevantes. Sin embargo, de las primeras dos secciones (caracterización del área y datos sobre las empresas) se resalta que, según el estudio, para las condiciones hidrogeológicas la combinación de anomalías litológicas y actividades de relleno en el área, hacen muy dificultosa la caracterización de la dirección de flujo de la napa freática. Para la definición de los compuestos químicos a analizar y el diseño del muestreo, las materias primas utilizadas por los establecimientos industriales del área se relevaron por medio de fuentes secundarias y, sobre esa base, se definieron lo que actualmente se denominarían Compuestos de Interés (CdI) y los medios potencialmente afectados. El objetivo de los trabajos de campo fue mejorar lo que el estudio denomina “perfiles genéricos de

7

A pesar de esta limitación que hubiese podido establecer una caracterización de la zona más completa, en este estudio no sólo se determinaron altos niveles de contaminación de aguas subterráneas y suelos, sino que se identificaron cuatro zonas con presencia de FLNA. Esto no significa que el dato sea exhaustivo, ya que los puntos de muestreo no se seleccionaron bajo algún criterio de muestreo representativo, sino en función de su accesibilidad. Aunque el informe no incluye una evaluación de los resultados ni se hicieron análisis específicos para conocer sus características, se destaca el encuentro de niveles “considerables” de FLNA fuera de los predios de las empresas es decir, “adyacente” a las empresas. Como se evidencia, el problema de la FLNA está documentado desde hace casi 20 años. La Tabla 1 indica los medios ambientales considerados y los compuestos químicos tomados en cuenta en el estudio. Se tomaron muestras de agua subterránea, suelo, sedimentos y aguas superficiales/aguas residuales.

Tabla 1. FLNA en AGUA SUBTERRÁNEA Espesor (aparente) (cm) FLNA FLNA

3

Punto TW18

Observaciones Área adyacente a una antigua playa de tanques de Ferrocarriles Argentinos. Área adyacente a Shell.

“No medido pero TW34 considerable” FLNA “No medido Adyacente a planta DAPSA. pero TW36 considerable” FLNA >25 TW21 Fuente: Elaboración propia sobre la base de Brown & Candwell, 1995.

Se detectaron concentraciones altas de determinados parámetros en suelos y aguas subterráneas asociados a actividades derivadas del tratamiento de hidrocarburos. Las concentraciones de benceno, tolueno, etilbenceno y xileno en agua subterránea fueron 2,9 mg/l, 6,5 mg/l, 1,14 mg/l y 9,74 mg/l respectivamente, todas ellas en el sector noroeste del Polo, adyacente a YPF. Sólo el benceno supera 290 veces el límite aplicable. También se registraron sitios contaminados con sustancias en el rango de las naftas (GRO: Gasoline Range Organics) y el gasoil (DRO: Diesel Range Organics) en distintos puntos. Además, se halló Cromo6+ en agua subterránea siendo la máxima registrada de 0,22 mg/l en el sector noreste en el predio de Shell o adyacente al mismo.

contaminación”. Para ello, las actividades de campo se dividieron en dos partes: la inspección visual y el muestreo, el cual se realizó exclusivamente en terrenos públicos o de acceso público. La consecuencia directa de estas limitaciones es, como se indica en la sección 3.3.1 “Los datos (…) no resultan suficientes para una determinación final de industrias responsables sin una investigación adicional”.

8

Tabla 2: Máximas concentraciones en SUELO Mayor Concentración (mg/kg) BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos)

Punto

51-100 TW18 (51-100 cm prof)

TCE (tricloroetileno)

201-300

PCE (percloro etileno)

41-80

PAH (hidrocarburos policíclicos aromáticos)

100-500

VS4 (0-15 cm prof)

PCB (bifenilospoliclorados)

>25

VS3 y VS6

Plomo (Pb)

2376

Mercurio (Hg)

4,51

VS4 (superficial) SS5 (1-50 cm prof)

Observaciones

Presencia de FLNA. Área adyacente a una antigua playa de tanques de Ferrocarriles Argentinos. El “gran número” de puntos con elevadas concentraciones de TCE sugiere que habría sido utilizado como solventes por varias empresas distintas. Sector adyacente a planta DAPSA. Suelo visiblemente afectado por hidrocarburos altamente degrado. VS3 al SE de Eg3. Indicios visuales de contaminación. VS6 adyacente a Shell. Área DAPSA.

- Concentraciones de BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno y xileno) son mayores en áreas adyacentes a refinerías y zonas de almacenamiento de petróleo. El mayor rango de concentración que se identificó fue de 51-100 mg/kg (a una profundidad de 50-100 cm). - Respecto a los PAHs (hidrocarburos aromáticos polinucleares) se hallaron concentraciones máximas adyacentes a DAPSA en suelo superficial de entre 100-500 mg/kg. - Las concentraciones de PCB (bifenilos policlorados) máximas se encontraron en las inmediaciones de Shell CAPSA y Petrobras, donde se evidenciaban derrames superficiales. La concentración máxima fue de 25 mg/kg. - Las muestras de suelo superficial analizadas para contenido de plomo depositado a través del aire y de descargas de nafta con plomo resulto en concentraciones entre 8,5 y 2376 mg/kg, siendo esta ultima adyacente a DAPSA. Otros puntos que dieron altas concentraciones fueron adyacente a DAPSA y adyacente a YPF. - Los resultados de mercurio en suelo superficial expusieron niveles de hasta 4,51 mg/kg correspondientes a muestras en los márgenes del canal Dock Sud porción sur (coincide con altos niveles de níquel y cinc -hasta 180 mg/kg). Otras 2 muestras con valores cercanos a 1.8 mg/kg adyacente a Shell.

9

Tabla 3: Hidrocarburos en AGUA SUBTERRÁNEA

Benceno Tolueno Etilbenceno Xileno BTEX GRO DRO HTP Fenoles TCE PCE

Mayor Concentración (mg/l) 2,9 6,5 1,14 9,74 10 0,85 190,2 0,5 0,5 0,001 17

3

Punto

Adyacente planta YPF. TW52

TW8 TW52 TW23 TW29A TW37 TW52 TW52 TW18 TW8

Cromo 6+ 6+ (Cr ) Cromo (Cr) Cobre (Cu) Manganeso (Mn) Níquel (Ni) Zinc (Zn)

Observaciones

0,22

TW1

0,03

TW29A TW40 TW31

0,0058

TW3

0,278

DSWW4

0,74 17

TW3 TW9

Adyacente planta YPF. Adyacente a Meranol y Shell. Sector NO. Sgto Ponce y Arroyo Sarandí. Adyacente planta YPF. Adyacente planta YPF. Área adyacente a una antigua playa de tanques de Ferrocarriles Argentinos. Área central norte adyacente a área sin desarrollo. Sector NE, afectada por productos de dragado.

Adyacente a DAPSA. Canal Dock Sud. Sector NE adyacente a área de disposición de material de dragado. Adyacente a Meranol. Sector NE. Sector NO.

Si bien a la imposibilidad de realizar estudios dentro de los predios de las empresas se suman algunas debilidades metodológicas5 que impiden lograr un diagnóstico más completo, es posible tener una primera noción del cuadro de situación ambiental en el Polo, que casi 20 años más tarde siguen sin resolverse.

5

Estas debilidades metodológicas incluyen: 1) baja densidad de muestras en relación a los objetivos planteados; el uso de métodos de análisis que se denominan “de campaña” realizados por espectrofotometría que en general no sirven sino para una etapa de screening; incongruencias de resultados (por ejemplo, comparativamente altos valores de DRO y bajos valores de HTP); falta de Formulario de Custodia en Cadena y Protocolos de Laboratorio. 2) los puntos de muestreo no se seleccionaron bajo algún criterio de muestreo representativo, sino en función de su accesibilidad. 3) los valores de contaminación se informan por rango. 4) no existen datos litológicos y no se nivelaron los pozos. 5) Los valores de concentración en agua subterránea son sorprendentemente bajos para un sitio en el que se ha detectado FLNA. 6) El informe es confuso en la manera de presentar sus resultados, particularmente en lo que hace a la distinción entre muestras de suelo, sedimentos.

10

3.2.2 AUGE 2004 El documento Hidrogeología Ambiental II6, del Departamento de Ciencias Geológicas de la UBA incluye casos de estudio por contaminación con hidrocarburos en el área. La relevancia de estos estudios en la zona radica en dos aspectos principales: en primer lugar, la detección de hidrocarburos en el acuífero Puelche y la confirmación de la conexión hidráulica entre este acuífero y los superiores. Para realizar el estudio, se realizaron 19 pozos a profundidades variables entre 7 y 50 metros y se tomaron muestras de agua subterránea y suelo para analizar la contaminación por hidrocarburos. Si bien los análisis de suelos no presentaron niveles alarmantes hasta los 2,5 m de profundidad para parámetros como hidrocarburos, Plomo y Cadmio (situación que hoy no es así. Ver Sección Refinería de Shell), sí se destaca la situación crítica de las aguas subterráneas: La situación es bastante más desfavorable, si se considera al agua subterránea. En efecto, el acuífero freático contenido en sedimentos del Querandino presenta un severo grado de contaminación con hidrocarburos, con valores que superan entre 10 y 52.000 veces al máximo admitido. El Acuífero Pampeano, subyacente al anterior, también observa contaminación con hidrocarburos pero mucho más atenuada, con extremos que se ubican: por debajo de la norma en 1 pozo y que la supera 13 veces en otro. (…) Por último, El Puelche, que es el acuífero más profundo utilizado para abastecimiento humano, manifiesta signos de contaminación, pero las 3 muestras obtenidas tienen concentraciones menores al máximo permitido. Además, concluye que dada la profundidad de yacencia del Pampeano (12 m), el hidrocarburo no puede acceder en forma directa, por lo que su transferencia desde la capa freática, debe haberse producido por filtración vertical descendente. Por lo tanto, el estrato de arcilla de 5 m que los separa no impide el flujo vertical y actúa como acuitardo. El mayor potencial hidráulico que presenta el Querandino respecto al Pampeano, con diferencias extremas de 0,2 y 2,1 m, es el factor generador del flujo vertical descendente y por ello, para evitar dicho sentido de circulación, es necesario invertir el gradiente, deprimiendo el Querandino.

