Informe No. 4f.77-FE Peru: Problemas y Opciones en el Sector de Energia Enero de 1984 Jnforme del Programa Conjunto PNUDlBanco Mundial - Estudios Integrales del Sector de Energia Este documento es de·circutadon limitada y unicamente puede ser utilizado en el desempeoo de funciones ofidales con la autoriladon del Gobierno del PNUD 0 del Banco SOLAMENTE PARA usa OFICIAL Informe No. 4677-PE PERU PROBLEMAS Y OPCIONES EN EL SECTOR DE ENERGIA Enero de 1984 Este informe forma parte de una serie del Programa Conjunto PNUD/Banco Mundial para el Analisis del Sector Energetico. Este trabajo es financia do, en pHrte, por la Cuenta de Energia del PNUD y fue realizado por el Banco Mundial. Este documento es de circulacion limitada y unicamente pue de ser utilizado en el desempeno de funciones oficiales con la autorizacion del Gobierno, del PNUD 0 del Banco Mundial. RESUMEN La cr~s~s financiera que sufre el Peru desde comienzos de 1982 ha obligado a evaluar de nuevo (0 por 10 menos ha coincidido con dicha evalua cion) los programas de inversion, la politica de precios y el ordenamiento institucional del sector energetico, con miras a mejorar la eficiencia con que se aprovechan las inversiones y los recursos humanos y energeticos. La escasez de recursos financieros reviste especial importancia en el sector de energia electrica, en el que es preciso reducir y racionalizar un pro grama poco realista y hasta cierto punta de alcance excesivo, proceso que se ha iniciado ya. Se ha tratado de conseguir y se ha obtenido una mayor participacion (que era necesaria) de capital extranjero en las actividades de exploracion. La hiperinflacion ha hecho dificil que suban los precios reales de la energia, pero se ha progresado bastante en este sentido, espe cialmente en 10 que respecta a los productos derivados del petroleo. Se ha legislado una nueva estructura organica del sector de electricidad. y la compania nacional de petroleo (PetroperU) esta siendo objeto de una pro funda reorganizacion interna. Para que mejore la situacion energetica del Peru sera preciso in tensificar los esfuerzos. Los combustibles tradicionales (lena y residuos agricolas). de los que depende la mayor parte de la poblacion peruana para cocinar, escasean cada vez mas; todav1a no hay seguridad de que se llevara a cabo un programa de exploracion de petroleo apropiado. y son enormes los problemas financieros y de organizacion que tiene ante S1 el sector de energ1a elElC trica. En el informe se identifican y examinan los aspectos de estos y ctrcs problemas sobre los que deben tomarse medidas con caracter prioritario en 10 que se refiere a regulacion de la demanda, lena y silvi cultura, hidrocarburos, electricidad y carbon. Prefacio El borrador de este documento fue discutido en Noviembre de 1983, con el Sr., Fernando Montero, Ministro de Energia y Minas (MEM) , el Sr. Fe lipe Thorndike, Presidente del Consejo Nacional de Energia (CONERG), otros oficiales del MEM y algunas de las principales entidades que operan en el sector. Las principales conclusiones y recomendaciones del documento fue ron aceptadas en principio, a pesar de que al mismo tiempo se entendi6 que la continuacion del progreso alcanzado en los ul timos anos en algunos de los asuntos mas importantes, particularmente los precios de energia y el esquema de poll.ticas para negociaciones contractuales con companias petro leras extranjeras, es muy probable que este altamente condicionado a cons i deraciones politicas en los proximos anos. Varios cambios importantes, que han tenido lugar desde que se llev6 a cabo la misi6n de asesoramiento energetico (Noviembre 1982) estan reflejados en las revisiones llevadas a cabo en el transcurso de estas dis cusiones, pero ningun esfuerzo sistematico se ha hecho para actualizar los datos 0 para incluir cambios menores que no afectan las conclusiones basi cas del documento. SIGLAS Y ABREVIATURAS BID Banco Interamericano de Desarrollo BIRF Banco Internacional de Reconstruccion y Fomento (Banco Mundial) Cenfors Centros Forestales Gentromin Compania Minera del Centro del Peru Gonde Corporacion Financiera de Desarrollo Goserelec Compania de Servicios Electricos S.A. DGE Direccion General de Electricidad DGFF Direccion General Forestal y de Fauna EEPSA Empresa de Energia de Piura S.A. EllectroperU Electricidad del PerU GP Gobierno peruano :Udrandina Compania Hidroelectrica Andina ::Iierro PerU Empresa Minera del Hierro INFOR Instituto Nacional Forestal y de Fauna INGEMMET Instituto Geologico, Minero y Metalurgico ITnrTEC Instituto de Investigacion Tecnologica Industrial y de Normas Tecnicas MEM Ministerio de Energia y Minas )1:inero PerU Empresa Minera del PerU Olade Organizacion Latinoamericana de Energia PetroperU Petroleos del Peru Procarbon Empresa Promotora del Carbon S.A. Seal Sociedad Electrica de Arequipa S.A. SECl1 Sociedad de Energia de Chimbote S.A. Seds.pal Servicio de Agua Potable y Acueductos :3iderperU Empresa SiderUrgica del PerU SIH Sociedad Industrial de Huancayo Abreviaturas B Barril Bd Barriles diarios BPC Billones de pies cubicos (nomenclatura en ingles equivalente a 109 pies cubicos) BTU Unidad termica britanica GW Gigavatio GWh Gigava ti~ hora GLP Gas licuado de petroleo Km Kilometro KV Kilovoltios KW Kilovatio KWh Kilovatio hora K Mil, miles m3 Metro cubico MMPCD Millones de pies cubicos diarios MW Megavatio MWh Megavatio hora PC Pie cubico T Toneladaa TEP Tonelada de equivalente en petroleo Este informe refleja los resultados de la mision que visito Peru en noviembre de 1982. Los integrantes de la misma fueron David Hughart (Jefe de Mision - Economista Energetico), Gabriel Sanchez-Sierra (Planificador de Energia), Patrice Vabre (Analista Financiero), Fernando Manibog (Especialista en Energia Renovable), Arturo Montemayor (Especialista en Gas, Consultor), Glenn W. Mortimer (Especialista en Gas, Consultor), D.G. Fallen-Bailey (Especialista en Petroleo y Carbon, Consultor), Carlos Robertson (Ingeniero Electrico, Consul tor), y Oscar Garces (Especialista en Conservacion de Energia, Consultor). Los principales autorea del informe fueron D. Hughart y G. Sanchez-Sierra. TIPO DE CAMBIO Enero de 1982 US$1 518,63 soles Marzo de 1982 US$1 = 562,69 soles Junio de 1982 US$1 660,09 soles Septiembre de 1982 US$1 = 775,57 soles Diciembre de 1982 US$1 949,18 soles Abril de 1983 US$1 1.298,72 soles Julio de 1983 US$1 = 1.652,76 soles Octubre de 1983 US$1 2.113.50 soles FACTORES DE CONVERSION DE ENERGIA PETROLEO Petroleo crudo 138 TEP/Bx103 GLP 95 TEP/Bx10 3 Gasolina 122 TEP/Bx103 Kerosene y gasolina de aviacion 133 TEP/Bx10 3 Diesel 138 TEP/Bx103 Petroleo residual 147 TEP/Bx10 3 GAS Gas natural 23,4 TEP/PCx106 Gas para hornos 60,0 TEP/PCx10 6 Gas de coquificacion 14,5 TEP/PCx106 CARBON Importado 730 TEP/Tnx10 3 Atracita nacional 700 TEP/Tnx103 "Goyllar" nacional 593,2 TEP/Tnx103 BIOI.uSA Lena -.. 360 TEP/Tnx103 Carbon vegetal 650 TEP/Tnx103 Bagazo 150 TEP/Tnx103 ELECTRIGIDAD Informe principa1 1/ 245 TEP/GWh Anexos ~/ - 86 TEP/GWh V El equivalente de la electricidad utilizada se basa en el consumo de residual (fuel oil) por KWh generado. La eficiencia termica ad.optada es igual al 34,4%. ~/ Comparado con el equivalente usado por el Ministerio de Energia y Minas en la preparacion de los Balances Energeticos. Indice Pagina No. RESUMEN Y RECOMENDACIONES ········································· i Estrategia energetica recomendada ······················· ii Lena y silvicultura····································· ii Petroleo y gas ·········································· iv Electricidad ············································ vii Carb6n·················································· x RE~gu1acion de 1a demanda de energia ····················· xi Fijacion de precios ····································· xiii I. ENERGIA EN LA ECONOMIA PERUANA ······························· Informacion general sobre e1 pais....................... 1 Situacion economica..................................... 1 Perspectivas de 1a economia peruana..................... 2 Balance energetico de 1981.............................. 3 Comparaciones internaciona1es........................... 6 Proyecciones. · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 7 Organizacion, finanzas y p1anificacion del sector energetico.............. ·····..····.······.·······.···.. 10 II. REG·ULA<;rON DE LA DEMANDA DE ENERGIA ·························· 15 Estructura de 1a demanda de energia..................... 15 Fijacion de precios de 1a energia....................... 16 Sector de transporte.................................... 20 Sector domestico........................................ 21 Sector industrial....................................... 24 Sector manufacturero.................................... 26 SUbstituci6n del petro1eo residual por carb6n........... 28 Aspectos instituciona1es................................ 29 I I I. BI ()MASA. · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 30 Recursos................................................ 30 Disparidades regionales................................. 31 Escasez de lena en 1a region de 1a Sierra............... 32 Deficit y necesidades de reforestacion en 1a Sierra..... 32 Actividades actua1es y en proyecto...................... 34 Posibi1idad de mejorar las actividades de reforestacion de 1a Sierra.............................. 35 Factores que 1imitan 1a reforestacion y recomendaciones. 39 Posibi1idades de proyectos de energia de biomasa para la Sierra............................................... 45 Frioridades foresta1es en otras regiones................ 47 Pagina No. IV. PETROLEO Y GAS ················································ 51 Reservas y produccion de petroleo........................ 51 Atraccion de la inversion extranjera..................... 57 Perspectivas de produccion............................... 59 Refinerias............................................... 60 Gas. · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 62 Demanda existente........................................ 65 Potencial de nueva demanda............................... 65 Aspectos institucionales................................. 70 V. ELECTRICIDAD ·················································· 73 Base de recursos......................................... 73 Estructura del sector.................................... 74 Expansion de la demanda....................... "......... 75 Opciones de inversion.................................... 76 El sistema centro-Norte.................................. 76 Sis tema del suroes te. · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 80 Sistemas aislados........................................ 81 VI. EL CARBON Y OTRAS FUENTES DE ENERGIA ·························· 85 Recursos carboniferos.................................... 85 Estrategia de desarrollo................................. 88 Mercados de carbon....................................... 89 Aspectos insti tucionales. ·· · · · · · · ··· · · · · · · · · · · · ·· · · · · · · · · 90 Energia geotermica....................................... 91 Energia solar y eolica................................... 93 CUADROS Cuadro 1 Recursos y consumo de energia comercial, 1981....... i Cuadro 2 Estimacion de economiae de energia en las industrias minerales y el sector manufacturero...... xi Cuadro 1 .1 Balance energetico, 1981............................ 4 Cuadro 1.2 Evoluci6n del euministro de electricidad............ 5 Cuadro 1 .3 Indicadores economicos y del consum~ de energia comercial en algunos paises americanos en el desarrollo, 1970-1980............................... 6 Cuadro 1 .4 Proyecciones de la demanda de energia............... 8 cuadro 1 .5 Exportaciones/lmportaciones de Petroleo, 1985-1990.. 9 Cuadro 1.6 Balance energetico, 1990............................ 10 Cuadro 1.7 Presupuesto consolidado del sector de servicio publicos de electricidad, 1982...................... 14 Cuadro 2.1 Precios de la energia comercial..................... 20 Cuadro 2.2 VelUculos que utilizan la red vial, 1976-1981....... 21 Cuadro 2.3 Consumo de energia en el transporte clasificado por combustibles.................................... 22 No. Cuadro 2.4 Consumo de energia en el sector de transporte 1985 ····································· 23 Cuadro 2.5 Consumo de energia en el sector domestico ··········· 23 Cuadro 2.6 Costo del combustible para cocinar·················· Cuadro 2.7 Estimacion de las economias de energia y de las inversiones - Sector minero ····················· 26 Cuadro 2.8 Estimacion de la economia total de energia en el sector manufacturero................................ 27 Cuadro 2.9 Posibilidades de substituir unos combustibles par otros........................................... 29 Cuadro 3.1 RecurSOB forestales ···· ., ··························.· 31 Cuadro 3.2 Balances de madera correspondientes a la Sierra, 1983-2000................................... 34 Cuadro 3.3 Proyectos actuales de reforestacion con ayuda bilateral 0 internacional........................... 36 Cuadro 3.4 Precios de la lena y el carbon vegetal, Huancayo (1982) ····································· 38 Cuadro 3.5 Balance maderero correspondiente a la Costa, 1983 Y2000......................................... 48 Cuadro 4.1 Reservas de petroleo, final de 1982 ················· 51 Cuadro 4.2 Produccion y exportacion neta de petroleo, 1977-1983-.···········.............................. 52 Evolucion de las reservas de petroleo probadas, Cuadro 4.3 1971-1982........................................... 53 Cuadro 4.4 Produccion de petroleo crudo, proyecciones 1984-1990........................................... 