6

Análisis Ambiental en relación al estad del suelo y del agua subterránea en una refinería de petróleo Buenos Aires. Hidrogeología Ambiental II. Dr. Miguel Auge. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales. Departamento Ciencias Geológicas. 2004. 11

Figura 1

Foto 5. Foto aérea de 1933, donde se ven los tanques de petróleo y al fondo el Dock.

Respecto al Acuífero Puelche, emplazado entre 25 y 50 m de profundidad, las concentraciones registradas en los 3 pozos que lo alcanzan (figura 1) son 0,2, 0,3 y 0,5 mg/l, todas inferiores al límite máximo (0,6 mg/l).

3.2.3 Informe Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SayDS). En el año 2006, la SAyDS llevó adelante una serie de estudios en la zona de Dock Sud, que incluyó entre otros, una caracterización del medio físico y una zonificación del área donde se localiza Villa Inflamable7.El estudio se realizó con la finalidad de elaborar una estrategia de remediación y recuperación del área de estudio. Para lo cual se ejecutaron sondeos y muestreos de suelos y sedimentos en sitios característicos y los análisis químicos correspondientes. Al igual que el estudio realizado por Auge (2004), la relevancia de esta investigación radica en los niveles de contaminación por hidrocarburos en la zona y el análisis de la interacción entre aguas superficiales y subterráneas. También, el hecho de que los terrenos analizados fueron elevados topográficamente con materiales de alta permeabilidad, que influye directamente en el escurrimiento, infiltración del agua precipitada y el transporte de posibles contaminantes Foto 6. Foto aérea de 1933. La dársena de inflamables esta casi terminada. hacia el agua freática. En total se realizaron ocho sondeos de suelos, 2 muestras por cada sitio, en las proximidades de la superficie (a 40 cm.) y en las proximidades de la capa freática (entre 1 y 2 m)8y cuatro de sedimentos (Foto 2). Se midieron los parámetros Hidrocarburos Totales, Plomo, Cromo y en

7

“Planificación y Seguimiento del Proceso de Remediación en Dock Sud (Avellaneda, Pcia. De Buenos Aires). Caracterización del Medio Físico y Zonificación del Área de Estudio”. Dr. Eduardo Kruse. Diciembre de 2006. 8 Cada sondeo se realizó hasta la profundidad en que se presentó la capa freática.

12

algunas muestras seleccionadas PCB’s y Pesticidas; en el nexo 2 se pueden apreciar los valores guía adoptados para el análisis de los resultados obtenidos.

Foto 2: Ubicación de sitios de monitoreo en suelo y sedimentos

Fuente: Elaboración propia en base a Kruse, 2006.

Algunas consideraciones para el Plomo y Cromo. Primero, que si bien el uso predominante es el industrial, los usos residencial y agrícola se analizan, dado que, aunque en menores proporciones, también desarrollan en la zona de estudio. Con relación a los contenidos de Plomo y Cromo debe tenerse en cuenta que la concentración en un medio natural depende de la roca madre y el medio químico local asociado. Ello define umbrales naturales de los contenidos, sobre los cuales se debe reconocer el grado de influencia de la actividad del hombre. Si bien existen escasos antecedentes en la zona acerca de dichos umbrales para los suelos originales, en el caso del Plomo es posible tomar como referencia el trabajo "Niveles geogénicos y antropogénicos de metales pesados en suelos del Partido de La Plata y sus alrededores" (Camilión et al., 1995) en el cual se reconoce un nivel original para plomo de 19 mg/kg. En cambio para el caso del Cromo se ha tenido en cuenta los niveles de referencia establecidos para EEUU (Cleanup criteria for contaminated soil and groundwater, ASTM DS 64, 1996), que indicanun valor de 54 mg/kg. Se presentan los resultados obtenidos en la matriz suelo y sedimentos en el anexo 29.

9

Anexo 2; Resultados obtenidos en la matriz suelo y sedimento tabla 4 y 6. Análisis respectivos tabla 5 y 7

13

En síntesis, en relación a los resultados de los muestreos, se concluye que: Hidroquímica del suelo Las muestras M1 a 1,3 m. y las muestras M2 a 0,4 y 1, 8 m. de profundidad, arrojaron valores de hidrocarburos totales por encima de lo que indica la Norma Holandesa (5.000 mg/kg), dando como resultados: 5.560, 23.908 y 73.240 mg/kg, respectivamente. En ninguna se detectó contenido de PCBs; Aquellas muestra donde se midió Pesticidas Totales dieron en todos los casos resultados por debajo del límite de cuantificación del aparato. Respecto al plomo la única muestra que superó el valor guía establecido por el Decreto 831/93 para el uso agrícola (375 mg/kg) fue la M6 a 0, 4 m. de profundidad con 420 mg/kg. Luego, sólo 5 muestras (M2/1, M3/2 M6/2, M7/2 y M8/2) de 16, dieron valores de plomo por debajo del umbral natural (54 mg/kg) establecido por (Camilión et al., 1995). Respecto al cromo ninguna muestra superó el valor umbral de 54 mg/kg (Cleanup criteria for contaminated soil and groundwater, ASTM DS 64, 1996), como así tampoco los valores guía establecidos por el Decreto 831/93 para ningún uso. Hidroquímica sedimentos La muestra M11 arrojó valores de hidrocarburos totales por encima de lo que indica la Norma Holandesa (5.000 mg/kg), dando como resultados: 22.480 mg/kg. En ninguna se detectó contenido de PCBs. Respecto a los Pesticidas Totales (a diferencia de los suelos donde en todas las muestras dieron por debajo del límite de cuantificación del método), para los sedimentos en todas las muestras se detectaron valores por encima del límite de cuantificación; asimismo la muestra M12 arrojó un valor elevadísimo de 61.919,78 mg/kg superando ampliamente el valor guía (20 mg/kg). Para el plomo todas las muestras superaron el valor umbral de 19 mg/kg, pero ninguna el valores guía establecido por el Decreto 831/93 para ningún uso; Vinculado con el cromo ninguna muestra superó el valor umbral de 54 mg/kg, como así tampoco los valores guía establecidos por el Decreto 831/93 para ningún uso.

Foto 3. Vista del material muestreado en la zona de disposición de hidrocarburos. M2Fuente: SAyDS, 2006.

Por otro lado, entre las conclusiones más relevantes del estudio en cuanto a caracterización del área y comportamiento de aguas subterráneas y superficiales, se pueden mencionar: Modificaciones topográficas y zonificaciones y su vinculación con la alteración dinámica del recurso hídrico subterráneo. Tantos los sitios donde se tomaron muestras M 1 a M8, como otros sectores de la zona de estudio descriptos10, fueron elevados topográficamente con materiales de alta permeabilidad. Ello tiene influencia directa en el escurrimiento, infiltración del agua precipitada y el transporte de posibles contaminantes hacia el agua freática, influyendo en la dinámica del agua de la siguiente manera:

10

Relleno sanitario CEAMSE, Planta de materiales de construcción y otros residuos “Áridos” y planta incineradora de residuos “Trieco”.

14

Escurrimiento subterráneo con flujo radial a partir de los sectores más altos de los predios y hacia su periferia, de modo que se conformaría un domo que representa un área de predominio de recarga. Existencia de contaminación del agua subterránea y su migración a ámbitos circundantes. Favorece una alta infiltración y transporte de contaminantes hacia la capa freática. Permeabilidad favorable para la infiltración de los excesos de agua. Respecto a las posibilidades de contaminación del agua subterránea debe señalarse que el plomo permanece fijado fuertemente en los horizontes superficiales del suelo y es muy poco probable que pueda migrar en profundidad. No ocurre lo mismo en el caso que se detecte la presencia de fenoles o hidrocarburos livianos y cuya migración afecta al agua subterránea. Por otro lado, las muestras M4, M6 y M8, en la zona de asentamientos de emergencia construidos sobre un relleno de residuos, de suelos y sobre el agua. Las viviendas precarias se encuentran sobre rellenos de residuos urbanos mezclados con tierra, que genera una permeabilidad alta, lo que facilita la infiltración del agua precipitada. Las viviendas estables se ubican sobre un relleno de tierra (material limoarcilloso con tosca o restos de materiales de construcción) con distintos grados de compactación, que genera baja permeabilidad y por ende un rápido escurrimiento del agua de lluvia (verificable en zanjas y cárcavas en los sectores más precarios), que escurre hacia los sectores más bajos cubiertos por el agua. Para el caso de las muestras M10, 11, 12 y 13, correspondientes con las zonas de bajos y bañados, donde se muestrearon sedimentos, las conclusiones hidrodinámicas generales de estos sectores fueron: Representan un área para el almacenamiento superficial de agua y por su utilidad como indicador de problemas de contaminación de agua superficial y agua subterránea, se propone dejarlos como están. El mantenimiento de la capacidad de almacenamiento superficial es importante como factor atenuador de posibles crecientes, dado que la capacidad natural ha disminuido como consecuencia del desarrollo de rellenos en otras zonas bajas. Constituyen una zona de descarga del escurrimiento superficial y de afloramiento de la capa freática, por lo que el monitoreo de la calidad de agua de los bañados representaría un medio para controlar la calidad de las aguas que fluyen hacia ellos por escurrimiento superficial y subterráneo. El mantenimiento de los bañados implica desarrollar procedimientos de remediación para superar la contaminación derivada de desechos orgánicos, biológicos, de metales pesados y pesticidas. Aguas Superficiales. El régimen del Arroyo Sarandí está vinculado con los aportes provenientes de los arroyos que evacuan los excedentes de los sectores superiores de su cuenca (zona Avellaneda) y por otro lado, los efectos de las sudestadas originadas por el Río de La Plata, siendo este último el de mayor significación en el ascenso de los niveles de agua. De modo que es posible diferenciar una situación de niveles mínimos, que resulta de mayor permanencia y una situación de niveles máximos, restringida temporalmente por los aportes antes mencionados (excedentes + sudestadas). En una situación de niveles mínimos, la relación del agua del Arroyo Sarandí con el agua subterránea muestra el aporte desde ésta última hacia el agua superficial.

15

Con niveles máximos (sudestadas o crecientes) podría existir un aparente aporte momentáneo desde el canal hacia el agua subterránea (almacenamiento de banco), que, luego al descender los niveles, drena nuevamente hacia el Arroyo. Por último, en relación a los cuerpos cerrados, el agua en superficie es producto fundamentalmente del afloramiento de los niveles freáticos.

3.2.4 Informe Villa Inflamable En el año 2011, ACUMAR ejecutó un Análisis de riesgo en el área de Villa Inflamable con el objetivo formal de apoyar la toma de decisiones para la gestión ambiental del área bajo estudio y llevar a cabo acciones correctivas dada la presencia de compuestos de interés (CDI) detectados en suelos, aguas superficiales y subterránea.11 Como parte del estudio se llevaron adelante una serie de muestreos en suelos superficiales y subsuperficiales y aguas subterráneas y se consideraron los escenarios para la exposición humana residencial y ocupacional respecto de los receptores ubicados dentro del área de estudio, incluyendo también la exposición de los trabajadores de la construcción que operarán durante la etapa de construcción del proyecto pudiendo realizar movimientos de suelo y excavaciones del subsuelo del sitio.12 El estudio fue realizado para recomendar acciones correctivas que buscaban “acondicionar” la zona y evitar la relocalización de los vecinos de Villa Inflamable. Sin embargo, frente a los altos datos de contaminación detectados en suelos, aguas superficiales y subterráneas, esta opción fue desestimada. Si bien ni los datos de base del estudio ni los CDI fueron publicados, si se incluyó un resumen de línea de base de riesgo en el que se concluía que se excedían los niveles de riesgo cancerígeno y no cancerígeno en la ruta de exposición de aguas subterráneas y aire interior y se excedían los niveles de riesgo no cancerígeno en la ruta de suelos superficiales13.

11

Proyecto: Investigación y Análisis de Riesgo en “Villa Inflamable”. Resumen de las etapas 1, 2, 3 y 4 del Proyecto. Investigación y Análisis de Riesgo Villa Inflamable. Ambiental del Sud y ACUMAR. Abril de 2011.Expediente Nº: 0047395/2010. RESUMENEn base a normas ASTM Risk-BasedCorrectiveAction – RBCA, Estándares ASTM E-1739 y E2081 (ASTM 1995, 2004). 12 El estudio incluyó dos fases, Investigación no intrusiva e intrusiva. En la primera fase se instalaron 5 freatímetros a 3 metros por debajo del nivel freático; se definieron 55 puntos de muestreo de suelos en total a 0.5 m y 1.5 m de profundidad, es decir, 110 muestras de suelo; 5 muestras de agua subterránea y 10 muestras de aguas superficiales y sedimentos. En la segunda fase, se realizaron los siguientes puntos de control y muestreos: 30 Sondeos de suelo hasta 1.5 m; 5 Freatímetros; 10 Muestras de agua superficial; 10 Muestras de sedimentos del centro de los cuerpos de agua; Otras muestras y determinaciones en campo; 1122 determinaciones analíticas en Aguas y 6220 determinaciones analíticas en Suelos. 13 Tampoco se publicaron en el resumen los mapas temáticos ( Mapa Topográfico, Mapa puntos de Muestreo, Mapa de imagen y ubicación, Mapa de Uso Actual del Suelo, Mapa de Escorrentía Superficial, Mapa de Escorrentía subterránea para tres fechas de mediciones distintas 13/12; 21/12; y 28/12 de 2010, Mapas de Concentración de Metales para 0,5 y 1,5 m bajo nivel de superficie: (Plomo, Níquel, Cinc, Cadmio, Cromo y Mercurio), Mapas de Concentración de HTP y BTEX en suelo para 0,5 y 1,5 m bajo nivel de superficie) que permitirían tener una caracterización completa del aérea y el estado ambiental de los tres medios investigados.

16

3.2.5 Informe Instituto Nacional del Agua -INA- + Plan ACUMAR 2012 para el PPDS En condiciones naturales en la zona del Dock Sud debería ocurrir un flujo vertical de agua ascendente desde el acuífero Puelche al Post-pampeano, lo que indicaría la descarga del Acuífero Puelche. Sin embargo, debido a la intensa explotación del Acuífero Puelche por diversas actividades, este flujo se invierte en la zona, desarrollándose de manera descendente desde el Postpampeano hacia el Puelche. Estos datos surgen del análisis de la diferencia de los potenciales hidráulicos (relación) entre los niveles freáticos y piezométricos publicados por la ACUMAR14, que también coinciden con el balance de agua subterránea mediante modelación numérica, realizado por el Laboratorio de Hidráulica del INA15 y que tienen como antecedente un estudio de caso publicado en el año 2004. Es decir, sobre las condiciones hidrogeológicas (calidad y dinámica) en el sector del Polo Petroquímico Dock Sud y su relación con el Río de la Plata se determina que: 1. Existe flujo descendente desde el Postpampeano hacia el Puelche. 2. Existe ingreso de agua del Río de la Plata hacia la subterránea y viceversa. El flujo vertical es peligroso dado que arrastra e infiltra la contaminación desde la napa freática (que a su vez pudo haberse infiltrado desde la superficie), amenazando la calidad del agua del Acuífero Puelche, agravado en la zona del Dock Sud por los recintos de contención de tanques de los establecimientos industriales de hidrocarburos y derivados. Y en el caso de la intrusión 14

Tanto en los informes trimestrales referidos a la calidad y dinámica del agua subterránea (2008-2012), como en el Anexo A1-Caracterización hidrogeológica del área de emplazamiento de Dock Sud del Plan de Remediación pasivo ambiental predio Antivari S.A. Dock Sud, julio 2012. 15 Menéndez A., Badano N. y Re M. 2010. Balance de agua subterránea en la Cuenca Matanza Riachuelo mediante modelación numérica.

17

del agua del Río de la Plata hacia el acuífero, también es una situación peligrosa en cuanto a que los contaminantes presentes y la salinización del Río de la Plata ingresan al sistema subterráneo. (Auge, 2004). Dados los antecedentes de contaminación, esta situación implica un riesgo importante tanto para la calidad del Acuífero Puelche como para el Río de la Plata: Para el Acuífero Puelche: Ese flujo vertical descendente es peligroso para la zona de estudio porque la contaminación es arrastrada e infiltrada desde la napa freática, que a su vez antes pudo infiltrarse desde el suelo superficial, amenazando la calidad del agua del Acuífero Puelche. Para el Río de la Plata: En lo que respecta a la relación entre el agua subterránea y el Río de la Plata, el informe ACUMAR (julio 2012) expresa que la descarga es desde el freático hacia el Río, es decir el acuífero aporta al Río. Sólo cuando existen fluctuaciones en Río, como por ejemplo con las sudestadas, los niveles freáticos son menores que el nivel del Río y es en este caso en donde entonces se invierte el flujo y penetra el agua superficial tanto del Río de la Plata como del Riachuelo y aporta a la subterránea. Cuando se sucede el primer caso (que es el que ocurre comúnmente), esto es el aporte del agua subterránea al Río de la Plata, es un factor de riesgo importante para la calidad del Río. Cuando ocurre el segundo caso, esto es el aporte del agua superficial al acuífero, también se está frente a un factor de riesgo importante pero para la calidad del agua subterránea.

3.2.6 MONITOREOS ACUMAR Los monitoreos que realiza en la actualidad la ACUMAR no permiten conocer los impactos de la industria petroquímica en la zona, ni en aguas superficiales ni en aguas subterráneas.

Agua superficial y sedimentos Estaciones de monitoreo Río de la Plata. ACUMAR dispone de 3 puntos de monitoreo de aguas superficiales (300, 350 y 356) (Foto 4). Los datos de resultados de las muestras deberían estar publicados en la Base de Datos Hidrológica BDH del organismo. Sin embargo, estos aspectos deben ser contemplados para conocer el estado y evolución de las aguas superficiales.  No son públicos los criterios de ubicación de estos puntos de monitoreo.  POZO 300. No hay muestreos ni análisis físico-químicos ni de compuestos orgánicos. Sólo están disponibles datos de análisis biológico de sedimentos, pero el último es de 2009. No hay parámetros que contemplen impactos de la industria petroquímica, por ejemplo, hidrocarburos totales y BTEX.  POZO 350. No hay información disponible sobre muestreos ni análisis físico-químicos ni de compuestos orgánicos. No hay parámetros que contemplen impactos de la industria petroquímica, por ejemplo, hidrocarburos totales y BTEX.