58 Cuadro 4.5 Productos derivados del petroleo: Balance de la capacidad y la demands ······························ 60 Cuadro 4.6 Reservas de gas natural, final de 1981 ·············· 61 Cuadro 4.7 Produccion de gas natural, MMPCD ···················· 62 Cuadro 4.8 Produccion de gas natural en el noroeste del PerU ··· 63 Cuadro 4.9 Demanda potencial de gas natural ···················· 65 Cuadro 4.10 Planes alternativ~s de gasoductos ··················· 66 Cuadro 5.1 Acceso a la electricidad en las zonas urbanas y rnrale s ··········································· 71 Cuadro 5.2 Capacidad instalada (MW) y energia (GWh) ············ 75 Cuadro 5.3 Adiciones a la capacidad, sistema Centro-Norte, 1982-1986 ··········································· 76 Cuadro 5.4 Autoproductos ······································· 80 Cuadro 6.1 Reservas de carbon explotables ······················ 83 Cuadro 6.2 Analisis de los carbones ···························· 84 Cuadro 6.3 Produccion de carbon ································ 85 Cuadro 6.4 Estimacion de las reservas y recursos geotermicos mantenidos durante un periodo de cinco anos ········· 90 Cuadro 6.5 Radiacion solar media sobre algunos lugares seleccionados....................................... 92 Pagina No. ANEXOS Anexo S.1 Posibles prioridades de asistencia tecnica en el sector de energia............................. 95 Anexo I.1 Indicadores economicos.............................. 96 Anexo I.2 Balance energetico 1970............................. 97 Anexo I.2 Balance energetico 1975............................. 98 Anexo I.2 Balance energetico 1981............................. 99 Anexo I.3 MEM - Organigrama General........................... 100 Anexo II.1 Tarifas de electricidad............................. 101 Anexo III.1 Plantaciones forestales establecidas hasta 1980, por departamentos................................... 102 Anexo IV.1 Produccion de petroleo crudo - Prevision del Banco Mundial....................................... 103 Anexo IV.1 Produccion de petroleo crudo - Prevision de Petroperii........................................... 104 Anexo IV.2 Prevision del potencial de produccion de gas........ 105 Anexo V.1 Sistema de energia electrica Centro-Norte........... 106 Anexo V.1 Proyecciones de la demanda en el sistema Centro-Norte........................................ 107 Anexo V.1 Centro-Norte - Balance de energia electrica - MW.... 108 Anexo V.1 Sistema Centro-Norte - Balances energeticos y de energia electrica................................ 109 Anexo V.2 Sector de energia electrica - Descripcion de algunos proyectos importantes....................... 110 MAPAS IBRD 16094R Sistema Interconectado Central-Norte IBRD 17126 Operacion de Gasolina y Petroleo IBRD 17291 Sistema de Transportes RESUMEN Y RECOMENDACIONES 1. El Peru cuenta con conaiderables recursos energeticos. El recur so de mayor magni tud as la energia hidroelectrica. aun cuando solo se ha explotado el 4% del total. 1/ Los recursos de hidrocarburos estan repre sentados por 1 .400 millones de barriles de petroleo (836 probados y 538 pro babIes) y 1 .9 BPC de gas natural. Los recursos de carbon se estiman en 1 .000 millones de toneladas aproximadamente (126 probadas. pero no necesa riamente e:x:traibles desde el punta de vista economico. y 871 inferidas). El PerU dispone tambien de abundantes recursos forestales que abarcan cerca del 60% de la superficie terrestre del pais; no obstante, mas del 95% de este recurso se halla en la region menos poblada de la Selva. 2. En 1981. el consumo de energia per capita era de 690 kgep. 2/ La biomasa 3/ como fuente de energia satisfacia alrededor del 32% de 1a demanda total (70% del consumo de energia en el sector domestico), propor cionando la energia comercial 4/ el otro 68%. La mayor parte de la ener gia qUE: se consume en las zonas rurales 5/ proviene de biomasa. y el con sumo anual per capita de energia comercial en dichas zonas es muy bajo, estimandose en menos de 100 kgep frente a mas de 700 kgep en los centr~s urbanos. La economia peruana se basa en combustibles liquidos, que cubren mas del 70% de las necesidades de energia comercial. El petroleo represen ta el 60% del consumo de energia en el sector industrial, el 67% en el sec tor minero y el 100% en el sector de transporte. En el Cuadro 1 pueden ob servarse las grandes disparidades entre los recursos de energia comercial y el patron de consumo de esta energia en 1981. Cuadro 1 Recursos y consumo de energia comercial, 1981 Recursos Consumo final Millones TEP ~ Millones TEP ~ Petroleo a/ 200 4 5,95 73,0 Gas natural a/ 45 1 0,12 1 ,7 Carbon b/ 84 2 0,06 0,7 Energia-hidroelectrica E.! 4.777 93 2,0 24.6 Total 5.106 100,0 8,1 100,0 a/ Comprende las reservas probadas y las probables. b/ Re,servas probadas. c/ 390.000 GWh al ano durante 50 anos (1 GWh = 245 TEP). Fuente: M3M y estimaciones de la mision. 1/ Se explotan menos de 2.000 MW de un potencial estimado en 58.000 MW. 2/ El promedio en America Latina es de 1 .000 kgep. 3/ Cornprende lena, carbon vegetal, estiercol y residuos agrlcolas. 4/ Hidrocarburos combustibles. carbon y electricidad. 5/ El 33% de la poblacion peruana habita en el medio rural. - ii ;. A partir de 1981 la economia peruana comenzo a sufrir graves di ficultades en la balanza de pagos, registrsndose un deficit promedio en la cuenta corriente de US$1 .600 millones, 0 sea el 8% del PIB. El empeora miento de la situacion internacional, la cafda de los precios de los pro ductos de exportacion, el tipo de cambio sobrevalorado, la desaceleracion del ritmo do crecimiento economico, el descenso de las reservas internacio nales, el deficit del sector publico y una taea de inflacion anual del 70%, conforman el marco de referencia de la economia peruana. Al mismo tiempo, lae demandas para que se restablezcan las prohibiciones a las importaciones y los controles de precios, el aumento de los subsidios y la reduccion en las tasas de interes general presiones adicionales en el manejo de la eco nomia. En 198;, la ya dificil situacion economica se ha empeorado aun mas debido a los desastres naturales sufridos durante el primer semestre del ano, particularmente las inundaciones en la parte norte, la sequia en el sur y ademas una reduccion considerable de su riqueza pesquera. Por otra parte, desde 1981 han aumentado los disturbios y se han intensificado las actividades terroristas en la sierra y, ocasionalmente, en Lima, 10 cual hace todavia mas dificil dirigir la economia nacional. 4. La crisis economica del PerU ha obligado a reevaluar, 0 por 10 menos ha coincidido con dicha reevaluacion, los programas de inversion, la politica de precios y el ordenamiento institucional en el sector energetico con miras a mejorar la eficiencia con que se aprovechan las inversiones y los recursos humanos y energeticos. La escasez de recursos financieros re viste especial importancia en el sector de energia electrica, en el que un programs de inversiones poco realista y hasta cierto punto de envergadura excesiva, ests siendo reducido y racionalizado. La situacion de hiperin flacion ha hecho que sea dificil subir los precios reales de la energia, pero se ha progresado bastante, especialmente en 10 que se refiere a los productos derivados del petroleo. Se ha promulgado una ley que establece una nueva estructura organica del sector de electricidad y Petroperu ests siendo objeto de una importante reorganizacion interna. 5. Es preciso intensificar los esfuerzos para mejorar la situacion energetica en el Peru. A continuacion se examinan los aspectos priorita rios en los que debe actuarse: a) lena y silvicultura; b) petroleo y gas; c) electricidad; d) carbon; e) eficiencia energetica y sUbstitucion de com bustibles, y f) fijacion de precios. Estrategia energetica recomendada A. Lena y silvicultura 6. La mayor parte de la poblacion peruana utiliza para cocinar lena y residuos. Las disponibilidades de lena estan disminuyendo, especialmente en la region de la Sierra que solo cuenta con el 0,5% de los recursos fo restales de la nacion. Es preciso acelerar vigorosamente la repoblacion forestal a fin de retardar el agotamiento de los arboles en crecimiento. La actividad principal de reforestacion actualmente en mar~a es un proyec to quinquenal, que se lleva a cabo con ayuda de la FAO ~ que para 1990 6/ Con apoyo financiero de ayuda bilateral holandesa. - iii alcanzara un nivel de 30.000 ha al ano. Se halla en proyecto una fase ul terior de 10 anos, pero esta todavia no cuenta con el financiamiento nece sario. 7. En la Costa, las actividades silvicolas prioritarias son la lucha contra 18 erosion, la proteccion de los embalses de agua y la explotacion en la zona costera septentrional de las plantaciones y especies arboreas que se utilizan para lena. En la Selva alta (ceja de montana), las activi dades forestales prioritarias son el control de las operaciones de explota cion forestal, mejor proteccion y conservacion del bosque talado, restaura cion de zonas limitadas de tierras empobrecidas y desmonte controlado y co lonizacion de zonas forestales adecuadas para la agricultura. En la Selva baja (llano amazonico), las actividades de desarrollo silvicola priorita rias son la preparacion y aplicacion de planes para el ordenamiento y ex plotacion de bosques, conservacion y ordenamiento de parques y de la fauna y control de las operaciones de explotacion forestal y de desmonte para co lonizacion. 8. Para ampliar significativamente el alcance del programa es preci so ante todo mejorar los medios de que se dispone en el pais para dirigir proyectos de repoblacion forestal. Tiene caracter urgente el adiestramien to de nueyo :personal tecnico que realice trabajos sobre el terreno, y espe cialmente de tecnicos y especialistas en extension sin titulo academico. El adiestramiento podria llevarse a cabo mediante la creacion de centr~s especiale:3 de capaci tacion y de "unidades moviles de capaci tacion" que am pliarian ::'a c:apacidad de los viveros centrales. Asimismo es preciso orga nizar curi3illos para adiestrar el personal directivo para que trabaje sobre el terreno en silvicul tura social, ya que la manera en que estos enfocan los problemas de la reforestacion rural es muchas veces demasiado tecnica para inducir a las localidades a plantar arboles. Si se modificara el sis tema de ir:.centivos del INFOR (por ejemplo, mediante un viatico mayor cuando se trabajll. en e1 terreno) se podria estimular a los ingenieros forestales a realizar rn.as trabajos practicos. 9. Conviene reexaminar la division de trabajo entre los dos organis mos forestales, la DGFF y el INFOR, en vista de la aparente duplicacion parcial de sus funciones. Si se considerase que seria demasiado complicado volver a -cener un solo organismo forestal, debe estudiarse oficialmente la posibilidad de que la DGFF y el INFOR pasen a ser los organos de planifica cion y ejecucion para la Selva y la Sierra/Costa respectivamente. Tambien es necesario aclarar los casos en que hay duplicacion de funciones entre los CENFOR y los distritos forestales. 10. Es preciso formular planes mas completos en el sector silvicola, especialmente para el subsector de lena, concentrandose en las necesidades de la poblacion de la Sierra. Deben tomarse inmediatamente medidas para formular t.n plan de reforestacion y un programs de trabajo nacionales en el que se bOflquejen las fases y elementos sucesivos y se refuercen los medios de que se dispone en el pais para la silvicultura rural y social. Esta ac tividad exigiria una mejor coordinacion de la ayuda externa destinada al subsector de lena. - iv 11. Entre los proyectos de asistencia tecnica 7/ que ampliarian los proyectos actualmente en marcha y que ya dan buenos resultados, 0 que los impulsarian a una etapa mas avanzada, figuran los siguientes: evaluacion de la reforestacion ya finalizada y coordinacion de los trabajos que actual mente se llevan a cabo; 2) ampliacion de la capacitacion de tecnicos fores tales de nivel subprofesional; 3) ensayo de especies forestales, incluida la investigacion de especies de fines multiples; 4) mejoramiento de la efi ciencia en las cocinas de lena; 5) reorganizacion de los CENFOR; 6) protec cion contra el ganado; 7) estudio de factibilidad para producir carbon ve getal en la Selva; 8) determinacion de las posibilidades de llevar a cabo actividades integradas agroforestales, de crear pequenas industrias de pro ductos derivados de la madera obteniendo lena 0 carbon vegetal como subpro duct os, y de estimular la plantacion y explotacion forestal por la inicia tiva privada. B. Petroleo y gas 12. El petroleo es la fuente predominante de energia en el Peru y en 1981 satisfacia alrededor del 70% de las necesidades de energia comercial del pais. La produccion petrolera del Peru casi se triplico entre 1976 y 1979 debido a los descubrimientos realizados en la parte nororiental de la Selva, como tambien la parte oriental del pais y, ademas, al concluirse el oleoducto que atraviesa los Andes y entrar en produccion los yacimientos petroliferos de la cuenca del Amazonas, todo 10 cual permitio exportar pe troleo crudo en 1977. En 1981 la exportacion de petroleo represento el 24% (US$777,8 millones) de las exportaciones del pais y una tercera parte apro ximadamente de la produccion petrolera. 13. El nivel actual de exploracion no es adecuado para mantener el nivel existente de produccion. La relacion entre las reservas y la produc cion ha venido disminuyendo desde 1976 y esta 'cercana al limite, pasado el cual no podra mantenerse el nivel actual de produccion. De los 75 millones de hectareae del paia en que puede haber yacimientos petroliferos tan solo 15 millones son actualmente objeto de alguna forma de exploracion. 14. Petroperu no cuenta con el personal adecuado, ni los recursos fi nancieros requeridos para realizar el total de las actividades necesarias en exploracion y, por 10 tanto. parece justificable modificar el sistema de adjudicacion de contratos de exploraci6n y explotacion a las companias pe troleras extranjeras. El sistema actual no estimula en absoluto la bGsque da de los yacimientos pequenos y medianos que son caracteristicos de la geologia peruana. Ademas, se deben considerar incentivos adicionales para impulsar el desarrollo de los campos con crudos pesados. Finalmente, los sistemas contables e impositivos deben ser revisados para corregir las dis torsiones provenientes de la alta devaluacion del sol. 15. Debido a los pocos descubrimientos realizados en areas en explo racion, los trabajos realizados en la extraccion secundaria. la rehabilita cion y otros proyectos en laa zonas de produccion han contribuido mas a au mentar las reservas y la produccion desde que se inauguro el oleoducto transandino que la exploracion y explotacion de nuevas zonas. 7/ Las prioridades de asistencia tecnica para el sector de energia se pre sentan en el Anexo S.1 · - v - Todavia hay bastantes posibilidades para proyectos de este tipo y Petroperu esta en condiciones de llevar a cabo algunos de los trabajos, pero proba blemente no todos ellos, y pod ria estudiarse la posibilidad de promover contratos de servicios 0 de asociacion en los proyectos de recuperacion se cundari a y la administracion de los mismos. 16. Al mismo tiempo que se trata de conseguir nuevas inversionea ex tranjeras, deben proseguirse a intensificarse los esfuerzos para mejorar la capacidad dH las insti tucionea nacionales. Deben utilizarse con caracter rutinario cons'll tores, no solamente para llevar a cabo tareas especializa das sino t~bien para acelerar proyectos cuando la escasez de personal tec nico y Eldministrativo de Petropern originaria retrasos. Aunque Petropern todavia l sta sufriendo la perdida de personal clave que se fue al extranje ro 0 paso a trabajar al sector privado, este fenomeno ya no parece consti tuir un problema importante para la compania, y algunas de esas personas han regr3sado. Ahora debera prestarse atencion a contratar y retener per sonal joyen y a dotarlo de mejor capacitacion poniendolo a trabajar con personal mas experimentado y con consultores. 17. T9.mbien convendra estudiar las medidas que reducinan la gama de funcione13 que corresponden a Petropern, de manera que estas sean mas faci les de desempenar adecuadamente y la coloquen en una si tuacion financiera tal que BUS cuentas indiquen de una manera razonable el exi to 0 fracaso de sus operaci:mes como compama petrolera. Entre esas medidas podrian figurar: a) Revision de la legislacion existente, con el fin de eliminar las restricciones financieras existentes en Petropern, provenientes de medidas netamente de caracter fiscal. b) Permitir a Petropern operar en actividades de exploracion y pro duccion, bajo las mismas condiciones que las demas companias. c) Operar las refinerias bajo contratos de servicio y transfiriendo los subsidios a los precios internos al presupuesto del Estado. 18. Gas natural Existen dos zonas con reservas conocidas importantes de gas mltural. La estructura de Aguaytia (que actualmente no esta en pro duccion), la cual se halla si tuada en la Selva central a unos 500 k:m de Lima en 1,;.n bloque asignado a Petropern y en el Noroeste (a unos 1 .000 km de Lima) donde :3e produce gas en zonas del continente operadas por Petroperu y en yacimientos en el z6calo, operados por Belco, compania privada de pro piedad el.tranjera, pero en la actualidad la produccion y utilizacion de gas natural E?S nuy limi tada. Las reservas de gas de yacimientos del zocalo descubiertas recientemente por Belco han despertado interes en la posibili dad de que e1 gas natural pudiera llegar a convertirse en una fuente impor tante de ene::-gia en el Peru. No obstante, antes de que este proyecto pueda llevarse Ii 1'1 practica es preciso resolver ciertas incertidumbres importan tes relacion,'idas con el mismo. 19. Una de las cuestiones tiene que ver con la magnitud de las reser vas de gas recientemente descubiertas. Los datos provenientes de los pozos perforados hasta la fecha, que dieron un resultado de unos 5 MMPCD, no pue den conri rma r que haya reservas 0 un potencial de produccion suficientes - vi para ~ue su explotaci6n resulte viable desde el punto de vista econ6mico. Es necesario efectuar un estudio de la magnitud, clasificacion y posibili dades de explotacion comercial, de las reservas antes de negociar ningUn contrato de compra de gas con Belco. Una segunda cuestion es el mercado. Parece haber buenas posibilidades de consumo, a mediano plazo, en el Nor oeste para reemplazar el actual consumo de diesel en el sector electrico p~r gas natural, 20 MMPCD podrian ser usados alrededor de 1987. 20. Convendria ~ue el Gobierno siguiera adelante con sus planes de aprovechar este recurso, ya que el consumo de gas natural dejaria libres para la exportacion los productos derivados del petroleo. El plan a corto plazo debe concentrarse en un proyecto pe~ueno de explotacion de las reser vas de gas no asociado del zocalo para transportarlo a Talara, Piura y, po siblemente, Chiclayo. El proyecto atender.la principalmente las necesidades del mercado de energia electrica de la region Noroeste 8/ y permitiria una cierta substitucion de combustible industrial. El costo-preliminar de lle var el gas a Piura se ha estimado en unos US$2,55 por MMBTU. 9/ Este gas substituir.la al diesel ~ue actualmente se utiliza como combustible indus trial y para producir energia electrica y que tiene un costo de US$5 por MMBTU. 21. Se recomienda que el Gobierno lleve a cabo un estudio minucioso del mercado para determinar el consumo de gas natural en el Noroeste. Con vendra ~ue el estudio determine las plazos, ubicacion y tipo optimos del e~uipo de energia electrica que haya de instalarse para satisfacer la ex pansion de la carga en la zona de Tumbes a Piura. Los principales consumi dores y PetroperU podrian convenir en un compromiso preliminar de utilizar gas natural a un determinado precio. En vista de 10 limitado de los fondos de ~ue dispone ElectroperU, parece preferible crear una empresa regional que genere electricidad en la zona de Talara-Piura. Los principales consu midores industriales de la zona, las companias petroleras y ElectroperU po drian ser accionistas importantes de una empresa asi. 22. Petroperfi debera estudiar tambien las ventajas de la posible eco nomia de gas ~ue se ha determinado existe en la zona del Noroeste. En par ticular, i) se recomienda que Petroperu efectue un estudio sobre el terreno para determinar los lugares e importancia de la utilizacion ineficiente de gas en las operaciones sobre el terreno y las ventajas y costos economicos de las medidas de conservacion; 1i) convendra adoptar medidas para reducir el consumo de los particulares en Talara a un nivel razonable (se calcula ~ue actualmente se desperdicia el 90%, e~uivalente a unos 800 barriles al dia); iii) debera tambien tomarse la decision de si se va a continuar la operacion de la planta de fertilizantes, ya ~ue los fertilizantes importa dos son mucho mas baratos. La region Noroeste sufre de una grave escasez de energia electrica ~ue limita su crecimiento economico. Entre las alternativas a los genera dores aislados y costosos ~ue se utili zan actualmente figuran planes de pe~uenas centrales hidroelectr1cas que cues tan un minimo de US$3.000 por kw 0 la conexion a la red central mediante una linea de transmision de 500 km. 9/ Suponiendo una tasa de actualizacion del 13%. - vii 23. A mas largo plazo, deberan tambien estudiarse las reservas que puedan existir en la Selva central como posible alternativa para abastecer el mercado de Lima y sus alrededores. Se recomienda que PetroperG determi ne tambien el potencial de gas no asociado en la zona costera terrestre del Noroeste ya que seria mas economico producir gas de yacimientos continenta les donde ya existe la infraestructura. en vez de producir gas de los yaci mientos del zocalo, C. Electricidad 24. R~cientemente, el sector electrico ha terminado la actualizacion del Plan Maestro. A pesar de que este estudio es un avance importante en el planeamiento del sector, todavia los proyectos incluidos en el plan no tienen ~IU financiacion asegurada. Una serie de proyectos principalmente hidroelectricos se encuentran en di versas etapas de planificacion pero ElectroperG y las companias de electricidad regionales no cuentan con los recursos financieros y la capacidad administrativa necesarios para llevar los a ca.bo .1 terminarlos dentro de plazos razonables. Una estrategia para abordar satisfactoriamente estos problemas tendrl.a que comprender las si guientes medidas: (a) K.. evar y reestructurar las tarifas para dar a las companias de e~. ec tricidad los recursos que necesi tan y armonizar los incenti vos a los consumidores con la estructura de costos marginales. (b) Apli3ar las disposiciones de la Ley General de Electricidad de 1982 que preven 113. descentralizacion a favor de compaiiias regio nales de electricidad de dimension adecuada y dotadas de personal idoneo. (c) Llevar a cabo estudios de centrales termicas e hidroelectricas de eacala mediana como alternativa a los grandes planes de centrales h:.. droelEwtricas a fin de mantener otras posibilidades distintas de 1.9.s turbinas de gas en el caso de que se determine que ciertos proyectos hidroelectricos no sean factibles 0 den origen a un considerable aumento de costos 0 un gran retraso. El MEM ha re ci-bido en los ultimos anos ayuda continua del Gobierno de Alema n~a Occidental en 10 que se refiere a identificacion de proyectos h:...droelectricos y de estudios de prefactibilidad. Ademas, el B:RF ha concedido dos prestamos, que incluian una suma para fi nanciar estudios de varios proyectos hidroelectricos. Sin embar go, no todos los estudios se han llevado a cabo. El MEM 0 Elec troperu deberan actualizar el catalogo de proyectos hidroelectri cos teniendo en cuenta informacion reciente hidrologica y de cos tas. Esta actualizacion permitiria una mayor seleccion de cen trales como posibilidades para el plan de desarrollo a mediano y a largo plazo del sector de energia electrica. 25. La Ley General de Electricidad de 1982 trata de descentralizar el sector de e~ergia electrica; las entidades se organizaran sobre 113. base de las empresas locales y regionales ya existentes cuyo radio de accion se am pliaria, 0 de unidades regionales de ElectroperG, a las que se dana 113. - viii necesaria personalidad jurrdica. Dentro de la zona asignada a cada region tendrran a su cargo todas las actividades relacionadas con la prestacion del servicio. A Octubre de 1983, cuatro de dichas companias (8) ya han si do conformadas. 26. Durante el decenio de 1970 el sector de energia electrica del Pe ru sufrio una perdida considerable de personal profesional y tecnico que dio por resultado problemas a la hora de tomar decisiones y el mantenimien to insuficiente de los sistemas regionales de energia elect rica. Aun cuan do el problema no es grave en 10 que se refiere al sistema de energia elec trica de Lima, es probable que continue en las companias de electricidad regionales, si se tiene en cuenta el fuerte atractivo que tiene Lima para el personal calificado que trabaja en otros lugares con escalas de sueldos no competitivas. 27. La recaudacion del impuesto especial del 20% sobre las ventas de electricidad y el Fondo de Desarrollo Electrico (FDE) 10/ seran adminis trados por Electroperii. La mi tad de la recaudacion defimpuesto especial se destina a electrificacion rural mientras que los ingresos del FDE se destinan a la financiacion de obras de electrificacion de caracter social. Si bien Electroperu es el organismo mas adecuado para distribuir los fondos entre las regiones y proyectos de electrificacion rural, las compafiras re gionales son los organismos de ejecucion. Convendria que las entidades re gionales se encarguen de seleccionar, disenar, construir y operar todas las obras de distribucion dentro de sus zonas respectivas, incluidas las finan ciadas por el FDE y mediante el impuesto especial. 28. Debera darse prioridad en el sistema Centro-Norte a aprovechar los recursos hidraulicos de las cuencas de los rios Rimac, Pativilca y San ta, tal como el proyecto Mayuch (130 MW), cuya factibilidad ha sido termi nada a finales de 1983. El potencial hidroelectrico de estos rios se ha estudiado durante muchos anos y se ha explotado en parte; utilizando mejor las instalaciones existentes y construyendo nuevas centrales de tamano me dio (100 a 200 MW de capacidad instalada) y con penodos razonables de construccion brindan una estrategia aceptable para el mediano plazo. Caso de que dichos proyectos se retrasen, Electroperii debena efectuar un anali sis minucioso del abastecimiento de energia electrica y decidir que tipo y que tamano de centrales termicas conviene instalar. 29. Los sistemas del Suroeste tienen una variedad compleja de opcio nes. Podria estudiarse el potencial geotermico de la zona del Suroeste con miras a la produccion de electricidad. 11/ Podna mejorarse el aprovecha miento de las centrales hidroelectricaaexistentes por medio de obras de Hasta el 5% de las utilidades de las compafiras de electricidad, a criterio de la comision de tarifas. Los datos sobre los recursos de energia geotermica existentes en el Peru. son insuficientes para cal cular la magni tud del potenCial. Basandose solamente en estudios geologicos, un estudio financiado por OLADE ha identificado seis zonas en el sur del Peru que parecen ofre cer buenas posibilidades. Convendna efectuar nuevas investigaciones mediante prospecciones geofisicas y geoquimicas para seleccionar las zonas mas prometedoras e identificar los lugares mas adecuados para proceder a las perforaciones. - ix regulacion (cuenca del rio Chili). La vialidad del proyecto hidroelectrico de Lluta I (210 MW) ha sido determinada recientemente y el MEM ha solicita do al Banco financiacion para los disenos del proyectoj por otra parte el proyecto Molloco (300 MW) se encuentra postergado y en caso de que se defi na su construccion esta deberia hacerse en varias etapas. Las redes de Arequipa y Tacna-Moquegua han sido interconectadas y sus frecuencias estan darizadas. 