18

 POZO 356. En este caso si se publican resultados de análisis físico-químicos, pero no figuran los últimos disponibles ni se incorporan parámetros que contemplen impactos de la industria petroquímica, por ejemplo, hidrocarburos y BTEX.  En el informe presentado en abril resulta confuso el seguimiento de la información sobre los puntos de muestreo, los resultados de estos análisis y los datos de geo-referenciación disponibles. En la imagen abajo es posible apreciar las diferencias en su ubicación de acuerdo a la información disponible en el informe y en la BDH. Foto 4. Sitios de monitoreo de ACUMAR en el Río de La Plata

Fuente: Elaboración propia.

Aguas subterráneas Desde el año 2008, ACUMAR realiza monitoreos en aguas subterráneas (Foto 5) y planea incorporar nuevos pozos en la zona. Sin embargo:  La red de monitoreo de agua subterráneano contempla pozos de monitoreo dentro y/o en las cercanías al Polo que puedan explicar el impacto en el agua subterránea por parte de las actividades que desarrollan en Dock Sud. Los pozos más cercanos son los 6F y 6P, correspondientes a mediciones realizadas en los acuíferos Pampeano y Puelche, respectivamente, que cuentan con información de calidad de agua desde el 2008 hasta la actualidad; luego, uno de los más alejados es el 31F que estuvo un tiempo deshabilitado y que no cuenta con resultados desde 2012; también operado por ACUMAR se hallan los pozos 33P y 33F alejados del sitio de interés. Por último, pertenecientes a AySA, los pozos más cercanos al Polo son el AV522 y AV701 que miden al freático y Puelche, respectivamente, pero que también se hallan muy lejos de la zona de interés. De esta manera, no podrán conocerse los impactos de esta industria en la zona ni se avanzará en un diagnóstico real que permita avanzar en la recomposición ambiental de la zona.

19

Foto 5. Pozos de monitoreo de agua subterránea cercanos al Polo Petroquímico Dock Sud. Cuenca Matanza Riachuelo

Fuente: Elaboración propia.

 Los futuros pozos de monitoreo a incorporar están localizados muy cerca de los existentes y por lo tanto lejos del objeto de análisis. A su vez uno de estos se encuentra inclusive por fuera de la delimitación del PPDS.  Los muestreos no contemplan parámetros que reflejen los impactos de la industria petroquímica, por ejemplo, hidrocarburos totales o BTEX.

20

Parte 2: Situación específica de las empresas en el Polo Petroquímico Dock Sud Si bien no existe una caracterización general ni un diagnóstico completo del estado de suelos y aguas en el Polo Petroquímico de Dock Sud(más allá de los antecedentes mencionados en el apartado anterior que no incluyen información completa), las empresas están llevando adelante algunos estudios, en general fragmentados, y/o mal diseñados, que dan cuenta de los altos niveles de contaminación del área. A pesar de tratarse de estudios incompletos y muy dispares, varias de las empresas presentan pasivos ambientales y derrames recientes de hidrocarburos. Algunos establecimientos ya han identificado la presencia de Fase Liviana No Acuosa (FLNA) y afirman haber comenzado planes de supuesta remediación de suelos y aguas (Shell, YPF, DAPSA); en otros casos se han identificado diversas irregularidades normativas que impiden conocer el estado de situación del predio (Petrobras, Orvol); y salvo en el caso de una empresa (DAPSA), en el resto no mencionan tareas de adecuación de instalaciones que permitirían reducir las posibilidades de derrames, a pesar de estar incluida en las recomendaciones de las consultoras que llevan adelante los estudios. En ningún caso se conoce qué empresas están trabajando de acuerdo al Plan diseñado por ACUMAR en 2012, que exigía la caracterización completa de los predios, incluyendo los impactos en acuíferos profundos, aunque no se contemplaba el monitoreo de la calidad de las aguas superficiales. Según informa ACUMAR,16 la situación particular de cada empresa en 2014 es la siguiente: en Shell CAPSA se detecta FLNA en 11 de los 14 sectores en que se divide el área de estudio del predio. En referencia a suelo se han detectado compuestos de interés en los 14 sectores antes mencionados, así como en el agua subterránea; en el caso de YPF S.A. se presentan hallazgos de FLNA en varios sitios del predio con distintos espesores; Petrobras informa que está realizando el estudio de caracterización de suelo y agua subterránea; DAPSA comunica que está llevando adelante un cronograma de tareas para la remediación de uno de los recintos identificado con altos niveles de FLNA.; en PETRORIO COMPAÑIA PETROLERA S.A., el derrame ocurrido en el año 2010 aún no ha sido remediado; luego en el predio de PETROLERA DEL CONOSUR S.A. se halló presencia de FLNA en dos sitios y concentraciones de contaminantes en suelo y contaminación del agua freática.

100 años de contaminación de la refinería de SHELL CAPSA La contaminación de suelos y aguas en el predio de la refinería es de larga data. La empresa reconoce en la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) de 2003 el origen de esta contaminación: La eventual contaminación del acuífero con producto puede deberse a pérdidas debido a la incorrecta carga o descarga de tanques de almacenamiento; pérdidas debidas a

16

Informe Polo Petroquímico Dock Sud. ACUMAR. Presentado al JFM. Junio 2014.

21

pinchaduras en las cañerías de proceso y/o pinchaduras de cañerías enterradas. Estas últimas son las más difíciles de detectar y puede causar contaminación importante. El primer antecedente público corresponde a un estudio realizado en 1994. El documento Hidrogeología Ambiental II, del Departamento de Ciencias Geológicas de la UBA, incluye uno de los estudios sobre el estado del suelo y del agua subterránea en la refinería de Shell hace 20 años. 17 Figura 1. Localización del área de estudio

Fuente: Auge, 2004.

El mismo concluye que el análisis e interpretación de las muestras de suelo y de agua, permitió identificar 3 manchas; dos con hidrocarburos livianos (I y III) y la tercera (II) con hidrocarburos viscoso. En la siguiente figura se representa la extensión de la mancha I.

17

13.2. Contaminación con hidrocarburos en el agua subterránea de una destilería de petróleo del Conurbano de Buenos Aires. Hidrogeología Ambiental II. Dr. Miguel Auge. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales. Departamento Ciencias Geológicas. 2004. Página 97.

22

Figura 2. Extensión de la mancha I

Fuente: Auge, 2004.

(…)La mancha más importante es la I, que ocupa 1.930 m2 y afecta a un volumen de suelo de 2.230 m3, dado que el espesor medio contaminado es de 1,15 m. Considerando una porosidad del 20%, el volumen de agua afectado es de unos 445 m3.Dada la baja productividad de la sección contaminada, de la que sólo se pudo extraer 77 litros/hora por bombeo, se descartó la limpieza mediante pozos puntuales programándose una captación basada en drenes subterráneos. Si bien en el mencionado estudio se establecen los volúmenes de hidrocarburos recuperados a lo largo de dos años, no se incluyen los resultados finales del trabajo, es un antecedente de presencia de aguas y suelos contaminados. Por otro lado, en la mencionada EIA de 2003, la empresa reconoce suelos y aguas afectadas por hidrocarburos sólo en la zona del Tanque 3, sobre la costa del río y coincidente con información más reciente; declara que el principal problema es la contaminación derivada de naftas y diesel: en el recinto del Tanque 3. Sector de la pileta. LLOD (Last Line OfDefense) el área afectada comprende aproximadamente 2.500m3 de superficie y 3 metros de profundidad, estimando un volumen de tierra y agua afectada en el orden de los 7500m3 y 1000m3 aprox. Se estima que la calidad promedio de los medios afectados es del orden de 7500 mg/kg de HTP en base seca y 3 cm. de espesor aparente de fase liviana (0,5 cm de espesor real de fase liviana. Fuente SYUSA. La fase del producto libre está formada por una mezcla de nafta y diesel en proporciones variables según la localización. 18 (…) “Actualmente en la zona del tanque 3, se está llevando a cabo la remediación de un sector del terreno con la tecnología de Alto Vacío, lo que permite efectuar esta tarea sin remover terreno.” 19 Más recientemente, Greenpeace accedió a dos informes que dan cuenta parcialmente, de forma fragmentada, de las condiciones críticas de contaminación de la planta. En el primero,

18

Plan de monitoreo de la freática incluyó 20 muestras de agua, en diferentes puntos de la napa, en más de 100 pozos. 19 EIA. Capítulo 2, página 61.

23

una Auditoría Ambiental del año 2008,20se destaca la presencia generalizada de FLNA y altos niveles de contaminación en suelos y aguas subterráneas en 2 sectores de la refinería. El segundo, del año 2011, identifica 14 sectores de la planta con diferentes niveles de contaminación por hidrocarburos, no sólo derivadas de filtraciones del pasado (pasivos ambientales) sino de derrames y/o pérdidas recientes. Los informes aportan información diferente: en el primer caso se identifican sectores afectados del predio y se presentan resultados de muestreos sin incluir mediciones de FLNA. En el segundo, sí se realizaron mediciones de espesores de FLNA en 14 sectores de la planta y presencia de Compuestos De Interés (CDI), sin incluir datos que permitan asegurar la representatividad de los muestreos. En ninguno de los informes se incluyen pozos a los acuíferos más profundos ni mediciones de calidad de agua superficiales. En el primer informe, realizado en el marco de la Resolución S.E. N° 785/2005,se identificaron 12 sectores de la planta en el que en sólo 2 reconocen receptores impactados. Greenpeace accedió a las conclusiones de 2 de los 12 sectores, el Sector 4 y el Sector 5; el primero de ellos identificado con receptores impactados:

Figura 3. Sectores del predio de Shell en Dock Sud. Año 2008

Fuente: Consultora Demison. 20

Auditoría Ambiental Inicial en base a la Resolución S.E. N° 785/2005 - Programa Nacional de control de pérdidas de tanques aéreos de almacenamiento de hidrocarburos y sus derivados. Refinería de Buenos Aires. Etapa II. Informe Global. ANÁLISIS DE RIESGOS (RBCA) “Standard Guide forRisk-BasedCorrectiveActionApplied at PetroleumReleaseSites”. Consultora Demison. Julio de 2008.