30. Los dos sistemas del Suroeste que atienden el serv~c~o de las zo nas de Cuzco y de Puno parecen contar con recursos hidrologicos suficien tes. LaB centrales electricas existentes podran seguramente abastecer es tos mercHdos a finales de la decada de 1980. Sin embargo, se recomienda que se l:.even a cabo estudios hidrologicos a fin de sentar las bases para planear proyectos futuros. 31. En el Noroeste, se estan construyendo sistemas electricos aisla dos que l,;.tilizan grupos electrogenos diesel y turbinas de gas para la pro duccion de energia termica en los departamentos de Tumbes, Piura y Lambaye que. A fin 1e aprovechar el gas natural de Talara, convendra considerar la posibilidad 1e conectar Talara y Piura por medio de Hneas de transmision. La ampliacio:1 de la capacidad instalada en Piura seria una posible segunda etapa si en '3sa epoca se ha construido ya un gasoducto que lleve el gas na tural deEide 'ralara al sur. Suponiendo tambiEm que se disponga de gas natu ral, se ampliaria la capacidad instalada de produccion de energia termica en el segundJ quinquenio de los anos ochenta por medio de turbinas de gas. 32. otros sistemas aislados Debido a las dificultades impuestas por la topografia del pais, es necesario aprovechar los recursos hidroelectri cos abunc.antes y ampliamente distri buidos del pais a fin de abastecer eco nomicameIlte los centr~s aislados y las zonas rurales. A fin de reducir los costos y facilitar el mantenimiento de estos proyectos convendra estandari zar los disenos tecnicos, los tipos de construccion y los materiales. Esto faciE taria tambien la mayor participacion de la industria nacional en el suministro de equipo. D. Carbon 33. El PerU carece de una evaluacion sistematica de sus recursos car boniferoB, aunque hay yacimientos de carbon que van desde el lignito hasta la antro,::!i ta en 18 de los 24 departamentos del pais. Se calcula que las reservas probadas son de 126 millones de toneladas, pero no se ha evaluado la viabilidad economica de su explotacion. La produccion disminuyo de 200.000 toneladas en 1950 a 14.000 toneladas en 1975, pero ahora ha alcan zado un nivel de 106.000 toneladas. 34. Para que los intentos de aumentar la produccion de carbon den re suItado tendran que superarse varios obstaculos importantes: a) la faIta de equipo adecuado para que la poblacion y la industria utilicen el carbon co mo combufltible y la falta de conocimientos especializados para instalarlo y operarlo; b) condiciones geologicas inadecuadas para la mineria mecanizada en gran escalaj c) la imposi bilidad de que las minas pequenas y de dimen sion medjana (con produccion de 100 a 500 toneladas) obtengan credito al no haber un me::ocaio asegurado; d) la dificultad de transportar carbon desde - x las minas que hay en las montanas a las zonas de posible consumo en la cos ta, y e) la falta de prospecciones geologicas minuciosas que examinen los estratos que contienen carbon en las montanas. Debera prestarse asistencia tacnica para reforzar la capacidad tecnica de las entidades encargadas de la exploracion y explotacion del carbon, INGEMET y PROCARBON. 35. De acuerdo con la informacion disponible, los yacimientos carbo niferos del PerU no se adaptan bien, por razones geologicas, para ser ex plotados mediante grandes minas muy mecanizadas (por ejemplo, Alto Chicama) que ordinariamente contemplan las grandes entidades estatales y sus consul tores extranjeros. Varias pequenas minas privadas operan ahora en la zona del Alto Chicama transportando carbon por camion a Trujillo y convendra es tudiar la posibilidad de tratar de utilizar pequenas minas privadas para enviar carbon a una central electrica 0 a otro posible consumidor en gran escala. Un programa piloto que tratara de llevar a cabo tendria que con centrarse ante todo en establecer una combinacion adecuada de yacimientos mineros, un mercado que utilice dos combustibles (petroleo y/o carbon) y medios para transportar el carbon. 36. Briquetas de carbon Gran parte de la poblacion urbana pobre de pende del kerosene para cocinar mientras que en el medio rural se utiliza principalmente lena. El precio del kerosene esta subvencionado y la deman da va en aumento; ademas, una parte de ese combustible se destina probable mente a fines ilegales. Se podria aliviar la demanda de kerosene y el con sumo de lena si se ofrecieran como susti tuto briquetas de carbon que no dieran humo. La fabricacion de estas briquetas de carbon podria ser una industria familiar de caracter local que se instalara en la vecindad de las minas, donde pudieran utilizarse el polvo y los menudos 0 una empresa mayor y en escala industrial a medida que aumentara la demanda. Seria necesario tambien encontrar una materia aglutinante para el carbon y decidir la forma y el tamano de la briqueta normal, para 10 cual se podrian construir moldes y disenar cocinas. Los problemas de contaminacion provenientes del conte nido de azufre del carbon tambien deben ser cuidadosamente analizados. Conviene efectuar un estudio de prefactibilidad y ya existe un convenio de colaboracion con Corea del Sur, al respecto. E. Regulacion de la demanda de energia 37. El sector de transporte, e1 industrial y el residencial parecen ofrecer considerables oportunidades eficaces en funcion de los costos para le. conservacion de energia y/o la sUbstitucion de UllOS combustibles por otros. Hasta la fecha se ha prestado mayor atencion a los principa1es sec tores industriales, la mineria y las industrias minerales y la industria manufacturera, que en conjunto representan el 37% del consumo de energia comercial del Peru. Para determinar con cierta precision las posibilidades de economizar en la industria seria necesario efectuar un estudio energeti co de las industrias afectadas, pero hasta ahora solamente se han realizado estudios preliminares, principalmente en e1 sector de la mineria y las in dustrias minera1es. No obstante, se obtuvo una idea general de las posibi lidades de mejora en el sector manufacturero gracias a las visitas realiza das a los principales consumidores y tambian comparando el consumo de ener gia con el de otros parses y formulando hipotesis basadas en los resultados obtenidos por las actividades de conservacion en otros lugares. En el - xi - Cuadro 2 se resumen las posibles economias que se derivarian si se adopta ran diversos tipos de medidas de conservacion de energia en los sectores mineral y manufacturero. Cuadro 2 Estimacion de economias de energia en las indus trias minerales y el sector manufacturero Industrias Sector Periodo de minerales manufacturero ejecucion (KTEP) (Millones US$) (KTEP) (Millones US$) Ailos Mantenim:lento y opera::!ion 40 10 116 23 2 Aplicaci5n de tecnologias disponi"bles 72 33 127 63 5 Aplicacii5n de nuevas tecno logias 96 66 n.d. n.d. 10 38. En un estudio reciente 12/ del consumo de energia en el sector de transporte, que alcanza alrededor del 44% de los productos derivados del petroleo consumidos en el Peru, se ha establecido la posibilidad de lograr importantes ahorros de energia en este sector. SegUn el estudio, se podrla economizar entre el 17% y el 25% de la eneria que consume el transporte por carretera, que es el subsector dominante desde el punto de vista del consu mo de en.~rgla, principalmente por medio de un mejor mantenimiento de auto moviles. Para el transporte aereo y por ferrocarril se calcularon porcen tajes ligeramente menores. 39. Segun estimaciones, el 60% de la energia consumida en el sector domestico es biomasa, principalmente lena, y quiza podrla economizarse una fraccion importante de ese consumo mejorando la eficiencia con que se uti liza, mediante el desarrollo y distribucion de una cocina sencilla que re emplace los metodos de quema de lena al aire libre que actualmente se uti lizan pal:"a cocinar. Con todo, la experiencia de otros paises indica que es mas faci:. disenar una cocina mas perfecta que lograr que su uso se extien da, y que todo programa de este tipo debe formularse prestando por 10 menos tanta att?ncion a su aspecto de divulgacon como a los aspectos de diseno tacnico y de investigacion y desarrollo tecnologico. 40. Al recien creado Consejo Nacional de Energia se Ie ha asignado la conserweion de la energia como uno de los temas priori tarios de que debe ocuparse, y es posible que pueda corregir la falta de coordinacion entre las insti tuciones que tienen que ver con la eficiencia energetica en la 12/ Trans-Energ, "Conservacion de la energra en los sectores industria y transporte.", 1982. - xii industria (Ministerio de Industria, Ministerio de Energia y Minas e Insti tuto de Investigacion Tecnologica Industrial y de Normas Tecn10as (ITIN TEO». Estas tree instituoiones han tratado paralelamente de desarrollar la capacidad institucional para abordar el problema de la efioiencia en e1 consumo de energ1a en la industria. Es evidente la importancia que reviste coordinar la formulacion de po11tioas y la legielacion sobre la conserva cion de energ1a asi como la utilizacion de los recursos disponibles dentro y fuera de la administracion publica. El caracter especializado de la la bor que ha de llevarse a cabo y la carencia de personal idoneo que trabaje en el terreno requieren una entidad publica centralizada 0 centro nacional autonomo de conservacion de energia con su propio regimen juridico y auto nomia funcional y financiera. 41. Substi tucion del petroleo combustible por carbon de produccion nacional El reemplazo del petr61eo residual p~r el carb6n es cada vez mis corriente en todo el mundo en las industrias del cemento y de fabricacion de ladrillos, en las centrales termoelectricas y en las industrias con un elevado consumo de vapor como las de papel y azucar. En el Peru parece factible desde el punto de vista tecnico adaptar las calderas y homos a la combustion de carbon. Ahora bien, la faIt a de un abastecimiento seguro, la inestabilidad de los precios, la distancia entre los centros de produccien y los de consumo y la falta de una politica precisa del gobierno en 10 que se refiere a la explotacion de los recursos carboniferos del pais son fac tores muy importantes que limitan la conversion en gran escala del consumo de petroleo al de carbon. Es preciso efectuar estudios de factibilidad a fin de analizar los aspectos economicos y financieros en cualquier caso es pecifico. F. Fijacion de precios 42. En una econom1a mixta como la peruana, la fijacion de los precios de la energ1a es probablemente el instrumento de politica mas importante de que se dispone para estimular la conservacion de la energia y la eleccion para el consumo de los combustibles mas adecuados. Entre 1970 y 1976, los precios del petroleo se mantuvieron a niveles artificialmente bajos. Desde entonces, el Gobierno ha tratado de aplicar una po 11 tica de precios mas realista y el precio medio ponderado de los productos derivados del petre leo se eleve en un 60% en 1981 y en un 26% en 1982 en terminos reales. En 1983, elGobiemo aprobo varias alzas de precios que elevaron el precio me dio por galon a un nivel cercano al internacional, pero el "subsidio" 13/ agregado es todavia del orden de los $380 millones anuales.. El GObierno tiene la intencion de continuar subiendo los precios en dolares en 1983 en base a consideraciones fiscales (el 50% aproximadamente del precio al por menor es un impuesto) y ademas su politica a largo plazo consiste en hacer que los precios sean reflejo del costo de oportunidad de los combustibles (excepto en el caso del kerosene domestico). Sin embargo, a partir de Ju lio de 1983, razones po11ticas han disminuido los aumentos en los precios de los derivados del petroleo y la electricidad. Definido como la diferencia entre los precios al por menor y los precios del comparador, estimada como el precio en frontera mas los margenes de distribucion y ajustada para :Lncluir un valor "sombra" de las divisas del 10% y un impuesto general sobre las ventas del 16%. - xiii 43. Las tarifas de electricidad medias disminuyeron un 5% en terminos reales durante el decenio de 1970. El Gobierno autorizo aumentos nominales de las tarifas a fines de 1981 y 1982, los cuales fueron apenas suficientes para mantenerse al nivel de la inflacion. Los aumentos de tarifas se han aplicado en el pasado de manera desigual. Un estudio recientemente efec tuado del costo marginal en relacion con el sistema principal (centro nor te) indico variaciones considerables diarias y estacionales en el costo del suministroie electricidad, siendo mayores los costos durante la estacion seca --mayo a noviembre-- que durante el resto del ano. El analisis de los efectos de los subsidios e impuestos ocultos en la estructura tarifaria ac tual indica que los consumidores domesticos son los mas fuertemente subven cionados mientras que las pequenas industrias y los clientes que poseen bombas de r~ego reciben un subaidio moderado y a los clientes comerciales se les carga excesivamente. Con el fin de mejorar la situacion financiera general del sector de energia electrica, la mision recomienda que el Go bierno reexamine la actual estructura de tarifas con miras a poner en prac tica laf~ recomendaciones del reciente estudio tarifario sobre costos marginales. 