24

Si bien de manera general se puede afirmar que el estudio está diseñado para camuflar los altos niveles de contaminación (ver Recuadro 1) aún así es evidente la presencia generalizada de FLNA en ambos sectores y altos niveles de contaminación de suelos y aguas subterráneas, compatibles con la presencia de FLNA. La presencia de compuestos livianos indicaría derrames recientes. Los datos puntuales con los que se cuenta muestran elevadas concentraciones en ambos sectores e indican que la toxicidad es alta, particularmente porque resultados informados muestran que todos los hidrocarburos presentes pertenecen a la familia de los más tóxicos Benceno-Tolueno-Etilbenceno-Xileno (BTEX). Sin embargo, el informe no brinda información relevante para establecer la extensión de la contaminación ni para estimar la masa de contaminantes, ya que los resultados presentados son puntuales, no se especifica la geometría de la contaminación ni se presentan mapas de isoconcentración de contaminantes. En la Tabla 1 se comparan los resultados obtenidos por la Empresa con los valores guía de la Norma Holandesa, indicando en color rojo cuando la supera y en violeta aquellos lugares donde, de acuerdo a la Norma Holandesa, deben realizarse nuevas investigaciones. 21Cabe aclarar igualmente, que para esta norma el parámetro Hidrocarburos Totales de Petróleo (HTP) tiene sentido sólo si se lo informa acompañado por compuestos químicos individuales. Tomado de forma individual, el valor de HTP establecido por la Norma es permisivo. Además, se incluyen las principales conclusiones por sector del informe de Auditoría.

21

El Decreto Reglamentario 831/93 de la Ley 24.051, no contiene el parámetro Hidrocarburos Totales ni para agua subterránea (Anexo II-Tabla 1) ni para suelos (Anexo II-Tabla 9). En ese marco, el Organismos Provincial de Desarrollo Sostenible (OPDS) utiliza la Norma Holandesa que adopta 0,6 mg/l y 5.000 mg/kg para agua subterránea y suelo, respectivamente. Para BTEX, ni la Ley 24.051 ni la Norma Holandesa, establecen valores guía para ese conjunto de compuestos.

25

Sector 4. Tabla 1. Resultados de muestreos. Sector 4. Refinería SHELL CAPSA Agua subterránea Suelo superficial Suelo subsuperficial Tanqu Estac hidrocarburos Tanqu Siti hidrocarburos BTEX Tanqu Siti hidrocarburos e a T e o T mg/kg e o T mg/l mg/kg mg/kg T22 D-129 12,16 T22 D14.388,93 14.372,9 T32 D671,61 127 9 129 T31 D-139 1.596,95 T30 D12.361,90 12.204,5 T30 D3.819,70 134 5 131 T32 D-143 567,21 T32 D61.675,51 61.634,7 T30 D279,22 139 7 132 T33 D-149 2,38 T32 D12.309,52 12.294,3 T30 D99,30 143 1 133 T36 D-159 56,55 T36 D11.472,89 11.340,6 T31 D765,89 159 0 137 T24 D-163 16,91 D887,52 838,78 T31 D246,85 160 138 D-164 3,45 T34 D3.813,64 3.762,94 T32 D776,90 162 145 T35 D-166 1,83 T35 D9.653,64 9.509,08 T33 D1.377,65 169 149 D-167 17,37 D8.134,86 8.047,12 T36 D211,54 170 155 D-168 52,94 T37 D1.690,23 1.662,98 T34 D829,37 175 163 D-169 28,30 T38 D639,02 632,95 T35 D142,23 178 166 D-170 98,63 T28 D335,26 190 T37 D-175 9,48 T38 D-180 44,86 T28 D-188 20,21 D-190 4,73 Fuente: elaboración propia sobre la información registrada en los expediente numero 823/05 juzgado Federal en lo criminal y correccional N°2 de Morón Shell.

Desde el punto de vista de la distribución espacial, el área del tanque T31, para agua subterránea, muestra el mayor nivel de contaminación por hidrocarburos. Si se considera el tipo de contaminación, los altos valores de HTP en el T31 y el T32 son indicativos de la posible presencia de FLNA en esas áreas. Como se observa, “suelo superficial” muestra las mayores concentraciones en el ambiente, lo cual sugiere derrames que, por la presencia de compuestos livianos como los englobados en los BTEX, sugieren ser recientes. En relación a este grupo de compuestos, es importante hacer notar que si bien las altísimas concentraciones podrían tratarse de ser un error, éste se cometió al menos tres veces: uno durante la redacción del documento original, otra durante la revisión que hacen los técnicos de la empresa y otra en la etapa de revisión por parte de la autoridad de control. En efecto, esas altas concentraciones de los compuestos más tóxicos ligados a la refinación de petróleo deberían haber sido motivo 26

para que la autoridad de aplicación requiera explicaciones. ¿Por qué es importante? HTP es un parámetro que depende del método analítico, es decir, el resultado cuantitativo varía si los métodos son, por ejemplo, infrarrojo o cromatográfico. Por sí mismos, valores de HTP tienen una utilidad limitada en términos de evaluación de la contaminación y por ese motivo se los utiliza en conjunto con los resultados obtenidos para compuestos químicos específicos de los cuales se conoce la toxicidad. En este marco, cuando la muestra de suelo superficial del T32 da 61.675,51 mg/Kg de HTP y 61.634,77 mg/Kg de BTEX, debe leerse como que en dicha muestra el 99,93% de los hidrocarburos presentes pertenecen a la familia de los BTEX, los más tóxicos de la refinación del petróleo. Es posible que sea un error, pero es incomprensible que no se lo haya detectado ni pedido explicaciones. Para “agua subterránea” ocurre algo similar. Se informa que el contenido de HTP de la muestra correspondiente a T31 es de 1.596,95 mg/l. Una concentración así podría corresponder, por ejemplo, a un derrame de benceno puro (cuya solubilidad es de 1.870 mg/l), pero no a una mezcla compleja de hidrocarburos como son los productos de refinación. Nuevamente, la explicación podría ser adjudicarlo a un error, pero aún cuando fuera el caso, un error tan grosero hace desconfiar del nivel técnico de quienes redactaron, revisaron y controlaron el documento original. Estas consideraciones son tomando la postura del error, pero ¿y si no fueran datos erróneos? ¿Y si efectivamente hubiera habido un derrame de benceno puro y la concentración hallada es la correcta? Con los datos disponibles es imposible confirmar o descartar ningún escenario. Lo que sí es inadmisible es que la autoridad de control no haya detectado estas incongruencias. Así, en este sector, al igual que el informe de Hidrogeología Ambiental (Auge, 2004), se destacan los altos niveles de contaminación de las aguas subterráneas en los recintos de 8 tanques sobre un total de 13, superando en todos los pozos los niveles guía de la NH, hasta un máximo de 1.596,95 mg/l, cuando el nivel guía recomendado es de 0,6 mg/l. Por otro lado, en 4 pozos, 2 de muestras de suelo superficial y dos de suelo subsuperficial, remarcados en violeta, son indicativos que se debe avanzar en investigar de acuerdo a lo que establece la NH. En relación a suelos superficiales, Shell informa hasta 61.634,77 mg/kg de BTEX; que aún considerando que dichos valores pudiesen nuevamente tratarse de un error, es altamente probable que la concentración de los compuestos más tóxicos de la contaminación por hidrocarburos estén por encima de cualquier límite de calidad ambiental, inclusive los derivados del análisis de riesgo. Por otro lado, en la sección Conclusiones y Medidas a ejecutar por SHELL CAPSA para el Sector 4, el estudio establece que 6 de los 13 recintos de tanques del Sector se encuentran comprometidos por altos niveles de contaminación, aunque en este estudio no se confirma fehacientemente el origen de los derrames. “Se detectó presencia "continua y en concentraciones decrecientes de COI hidrocarburos entre los medios suelo superficial, suelo subsuperficial y aguas subterráneas en las posiciones correspondientes a los TAAH's T31 y T32, por una parte, y T34, T35 y T36, por la otra, existiendo alta probabilidad de que se haya producido en el pasado pérdida o derrame de producto almacenado en dichos TAAH's. Igual detección se verificó en las posiciones correspondientes al TAAH T22. Para el caso de la detección correspondiente a los TAAH's T31 y T32, puede identificarse como origen probable de la misma al primero de ellos, al tiempo que para el caso de la detección correspondiente a los T34, T35 Y T36, el origen probable sería el TAAH T35, y finalmente para el caso de la detección correspondiente al TAAH T22, con origen en la misma se extendería hacia posiciones del TAAH T30.” Al tiempo que recomiendan “Extraer en el curso del segundo semestre de 2008 del volumen total de FLNA presente en el aérea correspondiente a la posición D167.” 27

El informe de Shell habla de retirar en el segundo semestre de 2008 el volumen total de FLNA en el área D167. Si bien no existe registro de que esto se haya cumplido o no, la afirmación de Shell es importante: está diciendo que es técnicamente posible retirar en un período razonable el volumen total de FLNA en un área dada, lo cual hace innecesario recurrir al argumento de “limitación hidráulica” para la remoción de FLNA que se esgrime. Además, concluye que “Se detectó la presencia de TEL en suelos asociados a las áreas de los TAAH's T34, T31 y T30, probablemente vinculado a prácticas pretéritas de enterramiento en el mismo recinto de los barros producto de la limpieza de TAAH's.” Si bien los niveles de plomo tetraetilono son altos, cabe destacarse que dejó de utilizarse como aditivo en naftas en 1996; es decir, 12 años después sigue detectándose en suelos. También, surgen de las conclusiones las deficiencias del sistema de captación y tratamiento de aguas pluviales, hecho que implica mayores riesgos de derrames y filtraciones, dado que se explicita como recomendación: “Analizar medios de optimización del sistema de evacuación y tratamiento de aguas pluviales contenidas en recintos luego de precipitaciones copiosas y en el período intermedio hasta alcanzar niveles óptimos de eficiencia, priorizar la evacuación y el tratamiento de las aguas pluviales que fueron contenidas en los recintos correspondientes a los TAAH's luego de fenómenos de precipitación, jerarquizando en orden decreciente de aquellos recintos mayormente asociados a la presencia de CQI livianos a aquellos recintos en que dicha presencia asociada no se verifica. Los recintos prioritarios a ser evacuados en este sector son RT25 y RT36.”

28

Sector 5. Tabla 2. resultados de muestreos. Sector 5. Refinería SHELL CAPSA Tanque T215

T214

T213

T207

T208

Agua subterránea Sitio HTP muestreo mg/l D-191 60,08

BTEX Tanque mg/l 60,08 T215

D-192 D-193 D-194

0,08 14,6 0,5

0,08 14,6 0,5

D-195 D-196 D-199

2,64 20,58 19,64

D-200 D-201 D-202

Suelo superficial Suelo subsuperficial Sitio HTP BTEX Tanque Sitio HTP BTEX muestreo mg/kg mg/kg muestreo mg/kg mg/kg D-191 611,69 0,00 T215 D-194 2.617 0 D-193 D-199 D-201

785,62 273 855,60

2,64 20,87 21,54

D-202 D-203 D-204

239,05 1.385,34 0,00

24,2 1.050,2 0 32,96 48,93 4,65 4,98

D-205

837,65

T207 T208

D-209 D-212

3.717,11 235,70

T40

D-225

216,25

0,00 T207 0,17 T208 0,02 T40/41/2 09/210/2 11 0,00 T24/29/ 39 0,00 123 0,00 T98/9920 1 AL 206 0,00

0,46

T214 T213

0,00 0,00 99,51

D-203

0

D-204 D-205 D-206

0 7,88 0

0,04 9 T24/29/39 0,02 T216

D-226 D-232 D-234

258,65 0 0

0,00 0,24 0,03

D-207 D-208 D-209 D-210

0,01 0,01 2,45 0,01

0,01 0,02 2,63 0,01

D-235 D-236 D-237 D-239

377,01 9.008,16 1.770,84 136,62

0,03 1.97 0,13 0,01

D-211 D-212 D-213 D-214

2,88 0,19 1,67 0,43

2,90 0,20 1,69 Tk T202 0,43 T201/203/2 04/205

D-241 D-242 D-245 D-246

284,33 121,81 0,00 828,91

0,04 0,00 0,02 0,04

T89/96

T214

D-195 D-196 D-200

572 0 240 2 571 1.604

D-207 D-213 D-223

0 0 188

1 2 0

D-230

41

0

D-613 D-243

939 12

1 0

D243

3

0

D-215 1 1 D-248 69,73 0,00 D-227 0,35 0,35 T212 D-250 0,14 0,00 D-228 0,01 0,01 T212 D-251 1.071,39 0,07 D-229 0,09 0,11 D-230 0,03 0,04 D-233 0,02 0,02 T216 D-234 18,92 18,94 D-235 284,41 284,78 D-236 3,22 3,24 D-237 0,15 0,16 Fuente: elaboración propia sobre la información registrada en los expediente numero 823/05 juzgado Federal en lo criminal y correccional N°2 de Morón Shell.

T24/29/3 9

29

Si bien en la Tabla 2 se marcan con color rojo aquellos resultados que superan los valores límite de la Norma Holandesa, estas consideraciones hacen inútiles las comparaciones de los resultados obtenidos con tablas de valores límite, sean locales (Dec. 831/93) o internaciones (Norma Holandesa): cuando el problema son groseras incongruencias técnicas, hacer afirmaciones particulares no puede dar cuenta de las dudas principales. Por ejemplo, ¿por qué se toma el parámetro BTEX como conjunto, es decir, sin discriminar los compuestos individuales? Entre esos compuestos está el benceno, uno de los pocos compuestos químicos vinculados a la refinación de petróleo que es un cancerígeno tipo A, ¿será que se quiere enmascarar la proporción de benceno tomando las concentraciones de BTEX sin discriminar? BTEX no tiene valores limites en la legislación nacional, pero los compuestos por separado sí existen. ¿Cómo es posible que la autoridad de control no lo haya solicitado, siendo uno de ellos un cancerígeno probado? En cuanto a aguas subterráneas, de los 32 pozos16 superan el nivel de 0,6 mg/l de HTP con un máximo de 284,41 mg/l de HTP. Es particularmente importante que la empresa informa en cada caso niveles de contaminación iguales o incluso mayores de BTEX, lo cual implica el reconocimiento de un riesgo mucho mayor desde el punto de vista de la toxicidad. Aunque sea considerado como un error, es de difícil justificación. Para el caso de suelo superficial estas incongruencias no existen, es decir, se verifican relativamente altas concentraciones de HTP y bajas de BTEX. Para suelo subsuperficial vuelven a aparecer estas incongruencias. En el sitio D-200 la empresa informa 571 mg/kg de HTP pero 1.604 mg/kg de BTEX. Si bien el parámetro BTEX incluye el benceno, un cancerígeno probado, en ningún caso se lo informa por separado. En las conclusiones del informe, la empresa pretende deslindarse de la responsabilidad de la presencia generalizada de FLNA e intenta justificar que el producto ingresa desde el exterior. En ese caso, debería haber existido una mancha de hidrocarburos muy importante en el Río de la Plata para que pudiese ‘ingresar’ por esas rendijas. “Se identificó presencia generalizada de FLNA en el Sector, de irregular espesor y su preponderante incidencia sobre el sector NorNoroeste del mismo. Su presencia no puede asociarse en una relación probabilística aceptables al nivel de conocimiento alcanzados, con los TAAHs del Sector, por cuanto no existe continuidad de CQI entre medios suelos y aguas en el área de las potenciales fuentes y por haberse detectado la presencia de producto que ingresa desde el exterior a través de hendijas en los muros a los recintos de asiento de los TAAH's T213, T214 y T215. Por otro lado, la distribución del producto hallado respondería lógicamente a los patrones de escurrimiento de la napa freática. Estas groseras falencias no son obstáculo para que la empresa elabore conclusiones sofisticadas. La afirmación “su presencia no puede asociarse en una relación probabilística aceptables al nivel de conocimiento alcanzados, con los TAAHs del Sector, por cuanto no existe continuidad de CQI entre medios suelos y aguas en el área de las potenciales fuentes”, es otro ejemplo de impostura técnica: ¿cuál es la relación probabilística a la que recurre?, ¿cuáles son los CQI que no tendrían continuidad entre los medios suelo y agua?, ¿la “continuidad” se refiere a los medios naturales o a una “continuidad” por familia química? Pero si dicha afirmación es, al menos, difícil de justificar, la siguiente “por haberse detectado la presencia de producto que ingresa desde el exterior a través de hendijas en los muros a los recintos de asiento de los TAAH's T213, T214 y T215”, es literatura. La “explicación” que la presencia de FLNA es producto que flota en el agua del Río de la Plata, ingresa por hendijas y contamina el subsuelo de la empresa. Dejando de lado la altísima improbabilidad hidrogeológica, ¿qué masa de hidrocarburos tendría que existir flotando en el Río de la Plata para que “entrara” por las rhendijas y se mantuviera en el subsuelo como fase liviana? 30