14/ W En Agosto de 1983, la nueva y autonoma comis~on de tarifas fue instalada, de acuerdo con la Ley General de Electricidad, 1982. I. ENERGIA EN LA ECONOMIA PERUANA Informacion general sobre el pais 1 .1 El Peru tiene una superficie de unos 1,3 millones de km2 Y una poblacion de 17 millones de habitantes; el 29% habita en la zona de Lima, el 38% en otros centros urbanos y el 33% en el medio rural. Los Andes di viden el pais (vease el mapa BIRF 17291) en tres regiones bien delimitadas: una franja estrecha de unos 2.000 kIn de longitud y de 17 a 170 km de anchu ra a 10 largo de la costa del Pacifico (la costa), con el 46% de la pobla cion y la [layor parte de la actividad economica moderna; la region montanosa (la Sierra), con el 24% de la poblacion total y la mayor parte de la actividad agricola tradicional, y la selva tropical poco poblada en la cuenca del Amazonas (la Selva). Los accidentes topograficos limi tan el comercio entre las tres regiones. Los recursos naturales del Peru consisten en grandes yacimientos minerales, petroleo y un potencial importante de pesca en aguas cercanas a la costa. Tan solo alrededor del 5% de la supHrficie terrestre del pais es adecuada para el cultivo y cerca de las tres cuartas partes de estas tierras agricolas ya se hallan en explotacic)n. La agricul tura peruana depende en gran medida del riego, especialmente en la Costa. Situacion economica 1.2 En 1981, el PIB y el ingreso per capita ascendieron a US$22.000 millones ,'f US$1.294 (en dolares de 1980) respectivamente. El crecimiento del PIB fue lor termino medio de 3,3% en terminos reales durante el periodo 1970-1981. Se acelero en 1970-1975, con un promedio del 4,8% pero descen dio al 1,1% en el periodo 1975-1978 debido a la grave situacion economica y financiera que sufrio el Peru. La expansion real del PIB se reanudo en 1979 y continuo en 1980-1981, con una tasa anual de 3,9% aproximadamente. No obstante, las tendencias recesionarias externas ocasionaron una desace leracion del crecimiento en el segundo semestre de 1981 que continuo duran te todo e1 ar;o 1982, dando origen a una disminucion del ingreso real duran te los ultimos cinco anos. En el periodo 1970-1980, los sectores mas dina micos fueron 1a mineria, energia e1ectrica, transporte, banca y administra cion publ:Lca, con una aportacion en conjunto al crecimiento del PIB de al rededor del :>2%, en comparacion con el 34% del PIB en 1970. La actividad agricola casi se estanco y la industria manufacturera y la construccion crecieron taL solo durante el primer quinquenio de los anos setenta. 1 .3 En general, la distribucion funcional del ingreso se caracterizo por un descenso en la proporcion que corresponde a sueldos y salarios y a otros ingresos de capital (renta, intereses). La mayor disminucion experi mentada en 1978 y 1979 obedecio en parte a restricciones impuestas a los sue1dos de los funcionarios publicos. La remuneracion media de los traba jadores dismi.nuyo un 14% en terminos reales en 1970-1980, 10% en el caso de los obreros y 36% en el de los oficinistas en el mismo periodo. En compa racion, e1 sueldo medio real de los funcionarios publicos disminuyo un 29% aproximad9.Il1ente. 1 .4 En el Peru la inflacion acelerada es un fenomeno de los anos se tenta. Antes de 1973 las variaciones anuales de los precios fluctuaban en torno a1 6 0 7%; a partir de 1973 hubo una aceleracion casi continua de la - 2 inflacion 1/ (Anexo l.1). En 1982, la inflacion llego al 72% y el alza de precios prevista para 1983 se estima en un 80% aproximadamente. La infla cion ha ocasionado grandes distorsiones en la economia peruana. Por ejem plo, los pronunciados cambios experimentados por los precios relativos de los bienes y servicios y la merma de los sueldos y salarios reales han pro ducido un efecto pernicioso en la distribucion del ingreso y han originado el desvio de recursos humanos y de capital; las tasas de interes negativas por depositos impidieron una movilizacion adecuada del ahorro financiero, y las tasas de interes negativas del credito no fomentaron el mejor aprove chamiento de los recursos escasos. 1 .5 Tras un periodo de creciente sobrevaloracion del sol durante el primer quinquenio de los anos setenta, hubo una fuerte devaluacion real du rante la crisis financiera de 1977-1978. Desde 1979 la politica del tipo de cambio se ha basado en devaluaciones periodicas con respecto al dolar de Estados Unidos, con el objeto de mantener un tipo de cambio real aproxima damente constante. Sin embargo, el ritmo lento de la devaluacion y la a preciacion del dolar de EE.UU. en relacion con otras monedas dio por reaul tado que el sol se apreciara con respecto al promedio ponderado de las mo nedas de los paises que comercian con el Peru, en un 4% en 1980 y en un 15% mas en 1981. La revalorizacion impulso la importacion e hizo que los pro ductos de exportacion peruanos reaultaran menos competitivos. En 1982 se aceleraron las minidevaluaciones y el sol se deprecio en terminos reales, segun estimaciones, en un 13% frente al dolar de EE.UU., pero bastante me nos con respecto a las monedas de otroa paises con loa que el PerU mantiene relaciones comerciales. 1.6 El PerU llevo a cabo en 1978-1979 un programa de estabilizacion, y al mismo tiempo de recuperacion econOmica, respaldado por un preatamo del Banco para programas y un acuerdo de derecho de giro del FMl. Aun cuando el programa econ6mico obtuvo en parte resultados satisfactorios, quedaron sin resolver varioa problemas estructurales graves, entre ellos la elevada inflacion, conaiderables distorsiones en el sistema de incentivos, el gene ralizado desempleo y subempleo y un programa ineficaz de inversiones publi cas. En 1980-1982 se empeoraron de nuevo los resultados economicos globa les, registrandose un conSiderable aumento del deficit del sector publico y un creciente desequilibrio de la balanza de pagos al aumentar las importa ciones. PerU entro 1982 con un gran desequilibrio interno y externo que re queria serios esfuerzoa de estabilizacion de parte del gobierno. La acti vidad economica se redujo al mismo tiempo que los precios por exportaciones continuaron cayendo de sua ya bajos niveles de 1981; causando un 23 por ciento de reduccion en PerU en terminos de intercambio. El deficit del sector publico, parcialmente cauaado por precios de exportacion bajos, tam bien se incremento debido a gastos mayores y retrasos en algunos ajustes de precios. A pesar de los esfuerzos de austeridad, el deficit del sector pu blico de 1982 fue equivalente al 8.8% del producto domestico bruto. El de ficit contado en la balanza de pagos fue de US$1.6 billones y el crecimien to del producto domestico bruto se redujo al 0.3%, la produccion industrial bajo mas del 2%, y la inflacion continua en 73%. Las dificultades economi cas del Peru en 1983 han sido duplicadas por desastres naturales sufridos durante la primera mitad del ano. Estas incluyeron lluvias fuertee e inun daciones en la parte norte del pais, una sequia severa en el sur, derrumbes masivos, en el area central, y una reduccion en la produccion de pescado. 2! Medida en termino de precios al consumidor. - 3 pescado. Un estimado preliminar del costo de reemplazar la infraestructu ra danada por desastres naturales totalizo US$400 millones (equivalente al 2% del producto domestico bruto 0 el 26% del presupuesto de inversiones pu blicas. Perspectivas de la economia peruana 1.7 La experiencia obtenida durante los ultimos 20 anos indica que la si tuacion economica del Peru esta estrechamente vinculada a la evolucion econom~ca de los palses industrializados, a traves de las perspectivas de los precios de los productos tradicionales de exportacion, el crecimiento del volureen 1e las exportaciones no tradicionales y la magnitud de las en tradas de capital. No es de esperar que la coyuntura internacional a plazo mediano vaya a ser muy favorable en 10 que respecta a la disponibilidad de divisas, ya :3ea desde el punta de vista de los ingresos de exportacion 0 de las entradas de capital extranjero. El Peru tendra que adaptarse y aceptar un ritmo de~recimiento economico mas lento y metas de desarrollo mas mode radas. Si se tienen en cuenta las perspectivas internacionales a plazo me diano, y suponiendo que continue la actual politica economica del Peru (por ejemplo, reajustes graduales del tipo de cambio y de los precios internos del petroleo), se preve que el volumen total de exportacion aumentara un 3% anual aproxi.nadamenter en el periodo 1983-1987, y el poder adq uisi tivo de las exportaclones (capacidad de importacion) en un 6%. El producto interno bruto se aspera fluctue entre un 3 al 3,5% durante 1983 a 1987. Balance energetico de 1981 1 .8 En e1 Cuadro 1.1 se presenta el balance energetico del Peru co rrespondiente a 1981. La produccion nacional de energia primaria fue de 17 MTEP, de los cuales mas del 58% fue petroleo, 21% lena, 15% energla hidro electricB. y 6% gas. La exportacion de energia consistio totalmente en pe troleo y sus derivados y fue del orden de 3 MTEP; la importacion fue insig nificante. 10s restantes 14 MTEP se utilizaron en la economia interna. En el Anexo 1.2 se presenta un desglose detallado de los balances energeticos correspondientes a 1970,1975 Y 1981. El consumo interno alcanza al 81% de la produccion bruta de energia, dejando asl un 19% para exportacion de energla primaria y derivados del petroleo. La demanda final de energia in dica que el sector domestico (35%) es el que consume mas, seguido de los sectores del transporte y la industria con el 23% y el 16% respectivamente. En el Cuadro 1.2 puede apreciarse la evolucion del comercio de energia den tro del conjunto de la balanza comercial; la situacion cambio radicalmente entre 1975, ana en el que la importacion de energia costaba cerca del 20% del total de la exportacion, y 1981, en que con la exportacion neta de energia fie pudo pagar cerca del 20% del total de importaciones. Cuadro 1.1 Balance energetico - 1981 (miles de TEP) Energia comercial Electricidad Energia Comercial y Energia Petroleo Derivados Co_rcial no comercial no comercial crudo Gas del petroleo Hidro Tihmica Total total total Oferta primaria Produccion 3.538 9.901 1.032 2.643 2.643 13.576 1.714 Exportacion (2.117) Gas ~uemado al aire libre 278 Total 3.538 7.784- 754 2.b43 11 .181 14.719 Transformacion Refinerias (7.784) (95) 7.673 Centrales termicas (82) (458) 540 540 Sector energetico (512) a/ (199 ) (11 ) Ajustes b/ (383) (65) - (339) (898) Total abastecimiento ~ de productoB 3.155 6.677 2.274 8.951 12.106 Comercio de ProductoB Importacion 10 Exportacion (875) Oferta interna 3.155 5.812 2.274 8.086 11.241 Consumo final Industria 377 1.085 700 1.785 2.162 Transporte 2.501 2.501 2.501 Domestico 2.710 882 752 1.634 4.344 Minena 571 660 1.231 1.231 Otros 68 773 162 935 1.003 a/ Incluye el gas utilizado en la industria. ~ Incluye perdidas y ajustes. Fuente: Balance energetico del MEM. 1981. - 5 1 .9 Las caracteristicas 0 cambios principales que experimento el sec tor energetico del Peru durante el ultimo decenio son los siguientes: i) El hecho mB.:3 importante fue el pasar en 1977 de importador neto a exportador neto. ii) El estancamiento del consumo de lena, 10 cual indujo la substi tucion generalizada de la lena por energia comercial y la substitucion de lena por kerosene en el sector domestico. iii) El estancamiento de la pro duccion de gas como consecuencia del bajo orden de prioridad asignado a es ta fuente de energia. iv) El estancamiento de la produccion de carbon du rante el prime r quinquenio de la decada, que se recupero con lenti tud a partir d,= 1975. v) El menor consumo de gasolina y la mayor utilizacion de diesel en e1 sector transporte como consecuencia del alza de los precios de aquella ,=n comparacion con los de este, y como resultado la participacion de la ga:30lina en el sector de transporte disminuyo extraordinariamente en tre 1970 y 1981, pasando del 68% al 49%. vi) La poca variacion ocurrida en la partieipacion de los sectores domestico, de transporte e industrial en la del1landa total. vii) La produccion de energia hidroelectrica fue do blada de 1970 a 1981 debido a la explotacion de los recursos hidroelectri cos de los rioe Rimac y Mantaro que suministran el sistema central, inclui da Lima. En el Cuadro 1.2 figura la evolucion en el Peru, entre 1970 y 1981, del suministro de electricidad y de la capacidad instalada. Cuadro 1 .2 Evolucion del suministro de electricidad (GWh) Hidroelectrica Termica Total 1970 3.820 (69%) 1 .708 (31 %) 5.528 197'5 5.470 (73%) 2.016 (27%) 7.486 1980 7.628 (78%) 2.164 (22%) 9.792 198'1 8.631 (88%) 1 .917 ( 12%) 10.548 Evolucion de la capacidad instalada (MW) Hidroelectrica Termica Total 1970 923 (55%) 754 (45%) 1 .677 1 97~5 1 .397 (59%) 962 (41%) 2.359 1980 1 .864 (59%) 1.320 (41%) 3.184 1981 1 .917 (58%) 1.364 (42%) 3.281 Fuente: ElectroperG - 6 - Comparaciones Internacionales 1.10 En el Cuadro 1.3 se compara la intensidad energetica 1 la tasa de crecimiento del PNB per capita 1 del consumo de energia comercial en el PerU 1 en otros paises en desarrollo con un nivel semejante de ingreso per capita. 2/ El cuadro indica que el Peru utiliza cantidades relativamente grandes de energia por unidad de producto. Si bien esto obedece en gran parte al gran sector minero del Peru, que utiliza intensivamente la ener gia, puede tambien tener que ver con los precios tradicionalmente bajos de la energia en el pais; sobre una base per capita, el Peru utiliza mas ener gia comercial en transporte 1 en el sector domestico que Guatemala 0 la Costa de Marfil consumen para todos los fines en conjunto. 