Supongamos por un momento que esta enorme mancha de hidrocarburos refinados que flota en las costas del Río de la Plata exista. ¿Dónde se originó? No hay otras fuentes posibles que las transitorias (de hecho un derrame de un barco de Shell contaminó las costas de Berazategui) o las fijas (las demás empresas del Polo). ¿Existió por parte de Shell una denuncia formal de esta mancha que usa para explicar la existencia de FLNA en su predio? Cuando afirma que “se detectó”, ¿cómo lo hizo y cómo lo documentó? De nuevo, es increíble que se escriba algo así, sea admitido por la Empresa y no sea detectado por la autoridad de control con incumbencia específica. Es importante destacar que esas rendijas podrían ser también un aporte de FLNA al Río y no al revés, hecho que debería ser clarificado por la Empresa. Además, destaca que se detectó presencia de FLNA en 14 pozos del Sector (D216, D225, D211, D214, D215, D224, D220, D249, D203, D196, D200, D191, D235 y D238), que recomienda extraer en el siguiente semestre. Es importante destacar que no existe ningún Modelo Conceptual del Sitio elaborado para Shell. Si lo hubiera, existiría una revisión sistemática de los escenarios de exposición aplicables. Lo que se hace es afirmar que el escenario es inhalación en espacio abierto de hidrocarburos volatilizados desde la napa freática, el más permisivo de todos, pero, al mismo tiempo, afirmar que éste depende la profundidad de la napa freática y que el agua de lluvia se contiene en los recintos. Al igual que en el Sector 4, se detectó la presencia de plomo tetraetilo, que asocian igualmente a las prácticas pretéritas de enterramiento en el mismo recinto de los barros producto de la limpieza de TAAH's, como atestigua la presencia de carteles indicadores de tal circunstancia en el recinto que alberga, entre otros, al TAAH T98. La Auditoría también concluye que deben verificarse en lo inmediato las condiciones de mantenimiento y uso de los muros correspondientes a los recintos de asiento de los TAAH's T213, T214 y T215, evidenciando condiciones poco satisfactorias que podrían originar más derrames de hidrocarburos. Además, recomienda analizar medios de optimización del sistema de evacuación y tratamiento de aguas pluviales contenidas en recintos luego de precipitaciones copiosas, y en el período intermedio hasta alcanzar niveles óptimos de eficiencia, priorizar la evacuación y el tratamiento de las aguas pluviales que fueron contenidas en los recintos correspondientes a los TAAH's luego de fenómenos de precipitación, jerarquizando en orden decreciente de aquellos recintos mayormente asociados a la presencia de CQI livianos a aquellos recintos en que dicha presencia asociada no se verifica. Los recintos prioritarios a ser evacuados en este Sector son RT214, RT216, RT215 y RT213. Por último, una de las conclusiones más relevantes es la recomendación de mayores estudios en 9 tanques con presencia de FLNA de cañerías desconocidas por la empresa, ya que si fuesen pérdidas en las líneas, ya no serían derrames sino pérdidas permanentes. Extender el alcance de estudios exploratorios en el medio suelos subsuperficiales del sector con especial interés en el área de los TAAH's 40, 208, 209, 211, 212, 213, 214, 216 y 216 en dirección NorNoreste, con el propósito de determinar fehacientemente si la presencia de FLNA responde a la existencia de líneas de conducción soterradas no identificadas en planos.

31

Recuadro 1. Limitaciones e inconsistencias de la Auditoría ambiental Como se mencionara, este estudio está diseñado para camuflar los altos niveles de contaminación. Concretamente, y en base a la información disponible, se pueden mencionar las siguientes irregularidades e inconsistencias: No se presenta un Modelo Conceptual del Sitio, imprescindible para definición de escenarios de exposición y, por extensión, para el establecimiento de los límites admisibles en función de su riesgo. Dada la existencia de elevadas concentraciones de BTEX, compuestos de alta solubilidad, no tiene sentido realizar un cálculo de riesgo sin antes haber establecido como objetivo primario la eliminación completa y definitiva de la FLNA, debido a que justamente es una fuente permanente de hidrocarburos, tanto al suelo como al agua subterránea. Resulta incomprensible que no se hayan analizado los compuestos individuales. ElRiskBasedCorrectiveActions (RBCA) debería haberse realizado por compuestos individuales, lo que asegura por ejemplo considerar al benceno como compuesto cancerígeno. Además, de esta manera resulta muy fácil afirmar que se “cumplen con los niveles permitidos”, ya que los BTEX como conjunto de compuestos no están normados. El informe concluye que las concentraciones halladas no son riesgosas; esto surge de la comparación de dichas concentraciones con los RiskBasedScrenningLevel (RBSL), comparadas con fracciones que, en línea con lo que se comentara anteriormente, no consideran riesgo carcinogénico. Pero, por otro lado, en el mismo informe se menciona que existen compuestos carcinógenicos probados en el sitio con lo cual es inconsistente avanzar con un análisis de riesgo con RBSL por fracciones y no por compuestos individuales. El informe no incluye los valores de los parámetros ni la justificación sobre las que se realiza el TIER 1 y el TIER 2. La ausencia de esta información es otra forma de camuflar los resultados. Por lo tanto, dado que no se adjuntan ni los parámetros sobre los cuales se obtuvieron los RBSL y SiteSpecific Target Level (SSTL) ni los resultados de las concentraciones de los compuestos individuales, no es posible corroborar los resultados del RBCA. Se menciona en las conclusiones monitorear semestralmente y anualmente el agua subterránea y el suelo, respetivamente; esta actividad es ilógica toda vez que se monitorea recién a partir de la eliminación de la FLNA. Además, a pesar de la existencia de FLNA no se indica que su eliminación completa y definitiva sea un objetivo de remediación. Se aclara el empleo del Modelo Risk 4, ello no significa nada si no se definen y justifican los valores de los parámetros que intervienen en el cálculo de los RBSL y SSTL.

32

Por otro lado, el informe de la Consultora Disab Sudamericana S.A., confirma la situación crítica de las aguas subterráneas y suelos en el predio de la refinería. En el informe de evaluación ambiental tipo Fase 122, con fecha agosto de 2011, se describe la situación de 14 sectores de la planta con diferentes niveles de contaminación por hidrocarburos, no sólo derivadas de filtraciones del pasado (asociados a pasivos) sino de filtraciones recientes, lo que deja en evidencia que los derrames de hidrocarburos no son sólo un problema del pasado. Si bien el informe al que accedió Greenpeace no está completo23, se identifican más de 50 freatímetros con FLNA, que en algunos casos tienen algunos centímetros pero en otros superan los dos metros de hidrocarburos sobre la freática24. La totalidad de las sustancias químicas incluidas en los análisis del informe incluyen parámetros relacionados con los combustibles GasolineRangeOrganics y DieselRangeOrganics (GRO y DRO) y evidencia derrames de tanques que almacenan este tipo de hidrocarburos. Los GRO y los DRO, reúnen un conjunto de compuestos químicos; por ejemplo dentro de los GRO se incluye el benceno y dentro de los DRO el benzo(a)pireno, ambos muy tóxicos. Si bien varios de los análisis indican que los productos caracterizados presentan un estado altamente degradado, lo cual indicaría evento de aporte no reciente, en varios sectores se identifican derrames de hidrocarburos recientes, que implican mayor toxicidad dependiendo del producto involucrado. El informe incluye la identificación de dos sectores de la refinería con plumas de hidrocarburos, el 6 y 7. En el sector 6 se informa que “los hallazgos permitieron delimitar 2 plumas: una ubicada en el vértice Oeste del Sector, en el pozo monitor D-521, donde fue medido un espesor aparente de 0,190 m; en tanto que la otra pluma fue hallada en el vértice Este del Sector, con espesores aparentes de FLNA medidos en los pozos D-544 y D-548 (1,346 m. y 0,522 m. respectivamente).” En este último caso se identificó la presencia de GRO y MiddleRangeOrganics (MRO) de proporción casi igualitaria. Aún siendo espesores aparentes, la masa total de contaminantes reflejadas en las plumas son muy importantes, lo cual indica una contaminación relevante tanto de suelo como de agua. Por su parte, en el sector 7, se identificaron también plumas, con el agravante que se trataría de un derrame reciente: “Presencia de FLNA sobrenadante al nivel freático en los pozos monitores PM7, PM9, PM11, PM12, PM17 y en la posición muestreada, identificada Punto 1, correspondiente a un sondeo ejecutado en área de influencia de una cámara cercana al interceptor, cuyo producto contenido también fue muestreado. Los hallazgos permitieron delimitar 2 plumas de FLNA: una ubicada del interceptor 13 hacia el recinto del TK59 y la otra definida entre el interceptor, el recinto de los TKS 61 y 62 y la planta C.D.3. El mayor espesor aparente fue medido en PM7, con 1,032 metros”. Cabe destacar que si bien en dos de los 14 sectores no se identificó la presencia de FLNA (uno de ellos sin presencia de tanques, es decir, destinado a viviendas de uso residencial hoy desafectado), incluso en estos dos sectores se identificaron compuestos químicos, lo que indica que los suelos y aguas presentan niveles de contaminación más allá de la ausencia de FLNA. 22

(ASTM E 1527/00) y Fase II (ASTM E 1903-97 –R02-). No está informado el total de muestras/freatímetros realizados y sus resultados analíticos, compuestos de interés analizados o áreas del predio analizados. 24 Para ver Detalle de situación por sectores de la Refinería ver anexo 3 23

33

Una de las conclusiones más preocupantes del informe es la referida al Sector 11, ya que se trata de un área lindante al Río de la Plata, en el N.NE de la refinería. En esta zona se identificaron 5 pozos con presencia de FLNA, uno de ellos con más de 1,20 metros de espesor aparente y otro con 0,80 metros. Esta cercanía al Río representa un riesgo adicional en la interacción de la freática con las aguas superficiales. Otro sector que presenta una situación crítica es el 9, ya que la mayoría de los pozos arrojó presencia de FLNA sobrenadante al nivel freático de espesores aparentes superiores a un metro y de hasta 2,30: en los freatímetros F63 con 2,237 metros; F64 con 1,946 metros; F68 con 1,775 metros; D312 con 1,650 metros y PF25 con 1,648 metros de espesor aparente.