3/ Los ultimos diez anos, que comenzaron con la crisis energetica de 1973, -rue un periodo atipico para la economia latinoamericana en general 1 tambien para la pe ruana. El cuadro demuestra que el crecimiento del PIB fue muy lento en el Peru durante el periodo 1970-1980 en comparacion con la mayoria de los pai ses del grupo. El aumento del consumo de energia en el PerU fue tambien uno de los menores, pero al mismo tiempo uno de los mayores en relacion con la expansion del PIB. Cuadro 1.3 Indicadores economicos 1 del consumo de energfa comerc1al en algunos parses americanos en desarrollo, 1970-1980 (% anual) Tasas de crecimiento 1970-1980 1980 Intensidad energ~tica PNB/capita (consumo TEP por Consumo de Dife- Coefi- Pais (US$ 1980) $ millon de PIB) ener~ia PIT rencia ciente PerU 1.080 479 4,0 3,0 1 ,0 1 ,3 Colombia 1.260 516 4,9 5,8 0,9 0,8 Republica Dominicana 1.190 275 6,7 6,6 0,1 1 ,0 Ecuador 1.100 350 11 ,7 9,1 2,6 1 ,3 Guatemala 1 .080 196 5,9 5,8 0,1 1 ,0 Costa de Marfil 1 .110 134 6,3 6,4 0,1 1 ,0 Jamaica 1.090 n.d. 1 ,7 -1 ,1 2,8 -1 ,6 Tunez 1.260 328 8,4 7,5 0,9 1 ,1 Fuente: Banco Mundial, Indicadores energeticos de paises en desarrollo. 2/ La muestra comprende todos los paises en desarrollo con mas de millon de habitantes de los cuales se dispone de un conjunto razonablemente completo de datos sobre energia 1 con ingresos per capita dentro de un rango del 15% del peruano. 3/ En 1980 la participacion de la industria en el PIB del PerU fue del 45%, en comparacion ('on el 23% en la Costa de Marfil 1 una cifra parecida en Guatemala. - 7 - Proyeeeiones 1.11 La proyeecion a largo plazo de la oferta y la demanda futuras de energla en cualquier pals ests sujeta a un amplio margen de error, espeeialmente si la economla es inestable como sucede en el Peru. Sin embargo, a fin de establecer una base analitica, la mision ha eonsiderado los siguientes marcos hipoteticos 0 "eseenarios" 4/ para los anos 1982 a 2000: (i) P::-oyeccion historica: esta proyeecion se basa en el crecimiento hlst5rico de la energia y del PIB durante los ultimos 11 anos (:5,3t anual). De acuerdo con esta hipotesis, la demanda final de ellergla en los anos 1990 y 2000 sena un 23% y un 54% superior a la de 1981, respeetivamente. En este caso, la energia de biomasa disminuira su aportacion del 28% en 1981 al 23% en 1990 y al 19% en el ano 2000. En el mismo periodo, la participacion del carbon y el coque continuara siendo muy baja (1%), la proporcion de la demanda de electrieidad pasara del 20% en 1981 al 27% en el ano 2r)00 y, por ultimo, la proporcion que corresponde a los produetoa dHri vados del petroleo se mantendra estable en alrededor del 50% de la demanda total. (ii) Proyeceion segun el easo de base: esta pra,yeccion se basa en un ereeimiento del PIB del 1 ,5% de 1982 a 1985, y del 3% de 1986 al a50 2000. Segiin esta hipotesis, la demanda final de energla en l)s anos 1990 y 2000 serla un 17% y un 47% mayor que en 1981, respectivamente. Aun euando la demanda total de acuerdo con este WireD hipotetieo deberla ser un 4% menor (ano 2000) en e)mparacion con el easo historieo, la aportacion de los e >mbustibles a la demanda total es semejante a la del easo h istorico. (iii) Caso de substitueion: Esta proyeccion se basa en los mismos supuestos relativ~s al PIB que en el caso de base e incluye tambien: 1) subs ti tueion del petroleo combustible por carbon en e1 sector industrial: 15% para 1990, 20% para 1995 y 25%para el ano 2000; 2) substitueion de kerosene por briquetas de carbon en et sector domestieo: 15% para 1990, 20% para 1995 y 25% para el ano 2000; 3) substi tucion del diesel por electricidad en el sector de transporte 5/: 10% para 1990, 15% para 1995 y 20% para et ana 2000; 4) utilizacion de carbon para la generaeion de energia e lectrica; inc luye la ins tala cion de 200 MW para 1990, 400 MW para 1995 y 600 MW para el ana 2000. Conforme a esta hipotesis, la demanda final de energla en los anos 1990 y 2000 sena un 18% y un 51% mayor, respectivamente, que en 1981. Los c 9.mbi os est ructurales mas importantes originados por la s lbs titucion serlan: el carbon aumentana su participacion del 11t en 1981 al 6% en el ano 2000, y la aportacion de los productos derivados del petroleo en comparacion con el caso de base disminuiria (ano 2000) del 53% al 49% y dichos productos c)ntinuanan siendo los combustibles mas importantes en el CJnsumo de energia. 4/ Resumidos en el Cuadro 1 .4. 5/ ASL.miendo la introduccion de un total de alrededor de 200 trolleys en 199J; 100 en 1995 y 600 en el ano 2000. Cuadro 1.4 Pro!eeeiones de la demanda de ener&la (Miles de TEP y % anual) 1981 1985 1990 1995 2000 Hist. S§sieo Subst. Hist. Bisieo Subst. Hist. Sisieo Subst. llist. Sasieo Subst. No eomereial 3.155 3.157 3.022 3.022 3.234 3.096 3.096 3.317 3.175 3.175 3.401 3.250 3.25b Carb6n y eoque 81 98 94 94 105 102 442 113 108 059 120 lIb 927 Eleetricidad 2.274 2.652 2.538 2.538 3~237 3.098 3.113 3.889 3.718 3.746 4.636 4.434 4.480 Derivados del petr61eo 5.812 6.447 6.169 6.169 7.316 6.998 6.764 8.271 7.919 7.452 . 9.324 8.919 8.398 Total 11.322 12.354 11.823 11.823 13.892 13.294 13.415 15.590 14.920 15.032 17 .481 16.725 17 .06i Demanda total Tasa de ereeimiento anual Caso hist6rieo 2,2 2,4 2,3 2,3 OD Caso de base 1,1 2,4 2,3 2,3 I Substituei6n 1,1 2,6 2,3 2,b Fuente: MEM y estimaeiones de la misi6n - 9 - Cuadro 1.5 Exportaciones/lmportaciones de petroleo, 1985 - 1990 1985 1990 Alta Baja Alta Baja Produccic;n de crudo 200.000 195.000 192.000 140.000 Demanda historica 150.000 170.000 base 143.000 165.000 subatitucion 143.000 157.000 Exportaciones/(Importaciones) his "Soria 50.000 45.000 22.000 (30.000) base 57.000 52.000 27.000 (25.000) subs ti tucion 57.000 52.000 35.000 (17.000) 1 .12 Perspecti vas de la oferta. La produccion de petroleo se ha ana lizado segur: dos marcos hipoteticos 0 "escenarios", el caso de proyeccion baja en 131 ~"upuesto de que se agreguen 41 millones de barriles de reservas cada ano (promedio 1979-1982) durante los proximos cinco anos y el caso de proyecCi(ln alta que se basa en que se encuentren 82 millones de barriles al ano (proI~dio 1975-1978). Conforme a esas dos hipotesis la produccion al canzaria el nivel maximo en 1985 y 1989 respectivamente. Sin incluir nin gun nuevo proyecto importante, la produccion de gas natural aumentara un 4,6% al ana durante el decenio de 1980; sin embargo, si se tiene en cuenta la probable explotacion de los yacirnientos del zocalo continental en el norte, en los campos de Aguaytia, el gas podria tener importancia en el de cenio de 1990. La energia hidroelectrica, que actualmente proporciona el 80% de la electricidad generada, continuaria siendo la fuente principal de energia electrica del pais. Ahora bien, el sector de energia electrica de bera mejorar considerablemente su organizacion y si tuacion financiera ac tuales a fin de aprovechar los recursos de energia hidroelectrica. El fu turo de :I.a explotacion del carbon es muy incierto. La produccion de car bon, que se ~a reanimado lentamente desde 1975, requeriria incentivos espe ciales para que aumentase su aportacHm al balance energetico. La energia no comerGial, definida de manera que abarque las plantaciones que se desti nan a lena, los bosques naturales y otros desperdicios de biomasa, disrni nuira probablemente en el curso del presente decenio como resultado de un proceso de Eubstitucion (kerosene en vez de lena en los centr~s urbanos), el agotamiento de los recursos forestales, el lento ri tmo de repoblacion forestal y l~ mayor utilizacion del bagazo como forraje para el ganada y su menor uso cono fuente de energia. 1.13 Exportaciones/lmportaciones de Petroleo, 1985-1990. El analisis del Cuadro 1.6 permi te llegar a las siguientes conclusiones: Bajo la hipo tesis de alto nivel de produccion de petroleo, las importaciones se incre mentaran deW.OOO Bd en 1983 a 50.000 Bd en 1985 (caso: demanda historical y a 57.000 Ed (caso: base y de substitucion). POI' otra parte los ingre 80S §J petrc,leros tambien se aumentaron de US$438 rnillones/ano a US$547.5 - - - _.._ - - - - - 6/ En dolares de 1983, US$30 por barril. Cuadro 1.6 Balance energetioo - 19::P {miles de TEl' ~ Energia C<.'IOOrci.sl Electricidad Ehergfa Canerci.sl y Ehergfa Pet:r6leo ~riV8dos Canercial C<.'IOOreial IX> no CClIOOrci.sl crodo Gas del petrOleo Hidro Te:rmica. Total total total Oferta. prilmria Produccioo 3.406 9.671 1.549 3.432 3.432 14.652 18.(ffl Exp:>rta.ciOn (1.319) Gas 9,uemado al sire libre Cm) Total 3.406 8.292 1.249 3.432 1209'73 16.319 Tnmaformacioo Refinerfas (8.~) (1~) 8.215 Centrales termicas (324) (458) 7fQ 7fQ Sector energetico (700) a/ (240) ( 15) Ajustes bl ( 310) (75) - (519) (1.101 ) Total al:astecimiento ...... 0 de prod.uctos 3.096 6.993 3.(00 10.096 13.1~ I Comercio de Productos In!:p)rtacioo Exp:>rta.cion Oferta. intema. 3.096 6.993 3.(00 10.096 13.1~ Consumo finBl IniustriB. 333 1.154 1.012 2.166 2.4c;e Tnmap:>rte 3.159 3.159 3.159 IXJnestico 2.731 1.120 1.145 2.265 5.002 Minerla 500 701 1.a31 1.a31 Otros 26 935 240 1.225 1.251 a/ Inclu;ye el g1S utilizado en ]a iIrlustriB.. bl Inclu;ye perdidas yajustes. Fuente: Proyecciones de ]a dammda efectuadas p:>r el MEM. - 11 millones/8lno (caso: demanda historica) y a US$624 mUlones/ana (caso: base y de aubstitucion) respecti vamente. Bajo la hipoteais de baja produccion de petroleo y nuevamente para 1985; los ingresos petroleros se disminuiran respectivamente a: US$492 millones/ano (caso: demanda historica) y a US$569 millones/ano (caso: baae y de aubatitucion). Para 1990 la aituacion podria aer bastante diferente; con la hipotesia de alto nivel de produccion, el pais todavia podria exportar 22.000 Bd, 27.000 Bd y 35.000 Bd para los tres casos ana:.izadoa de la demanda (historica, base y de substitucion), tenien do ademas una r~duccion de loa ingresos petroleros que llegaria a US$240.9 millonea!clno, US$295.6 millones/ano y US$383 millones/aiio, respectivamen teo El C,!'lSO crftico por otra parte aeria el de bajo nivel de produccion, en el cua1 E'l pais se convertiria en importador neto de petroleo, para cualquierll de las hipoteais de demanda: importaria 30.000 Bd (caso: demanda historica), 25.000 Bd (caso: base) y 17.000 Bd (caao: de aubstitucion) y deberia gElstar en importaciones de petroleo y derivados alrededor de US$328 millonea/E',no, US$273.8 millonea/aiio y US$186 millones/ano, respectivamen teo Teniend') en cuenta que las proyecciones de demanda consideradaa ya corresponden !i tasas de crecimiento relativamente bajas del producto inter no, la cO;~lclusiC,n principal es la neceaidad imperiosa de aumentar conside rablementEl 103 esfuerzos de exploracion en e1 pais. Organizacton, finanzas y planificacion del sector energatico 1.14 El Ministerio de Energia y Minas (MEM) formula la politica ener getica y reglla la exploracion, explotacion e induatrializacion de todoa los recurHoa 9nergeticos salvo los forestales, que estan a cargo del Minia terio de Agricultura. En la practica, muchas de estaa funcionea se delegan a las gral:des companias estatales de petroleo y electricidad. Ademaa, el MEM tiene taKbien a au cargo todas las actividades mineras y pros pecci ones geologicaf! (Anexo 1.3). 1.15 En Julio de 1981 se reconocio la trascendencia econOm1ca (y tam bien poli-:ica) de formular una politica energetica nacional al establecerse un Consejo Nacic,nal de Energia de ambito interministerial. 7/ El Consejo esta conformado por un Consejo Directivo y por la Secretana Tacnica, el Conaejo Directivo incluye 15 representantes de las entidades del aector y especiali:"tas en Is. materia. La Secretarla Tacnica ea el organo de trabajo permanent!, y esta dividido en trea oficinas: planeamiento, conservacion y nuevas fwmtes de energia. El 0 bjetivo baaico del Consejo es proponer me didas de l~litica energetica al ministro y sus principalea actividades son: 1) elaborar balances energeticos y proyeccionea de energia relativas al pais; ii) sugerir medidaa adecuadas para regular la demanda y promover la conservac:Lon; iii) recomendar politicaa financieras para los subsectores de hidrocarburos y electricidad; iV) coordinar loa programaa de capacitacion relacionad os cor. los subaectores de hidrocarburoa y electricidad; y v) de finir los programaa energeticos del medio rural, con anfaais en las nuevaa fuentes r!?nOV!l bI es de energia. 1.16 El MEM regula y fiscaliza e1 sector de hidrocarburos por interme dio de la Direccion General de Hidrocarburos, que tiene bajo su juriadic cion a la compar~a petrolera naciona1, Petroleoa del Peru (PetroperU), y a traves de Petroperu, las companias petroleras extranjeras que operan en el pais. Petroperu se creo en 1969 a raiz de 1a nacionalizacion de las opera ciones de produccion y refinacion de la filial peruana de Exxon, la Inter national Petroleum Company (IPC). ---------- 7/ El Consejo fue instalado oficialmente el 8 de Noviembre de 1983 por el seno'f' Ministro de Energia y Minaa. - 12 1.17 Las funciones de fiscalizacion del sector de energia electrica las lleva a cabo la Direccion General de Electricidad del MEM, que tiene bajo su jurisdiccion ocho empresas de servicio publico, numerosos sistemas locales operados por municipios. y unos 600 autoproductores. La empresa estatal Electricidad del PerU (ElectroperU) es a la vez compania electrica y sociedad de control para la propiedad publica de las otras siete. 1.18 Las dos entidades centrales que operan en el sector, PetroperU y ElectroperU, sufren dificul tades financieras. Los resultados financieros de las operaciones globales de PetroperU han sido insatisfactorios desde mediados del decenio de 1970, principalmente a causa de: i) la carga onero sa del servicio de la deuda como resultado principalmente del proyecto del oleoducto transandino de US$900 millones; ii) los bajos precios internos de los productos derivados del petroleo r y iii) la elevada carga fiscal asumi da por PetroperU en sus contratos con companias extranjeras. Con anterio ridad a 1980 PetroperU tenia que pagar los impuestos sobre las utilidades de sus contratistas y todavia paga todos los demas impuestos de estos. 1.19 En los ultimos anos el Gobierno ha tomado medidas que han contri buido a mejorar la rentabilidad y han permitido efectuar mayores inversio nes. i) El Gobierno ha hecho importantes aportaciones de capital y ha asu mido parte de la deuda a plazo medio de Petroperu, la cual aumento como resul tado de los precios internos subvencionados. El Gobierno continua aplicando un programa de aportaciones automaticas de capital que correspon de al equivalente de petroleo de los ingresos de los contratistas. No obs tante, como estas aportaciones son funcion de los resultados financieros de las companias, recientemente se han reducido al aplicarse la ley que dispo ne descuentos fiscales por reinversion y la reduccion de las utilidades en la operacion. ii) El Gobierno ha reducido la carga tributaria de PetroperU disminuyendo los derechos de exportacion del crudo y de los derivados del petroleo. iii) El Gobierno ha autorizado alzas reales de los precios que han aumentado significativamente los ingresos de PetroperU provenientes de vent as en el pais. 1.20 Los resultados financieros actuales de PetroperU todavia no son totalmente satisfactorios. Aunque la compania obtuvo una pequena utilidad en 1981 y 1982, esta no fue suficiente para cubrir las mayores inversiones efectuadas durante esos anos. Las inversiones aumentaron de unos US$60 mi llones al ano en los ultimos anos del decenio de 1970, a US$160 millones en 1981 y a US$200 millones en 1982. Petroperu no ha contraido ninguna deuda a largo plazo con bancos comerciales para cubrir la insuficiente generacion de fondos. Por el contrario ha recurrido a prestamos del mercado a corto plazo, de manera que la situacion de liquidez de la compania es un tanto precaria. 1 .21 Las nuevas inversiones han dado por resultado una mayor produc cion. En 1982 la produccion de PetroperU fue un 27% mayor que la de 1981. No obstante, en 1982 hubieron dos factores externos que impidieron a PetroperU mejorar su liquidez: la produccion de la compania Occidental, de la cual Petroperu recibe la mitad, disminuyo a unos 10,000 Bd, Y los pre cios de exportacion de los productos derivados de petroleo crudo disminuye ron en US$3 por barril con respecto al nivel de 1981. Las perspectivas pa ra 1983 no son muy halaguenas, ya que la produccion de Petrop9rU y la pro duccion global del pais disminuiran como consecuencia de las inundaciones que ocurrieron en la region noroeste durante el primer semestre de 1983. La produccion del pais se preve ahora en 175.000 Bd, en comparacion con - 13 195.000 Ed en 1982 y un objetivo de 215.000 Ed para el presupuesto de 1983. Tambien han bajado los precios de exportacion de los productos. Para man tener una situacion financiera viable, el Gobierno tendra que aceptar in gresos fisc:ales menores provenientes del sector 0 aprobar nuevas alzas rea les de los precios a fin de compensar la disminucion del volumen y del pre cio de las exportaciones. 1 .22 ]~a situacion financiera del sector de energia electrica es toda via mas crl tica, segUn se ilustra en el Cuadro 1.6. En 1982 los ingresos de venta consolidados de las empresas de electricidad del sector publico fueron de ~nos US$332 millones. Los salarios, combustible y otros gastos de explotador: (excluida la depreciacion) fueron US$218 millones, 10 que dejo un super~vit de US$114 millones, 0 sea alrededor de US$50 por kw de capacidad instalada. Probablemente el activo del sistema, incluida la transmision y distri bucion, tiene un valor de reposicion de US$1.500 a 2.000 por kw, ie manera que una tasa de rentabilidad del 10 al 13 por cien to mas una delreeiacion del 3 por ciento daria US$200 a 300 por kw de gas tos de capital. Segun estos datos, el sector subvenciona a sus consumido res en terminos economicos a razon de US$330 a 550 millones anuales (es decir, por 10 menos tanto como 10 que paga de ucuerdo con las tarifas). Financieran:ente, como los cargos por depreciacion ascienden tan solo a US$27 por 1:w al ano, el sector registro unas utilidades de explotacion de US$55 millones, y despues de deducir los gastos financieros y sumar US$30 millones dE~ irJgrHsos obtenidos por concepto del impuesto DL-163 que grava el consumo sUlerior a los 150 KWh al mes, el sector dispuso de unos US$102 millones para inversion, menos que el 25% del costo de su programa de in versiones. 1.23 En 1980 se reajustaron las tarifas tres veces, ocho vece en 1981 y una vez cada mes entre abril y octubre de 1982. Con todo, el precio me dio del servicio publico prestado por Electrolima en noviembre de 1982, de 42,4 soles por KWh, no cubrio la rentabilidad del 12% sobre la inversion neta fija que preceptua la Ley General de Electricidad. 8/ El aumento ne cesario en ese momento para que las tarifas cumplieran el requisi to legal relativo a Electrolima se calcula entre el 30% y el 60% del precio medio actual de venta aplicando el criterio adoptado para revalorizar los activ~s utilizados '3n ,~l servicio. 1 .24 Para 1382, la lista de inversiones da un total de US$415 millo nes. De e~:ta cifra corresponde a Electroperu el 94,4%, 10 cual significa una utiliu.cio::l escasa de los recursos humanos y tecnicos con que cuentan entidades como Electrolima, Hidrandina y SEAL. La nueva Ley General de Electricidad preceptua un papel mas importante en el futuro para estas com panias. 1.25 En e~ periodo 1983-1987 sera preciso efectuar inversiones por va lor de US$2.000 millones, 0 sea un promedio de US$400 millones al ano, para concluir ~as obras en marcha. El promedio anual, alrededor del 3% del PIE es compatible con la magnitud del s~:tor de servicios electricos publi cos. AhorEI bien, este ni vel de inversiones solamente podra cumplirse si 8/ Durante e1 ~ltimo ano, la situacion tarifaria se ha deteriorado aun mas; los ~umentos tarifarios acumulados entre agosto de 1982 y julio de 1983 a~_ca:1Zaron al 89% mientras que la inflacion interna durante el mismo periodo alcanzo el 116%. - 14 las compafi!as afectadas aumentan la generacion interna de recursos. De otra forma hay peligro de que, aun contando con financiamiento externo, se deten gan las obras por falta de recursos de contrapartida en moneda nacional. Cuadro 1.7 Presupuesto consolidado del sector de servicio publico de electricidad, 1982 Miles de Millones Millones de US$ Ingresos por ventas 233 332 Gastos de explotacion 153 218 Salario, etc. 100 140 Combustible 33 47 otros conceptos 20 29 Depreciacion 41 59 Costo total 194 277 Utilidad 0 perdida neta 37 55 Gastos financieros 30 42 Generacion interna de recursos 50 72 Ingresos segUn DL 163 af 21 30 Disponible para inversion 71 102 af 25% de impuesto al consumo superior a 150 KWh al meso US$ == 700 soles. Fuente: Estimaciones de la Direccion General de Electricidad 1 .26 Se han identificado proyectos a mediano y a largo plazo que entra rian en servicio a partir de 1988, entre otros: Huallaga, Ene, Platenal y Huaura. Varios de dichos proyectos necesitan nuevos estudios de ingenieria y evaluaciones economicas que deberan concentrarse en mejorar la aSignacion de recursos y la eficiencia de la inversion. Se recomienda que esos estudios se lleven a cabo sin demora. 1.27 La mala situacion financiera de las entidades centrales que ope ran en el sector hace que revista importancia especial la planificacion cuidadosa de las inversiones a fin de asegurarse de que los fondos de que se dispone se utilicen con la mayor eficacia posible. Desgraciadamente, la planificacion es uno de los aspectos deficientes de los sectores de energia electrica y del petroleo. Electroperu utiliza un modelo de expansion del sistema basado en el menor costo, pero sin datos realistas de entrada sobre variables cruciales como, por ejemplo, los costos de los proyectos y las tasas de crecimiento de la demanda y sin tener en cuenta debidamente las limi taciones financieras. El resul tado es un "plan" que no puede llevarse - 15 a la practica pero que puede inducir a la compama y al sector a dedicar tiempo, gastar dinero y realizar trabajos de ingenieria destinados a ini ciar un numero de proyectos mayor del que puede concluirse dentro de los plazos establecidos. Sin embargo, algo se ha avanzado en cuanto a la pla nificacion, can la actualizacion del Plan Maestro realizada en 1983. 1.28 PetroperU recibio en septiembre de 1983 un estudio (financiado por el BIRF) de las opciones y prioridades de inversion de Petroperu. Ese estudio eontribuira de manera considerable a mejorar la planificacion en el sector pc:;!trolero, pero tendra que ser reexaminado y actualizado periodica mente. 1Jna tendencia general que se ha manifestado en la planificacion de Petroperii, tanto al nivel de la compania como al de proyectos y que en el pasado ha originado problemas, es la de actuar basandose en supuestos opti mistas s:.n contar con planes de reserva suficientes para hacer frente a los imprevistos. - 16 II. REGULACION DE LA DEMANDA DE ENERGIA Estructura de la demanda de energia 2.1 En 1981 el PerU consumio 11,3 millones de TEP de energia (vease el Cuadro 1.1). El consumo per capita de energia fue de unos 650 kgep, en co mparacion con un promedio mundial de 1 .500 kgep y un promedio en America Latina de 1 .000 kgep. Las fuentes tradicionales y no comerciales de ener gia satisficieron un 32% de la demanda total, y la energia comercial el 0 tro 68%. Hay una diferencia de casi 2:1 en el consumo per capita de ener gia entre las zonas urbanas y rurales. La poblacion rural se estima en 5,6 millones de habitantes (33% del total) y consume aproximadamente 2,2 millo nes de TEP (20%), mientras que la poblacion urbana, de 11,4 millones (67%), consume 8,8 millones de TEP (80%). Existe tambien una diferencia cuantita tivaj unas tres cuartas partes del consumo de energia per capita en el me dio rural (que se calcula en 400 kep) es energia no comercial, mientras que la energia comercial representa alrededor del 90% de la energia que se consume cada ano en el sector urbano (unos 70 kep). 2.2 En 1981 el consumo total de energia comercial fue en el Peru de 8,3 millones de TEP. La estructura sectorial indica que el sector de transporte es el consumidor mas importante de energia comercial (30%), se guido del industrial (22%), domestico (20%) y los sectores minero y meta lurgico (15%). Los sectores industrial, minero y de transporte han conti nuado dependiendo en gran medida del petroleoj corresponde al petr5leo el 49% del consumO de energia en el sector industrial, el 46% en el sector mi nero y el 100% en el sector de transportee 2.3 En 1981 el consumo de energia no comercial ascendi5 en el PerU a 3,3 millones de TEP. El usuario mas importante de energia no comercial fue el sector domestico. A la energia tradicional correspondio cerca del 70% del consumo de energia en el sector domestico y el 21% en el sector indus trial. Fijacion de precios de la energia 2.4 La fijacion de precios es el principal instrumento de politica que se utiliza en el Peru para influir en la demanda de energia. La politica que se sigue en otras esferas, especialmente las decisiones de inversion en las industrias de propiedad estatal y en la infraestructura de transporte, influyen tambien en el consumo de energia, pero en estas decisiones la e nergia suele ser un elemento de menor importancia. A la inversa, el efecto en la demanda es tan s5lo uno de los elementos que intervienen en las deci siones de fijacion de precios de la energiaj la necesidad de ingresos que tengan el Estado y los proveedores de energia, el efecto real psico15gico que el encarecimiento de la energia produce en la inflaci5n y las cons ide raciones relativas a la distribucion del ingreso parecen tener tambien por 10 menos la misma importancia. 2.5 El MEM controla los precios de los productos derivados del petro leo y los del gas natural, y la Comision de Tarifas fija las tarifas de e lectricidad. No se controlan los precio del carbon, Is lena y el carbon vegetal. En el Cuadro 2.1 se presenta la estructura de precios de Is ener gia comercial y la relacion existente en el Peru entre los precios internos y comparadores aproximados para cada producto (febrero 1983). Los compara dores son estimados de la siguiente manera: para los productos petroleros - 17 es la SUI~ del precio en la frontera mas los costos provenientes del manejo y la distri bucion; en el caso de la electricidad se ha tomado el costo mar ginal es"timado para el sistema Centro-Norte. Los precios internos como la relacion precios internos/comparadores se han calculado con dos bases dife rentes. La primera, llamada "sin ajustes", utiliza el tipo de cambio ofi cial y 1<9. segunda 0 "ajustada" incluye un 10% debido a la sobrevaloracion del sol y un 16% debido al impuesto que pagan todos los bienes vendidos en el pais. Estos comparadores no necesariamente son metas de precios: por 0 tra part!" no incluyen ningUn componente para financiamiento de vias, propo sitos fb~cales y redistribucion del ingreso. El sistema peroano de carre teras es altam ! nte subsidiado y los impuestos a la gasolina y el diesel po drian ser ur~ eficaz inst rumento para so lucionar esta si tuacion. Por otra parte los requerimientos fisc ales podnan justificar aumentos de precios superiores a los de los comparadores en algunos cas os (gasolina y electri cidad en el se::tor residencial) aunque, en otros casos, sena recomendable mantener los precios aun por debajo de los comparadores (kerosene domesti co). 2.6 Productos derivados del petroleo. Desde comienzos de la decada de 1970 has':a 1976 se mantuvieron artificialmente bajos los precios del petro leo. Dei3de entonces, el Gobierno ha. tratado de seguir una politica mas re alista de fijacion de precios y, especialmente durante los tres ultimos anos, ha::l. ido subiendo los rrecios reales. El precio medio de los produc tos derivados del petroleo / se elevo de US$38 el galon en enero de 1981 a US$0,6 'I en enero de 1982, Y a US$O, 77 en enero de 1983. En terminos rea les, los pr c ios subieron un 60% en 1981 y un 26% en 1982. En febrero de 1983, el Gobierno aprobo un aumento del 10% del precio en dOlares, con 10 cual el predo promedio por galon se acerco a US$O ,84. El Gobierno tiene intencion de continuar en 1983 los aumentos del precio en dolares por razo nes del :presupuesto nacional (el 50% aproximadamente del precio al por me nor es un impuesto) y su poHtica de largo plazo es que los precios refle jen el coste de oportunidad de los combustibles. 