Como fue mencionado, ambos informes son cuantitativa y cualitativamente diferentes. Sin embargo, es posible cruzar algunos datos. En la Imagen 1 se observa la localización de los pozos para los sectores 4 y 5, discriminando las concentraciones de HTP y presencia de FLNA; en amarillo se muestran los valores de los HTP disueltos con concentraciones por debajo de la Norma Holandesa (0,6 mg/l); en fucsia las concentraciones por encima de la misma Norma y en violeta los pozos con presencia de FLNA. Estos datos son puntuales y por lo tanto insuficientes para indicar áreas afectadas; sin embargo, es previsible que en las áreas vinculadas a los tanques T208, T211, T212, T215 y T216, podría hallarse FLNA en espesores desconocidos. Imagen 1. Concentraciones de HTP y presencia de FLNA. Sectores 4 y 5

Fuente: elaboración propia sobre la información registrada en los expediente numero 823/05 juzgado Federal en lo criminal y correccional N°2 de Morón Shell. 34

La presencia de pasivos ambientales -que no pudieron ser precisados con exactitud- fue el motivo por el cual la empresa fue declarada Agente Contaminante en el año 2011. Luego de diversas inspecciones realizadas por personal de la ACUMAR, el organismo concluye que se debe declarar Agente Contaminante por “presentar pasivos ambientales, la gravedad del hecho debe implicar que las acciones de remediación sean llevadas a cabo dentro de un Plan de Reconversión Industrial (PRI) aprobado y monitoreado por la Coordinación de Reconversión Industrial. Dicho PRI no sólo debe asegurar la remediación del lugar, sino el estudio de seguridad que garantice que la operatoria de la planta no vuelva a producir impactos ambientales al medio ambiente de significación en un lugar tan sensible como es el PPDS.”, aclarando además, que hay pasivos que “este Organismo desconoce”25. En la mencionada Resolución se aclara que la empresa en su presentación de fecha 21 de septiembre de 2010 reconoce la existencia de pasivos ambientales, en cuanto hace saber de la existencia en la Refinería de 14 áreas identificadas ante el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (OPDS) como “'Áreas sometidas a Estudio”, y que para 3 de ellas (9, 10 y 11), ya se ha solicitado al mencionado Organismo el permiso para comenzar con las tareas de remediación. Ya en octubre de 2009 el OPDS había condicionado la renovación del Certificado de Aptitud Ambiental a la realización de una serie de medidas para poner fin a la contaminación, que, en el caso de suelos y aguas subterráneas, establece la necesidad de avanzar en la remediación. 1) Condicionamientos: a) Realizar la "Ficha de Investigación e Integración de Información" para los 14 "Sectores de Estudio OPDS" de acuerdo a la propuesta presentada el 22/12/2008 y las acciones posteriores propuestas el 02/07/2009 consistentes en: - Si se comprueba la existencia de una Fuente de Aporte, proceder a controlar o eliminar la misma, - Si se comprueba la presencia de FLNA, iniciar un programa de mejoramiento ambiental del recurso mediante la remoción de la FLNA con recursos propios o externos a evaluar según cada caso particular, - Evaluar en cada caso la necesidad de realizar modificaciones estructurales específicas para mejorar las situaciones detectadas. Se deben realizar los monitoteos del Recurso Hídrico Subterráneo que se consideren necesarios para estudiar la eficacia de las acciones llevadas a cabo. Los parámetros a monitorear son los mismos que se indican para el Recurso Hídrico Subterráneo en el Programa de Monitoreo. En función de los tiempos necesarios para las tareas, la revisión de la situación se llevará a cabo en la próxima renovación del Certificado de Aptitud Ambiental. En recurso hídrico subterráneo: - cuando se indica analizar FLNA, si existe la FLNA se debe medir el espesor. - cuando se indica analizar DRO o GRO se debe utilizar la Norma EPA 8015. - cuando se indica analizar VOC's Discriminados se debe utilizar la Norma EPA 8260 que incluye, entre otros compuestos, Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xíleno.

25

Resolución ACUMAR N° 835/2011, Julio de 2011.

35

- los análisis semestrales de los 30 pozos indicados se deben realizar de forma tal que en la práctica se puedan considerar como simultáneos a los efectos de su interpretación. Por último, y de acuerdo a lo informado por ACUMAR, “con fecha 18/04/2013 SHELL CAPSA, comunica que la empresa URS ha comenzado con las tareas denominadas “BaildownTests" de los distintos sectores afectados a los trabajos de remoción de FLNA. La empresa comenzó en 2013 a realizar este tipo de estudios que se utiliza para justificar que la FLNA se puede remover hasta cierto límite. Dada la baja profundidad de la napa freática en el Dock Sud (DS), los posibles límites hidrogeológicos para la extracción de la FLNA no serían aplicables, dado que siempre podría aplicarse métodos mecánicos para excavar suelo y retirar la FLNA de modo directo. En síntesis, Shell presenta altos niveles de contaminación por hidrocarburos en suelo y agua subterránea y FLNA en varios sectores de la planta. Los informes que presenta tienen errores, incongruencias y debilidades metodológicas muy evidentes que sin embargo no logran ocultar estos altos niveles de contaminación ni llevaron a las autoridades de control a requerimientos más específicos. En efecto, a pesar de que los resultados indican contaminación desde 1994, no existen datos fehacientes que documenten procesos de saneamiento, sino una serie de informes que intentan deslindar responsabilidades, disminuir su obligación en términos de consecuencias negativas a la salud humana de sus propios trabajadores, postergar indefinidamente trabajos de remediación mediante monitoreos e intentar justificar la imposibilidad de remediar mediante técnicas inaplicables para sitios con la profundidad de la napa freática que existe en el DS.

YPF: hidrocarburos en las orillas del Riachuelo La empresa YPF posee dos establecimientos en el PPDS. Uno dedicado al depósito de almacenamiento y despacho de combustibles y otro, la Planta de GLP Dock Sud, destinada al almacenaje y despacho de gas licuado de petróleo a granel26. De acuerdo a la información suministrada por ACUMAR, YPF Combustibles posee 20 de tanques de almacenamiento de hidrocarburos, con una capacidad de almacenamiento de 216.642m3. La empresa cuenta además con un muelle de propaneros y un poliducto que se conecta con el Polo Petroquímico Ensenada, donde se encuentra la mayor refinería del país que también pertenece a esta empresa. De acuerdo a información a la que accedió Greenpeace, desde el año 2009, la consultora BfU de Argentina S.A. lleva adelante diversas campañas de monitoreos de suelos y aguas subterráneas con el objetivo de “determinar la existencia o no de una eventual contaminación

26

GLP. Hicieron estudio de caracterización aunque no hay datos de monitoreo, aclaran que hicieron pozos hasta 8 metros y que no llegaron al Puelche. Fj 441. VER FOTO EXP 68. FOTO 0247/0248

36

en el agua subterránea en el predio en cuestión” (exp. 846 fjs 1235). Los últimos resultados disponibles son de fines de agosto de 2011. Como parte de este estudio, BfU construyó 25 freatímetros sobre la línea costera, con el objetivo de analizar las fugas de hidrocarburos fuera de planta, es decir, no dan cuenta de forma completa del estado de suelos y aguas en el predio en sí mismo. De los 25 pozos estudiados durante 2010, se profundizó el estudio en 7, básicamente con intención de dar cuenta y delimitar las plumas de hidrocarburos. Se detectaron plumas de hidrocarburos en 7 sectores de la planta: sector 1/pozo (PLC)1; sector 2/ pozo (PLC)2, sector 3/ pozo (PLC)6; sector 4/pozo (PLC) 12; sector 5/ pozo (PLC) 17; sector 6/pozo (PLC)19; sector 7/pozo (PLC)24.

Figura 4. Identifación de los 7 freatímetros. YPF

Fuente: expediente numero 846/05 juzgado Federal en lo criminal y correccional N°2 de Morón Shell.

En la segunda etapa se realizaron 36 freatímetros a una profundidad media de 6 metros, que superó los niveles de agua subterránea, ubicada entre 1,30 y 3 metros de profundidad, no realizándose perforaciones en los acuíferos más profundos para conocer los niveles de contaminación. En estos pozos se midieron los niveles freáticos y los espesores de FLNA. En un año de monitoreo, se detectaron en 9 pozos, sobre un total de 25, espesores de FLNA que van desde centímetros hasta 1,73 metros. De acuerdo a los resultados, los sectores más afectados son el 1 y el 3; ambos son los más cercanos a la boca del Riachuelo. Una de las conclusiones más relevantes es la determinación que en ambos sectores la pluma se extendió por fuera del predio. En el caso del Sector 1, se identificó que la pluma se extendía en dirección Oeste hacia el predio de empresa vecina TAGSA, sobre el Canal Dock Sud. Resulta llamativo que indiquen origen desconocido de la misma, hecho que hubiesen podido 37

comprobar si se hubiese analizado el predio de la empresa y no sólo áreas perimetrales. En cuanto al Sector 3 la pluma se extiende en dirección Norte hacia las orillas del Riachuelo fuera del predio de la empresa. Cabe destacar que entre las recomendaciones sólo se incluye la contención y/o cierre hidráulico, sin extracción de FLNA y sin el tratamiento de suelos afectados, es decir, sin poner fin a la contaminación por hidrocarburos. “Se sugiere realizar medidas de contención de la pluma de FLNA con el fin de remediar el agua subterránea. De este modo se evitaría la migración de la pluma de producto ya que este fenómeno está fuertemente influenciado por las grandes fluctuaciones del nivel del agua freática debido a las características del lugar y a su cercanía con el río el cual rige en gran medida su dinámica.” Recomendaciones Sector 1. Fj 1263. Sólo se aclara que se extrajeron 449 litros de FLNA a lo largo de siete meses. En la Tabla 4 se incluyen los resultados de sondeos de espesor aparente de FLNA en 9 freatímetros sobre un total de 25, que van desde centímetros hasta 1,73 metros (valores por encima del 10 cm remarcados en color rojo) y la identificación de 7 plumas de hidrocarburos, una de ellas fuera de predio hacia las orillas del Riachuelo. Como se observa, los niveles de recuperación de FLNA son ínfimos (última columna).

38

Tabla 4.Sondeos de freatímetros. YPF N° POZO

PLC1

PLC2

PLC5

PLC6

PLC7

PLC12

PLC17

PLC19

PLC24

FLNA recup

27.08.2010: 10 visitas. 25 pozos (NF + espesores)