2.7 El kerosene, que se vende para consumo interno al 33% (ajustado) 0 42% (sin ajustar) del valor de su comparador es el combustible mas subven cionado. E::" subsidio economico (diferencia de precio en relacion con el comparador) al kerosene tiene por objeto contener el costo de vida para los gropos de bajos ingresos, especialmente en los centr~s urbanos, y es de unos US$10 per capita al ano para las familias que cocinan con kerosene. Suponiendo que esto aba~ue a un 60% de 1a poblacion total (equivalente al 90% de 1'1 poblacion urbana), la "eficiencia" de la transferencia de ingre sos puede estimarse en dos tercios aproximadamente, recibiendo la otra ter cera parte (unos US$50-65 mi110nes al ano) las personas y empresas que uti lizan kerosene "domestico" para otros fines. 2/ 2.8 El GLP, que tiene un precio de 53% (ajustado) 0 66% (sin ajustar) del valor do su comparador, es no obstante bastante caro de utilizar (re quiere recipientes y aparatos pesados y relati vamente costosos), de manera 1/ LOB precios ponderados de los productos derivados del petroleo (gaso lina, diesel, kerosene, petroleo residual sin ajustes). 2/ LOB anun(~ios de generadores e1Eictricos portatiles con kerosene como combustLble y que aparecen en forma destacada en los periodicos de Lima .prometen un ahorro del 80% en el costo del combustible. - 18 que solamente utilizan cantidades relativamente pequenas los peruanos pu dientes. El costo del subsidio implicito del GLP es de unos U8$20-25 mi llones al ana y no parece estar justificado. 2.9 El diesel y el kerosene "industrial" se venden al 67% (ajustado) u 85% (sin ajustar) del valor de su comparador. Debido a que el volumen es mas 0 menos el doble que el de las ventas de kerosene "domestico", el sub sidio implicito es en total aproximadamente el mismo, cerca de US$170-200 millones anuales. Como se trata de bienes intermedios, que utilizan las empresas de transporte industriales, los efectos de distri bucion de este subsidio se difunden probablemente con gran amplitud a traves del sector moderno de la economia. La sUbstitucion parcial por el kerosene "domesti co" (que practicamente ha absorbido al anterior mercado de kerosene "indus trial") podria, sin embargo, llegar a ser un problema para el diesel si su precio se elevara considerablemente sin un aumento paralelo del precio del kerosene. 2.10 El precio de la gaso lina corriente es igual al 90% (ajustado) 0 115% (sin ajustar) de su valor economico. El precio de la gasolina de alto octanaje (que se utiliza poco en el PerU) y el del petroleo residual se ha llan a un nivel por encima de los valores de sus respectivos comparadores, en el caso "sin ajustes" y mas 0 menos igual con el comparador ajustado. 2.11 Electricidad El nivel y la est ructura de las tarifas de elec tricidad del PerG no son reflejo del verdadero costo de este servicio pu blico. A pesar del progreso realizado por las autoridades para remediar esta situacion en los anos 1980-1982, todavia hay mucho por hacer. En eT Anexo II-1 se detallan los precios medios de venta de la energia que se aplicaron durante el primer semestre de 1982. Se han clasificado los pre cios segun categorias de companias de electrioidad y de oonsumo y se expre san en soles oorrientes por KWh, antes de deducir los impuestos. La poca diferenoia existente entre los niveles de preoios medios de las empresas en relaoion oon niveles de oostos muy distintos, indioa las transferencias de reoursos que se llevan a cabo a traves del Fondo de Compensaoion Tarifaria estableoido en 1976. 2.12 Las tarifas medias para los oonsumidores industriales tienen una gran diversidad, siendo la maxima la de la compania de electrioidad de Chimbote y la minima la de Hidrandina, que vende el 95% de la energia que produoe en la concesion del Pativiloa a un solo complejo industrial. El promedio naoional de esta tarifa industrial es un 65% superior al promedio oorrespondiente a las ventas al sector domestico. Los oonsumidores oomer ciales pagan las tarifas mas altas en la mayoria de los sistemas de elec tricidad, siendo el promedio 2,4 veoes el de la tarifa para el seotor do mestico. Estas diferenoias, que no estan justificadas ni desde el punto de vista tecnioo ni del economico, indican un subsidio oonsiderable a los con Bumidores domesticos por parte de los usuarios industriales y come roiales , y su finalidad de redistribucion se ve frustrada a causa de que los subsi dios implioitos benefician a los grandes consumidores mas que a los peque nos, espeoialmente los que pertenecen a la categoria domestica. 2.13 Las tarifas medias disminuyeron un 5% en terminos reales durante el deoenio de 1970. El Gobierno autorizQ aumentos acelerados nominales de las tarifas a fines de 1981 y 1982, que solo fueron suficientes para mante nerse a la par de la inflaoion. En el pasado se han aplicado de .. ma~era desigual los aumentos de las tarifas. Por ejemplo, los olientes domest1oos - 19 y de alumbrado publico se beneficiaron del pronunciado descenso ocurrido en el precio real que pagaron entre 1970 y 1980, mientras que los clientes in dustrial.~s experimentaron un aumento real del 47%. No obstante, la tarifa industrial sigue siendo inferior al precio del petroleo residual necesario para producir la electri.cidad en una central termica. En un estudio tari fario de1 costo marginal recientemente realizado en relacion con el sistema principal (Centro-Norte) se puso de manifiesto que habia considerables va riacioneB estacionales y diarias en el costo del suministro de electrici dad, sup'~rando los costos durante la estacion seca,(mayo a noviembre) a los costos d,el resto del ano. 8i se analiza la influencia de los subsidios e impuesto:s OIJul tos en la estructura tarifaria actual puede apreciarse que los consumidores domesticos son los que estsn mas subvencionados, mientras que los :pequenos clientes industriales y que utilizan bombas de riego reci ben un s'lbsidio moderado, y los clientes comerciales pagan una tarifa exce siva. Las tarifas electricas parecen representar tan solo del 40% al 50% del correspondiente costo economico para los consumidores domesticos e in dustriales, mientras que la tarifa comercial es superior a su comparador (costos adicionales medios a largo plazo). - 20 - Cuadro 2.1 Precios de 1a energia comercia1 Precio interno b] Precio del Interno/Comparador Sin ajustar Aiustado com arador c/ Sin ajustar Ajustadobl (US$/unidad) (US$/tep) (US /unidad) (US /unidad)- % % Productos derivados del petr61eo.!,1 Super {ga16n} 1,28 440 1,00 1,05 122 95 Normal (ga16n) 1,09 375 0,85 0.96 114 89 Diesel (ga16n) 0,93 283 0,73 1,08 86 68 Kerosene Dom~stico (ga16n) 0,46 145 0,36 1,09 42 33 Industrial (ga16n) 0,92 291 0.72 1,09 84 66 Petr6leo residual (ga16n) 0,77 220 0,60 0,58 133 103 GLP (kg) 0,30 285 0,24 0,45 66 53 Barril compuesto~1 (g~16n) 0,84 267 0,66 0,91 92 72 Elec t ric ida~1 Hogares (kWh) 0,036 146 0,028 0,084 42 33 Comercial (kWh) 0,133 541 0,104 0,084 158 124 Industrial (kWh) 0,048 195 0,038 0,084 57 45 Carb6n (tonelada) 38 76 29,78 n.d. n.d. n. d. .!,/ Precios de febrero de 1983 a 1.063 soles por US$ · bl Incluye una prima del 10% sobre el contenido en divisas y un 16% mas de ajuste correspondiente al impuesto general sobre las ventas. £/ Los comparadores que se utilizan para los precios del petr6leo son los precios cotizados del Caribe menos una diferencia por transporte en el caso de los productos que el Peru exporta en volumen significativo (gasolina, 5 c el ga16n; petroleo residual, 4,2 c el ga16n; el comercio de otros productos es de volumen muy reducido) mas el costa estimado de manipulaci6n y distri buci6n internas (gasolina y diesel, 20 c el galon; kerosene y GLP, 30 c el ga16n; petr6leo residual,S c el ga16n). Para la electricidad, el comparador es el cos to marginal de sumi nistro a largo plazo para el sistema Centro-Norte, segun ha estimado Electricite de France/SOFRELEC para su caso de base. ~I Barril compuesto (1,1% super, 23,4% normal, 25,7% diesel, 14% kerosene domestico, 0,9% kerosene industrial, 31,8% petr6leo residual, 3,1% GLP). ~I Tarifas de noviembre de 1982 a raz6n de 825 soles por US$. - 21 Sector de transporte 2.14 En el PerU se utiliza extensamente el transporte por carretera, por ferrocarril, maritimo y aereo. La red consta de unos 60.000 kilome tros, 6.600 de los cuales estan pavimentados. La carretera panamericana, que se extiende a 10 largo de 3.000 km de la llanura costera, es la via mas importante de la red. En 1981, el parque movil se estimaba en unas 523.000 unidades (0,03 per capita), el 70% del cual esta matriculado en Lima. Como indica e1 Cuadro 2.2, el numero de vehiculos que utilizan las carreteras ha aumentado un 3,2% anual. Cuadro 2.2 Vehiculos que utilizan la red vial, 1976-1981 Automoviles Omnibuses Camionetas Camiones Otros Total 1976 265.486 17 .001 55·370 61 .407 46·343 445.607 1979 2':3.:363 27.754 61.499 64.108 45.511 472.235 1981 296.706 18.278 71 .162 69.074 66.750 521.970 Fuente: Direccion General de Transporte Terrestre. ---- 2.15 El Peru tiene unos 3.074 km de vias ferreas, 10 cual representa una longi tud casi la mi tad de las carreteras pavimentadas. Los dos ferro carriles principales del pais enlazan centr~s mineros de la Sierra con puertos en la costa; el Ferrocarril Central enlaza Callao-Lima con las zo nas mineras centrales, y el Ferrocarril del Sur va del puerto de Matarani, a Cuz·:::o J Puno. Cinco aeropuertos, los de Lima, Pisco, Arequipa, Cuzco y Talara, E,stan clasificados como de primera clase, en los cuales pueden ate rriza~ aviones Boeing 707, y otros ocho aeropuertos pueden recibir Boeing 727. Los :;lUertos mas importantes del pais son Callao (carga general), Talara (productos petrol1feros), Chimbote y San Nicolas (mineral de hierro) e Iquitos en el rio Amazonas. 2.16 Consumo de energia El sector de transporte depende totalmente de produ.:::tos derivados del petroleo; el sector en conjunto contribuye el 44% (cifri3. de 1981) a la demanda nacional de productos deri vados del petroleo. En el Cuadro 2.3 se presentan los cambios estructurales que ha experimenta do el sector de transporte en los ultimos diez anos. - 22 - Cuadro 2.3 Consumo de ener ia en el or combustible 1970 1975 1981 Gasolina 67,9 66,0 49,6 Kerosene 10,1 10,9 12,2 Diesel 16,0 17,5 27,3 Petroleo residual 6,0 5,6 10,8 Total 100,0 100,0 100,0 Porcentaje del consumo total de petroleo 40,9 44,7 44,9 Fuente: MEM - Balances energeticos. 2.17 El cambio estructural mas importante ocurrido en los ultimos diez anos ha sido la sUbstitucion de la gasolina por el diesel. Debido al alza de los precios de la gasolina (el precio de este producto subio con mayor rapidez que el del diesel) y al aumento del numero de vehiculos que utili zan diesel (especialmente camiones y omnibuses), la participacion de la ga solina bajo del 67,9% en 1970 al 48,7% en 1980, al mismo tiempo que aumen taba el consumo de diesel, cuya proporcion paso del 16,0% en 1970 al 27,6% en 1980. En 1981 se invirtio moderadamente esta tendencia debido a la li beralizacion de la importacion de automoviles, la cual hizo que aumentara el parque de automoviles (con motor de gasolina). 2.18 Conservacion de la energia En un estudio reciente 3/ se ha cal culado que en el sector de transporte podria lograrse una economia de com bustible de entre el 15% y el 22%; esto incluye una economia del 12% al 18% en el transporte por carretera, principalmente mediante el mantenimiento de automoviles, mejor ordenacion del trafico en Lima y mantenimiento de los caminos; del 2% al 3% en el transporte aereo por medio del mantenimiento de los aviones, disponibilidad de nuevo equipo y mejor ordenacion del trafico; las posibles economias alcanzables en el transporte maritimo y por ferroca rril se estiman en 2% y 1% respectivamente. En el Cuadro 2.4 figura una estimacion de las posibles economias de energia. Sector domestico 2.19 El sector domestico depende principalmente de la energia no co mercial. En 1981 el consumo de energ1a en el sector domestico ascendia a 4,4 millones de TEP, de los cuales 2,7 millones (61%) provenian de fuentes no comerciales (principalmente lena) y 1,7 millones (39%) tenian un origen comercial. El kerosene representaba 0,82 millones de TEP y la electrici dad, 0,75 millones de TEP de energia comercial consumida en los hogares. En el Cuadro 2.5 aparece la tendencia del consumo de energia en el sector domestico durante los ultimos diez anos. 3/ Trans-Ener~, "Conservacion de la energia en los seCJores industria y transporte , Jul~o1982. - 23 - Cuadro 2.4 Consumo de energia en el sector de transporte - 1985 Consumo sin Energia Economias conservacion posible (% dentro de (% dentro de energia (KTEP) la moda) del sector Transporte por carretera 1 .800 307-448 17-25 12-18% Mantenimiento de automoviles 127-188 Ordena.cion del trafico 36-60 Educacion de conductores 50 ManteniIr.iento de motores 50-90 Mantenimiento de carreteras 50-70 Transporte a~reo 355 45-75 13-22 1.,7-2,9 Mantenimiento de motores 15-30 Equipo nuevo 15-30 OrdenaciCm del trafico 15-30 Transporte por ferrocarril 57 8-12 14-21 0,3-0,5 Mantenimiento 6-9 Ordenacion del trafico 2-3 Ordenac:.on maritima 365 20-35 5-10 0,8-1,3 Total 2·557 380-570 15-22% Fuente: Trans-Energ, "Conservacion de la energia en los sectores industria y transporte", julio 1982. Cuadra 2.5 Consumo de energia en el sector dom~stico (porcentaje) 1970 1975 1981 No conercial 73 67 61 Kerosme 14 15 19 Electricidad 10 14 17 Otras formas 3 4 3 Fuente: lliEM - Balances energ~ticos. - 24 2.20 En 1981 correspondia a las fuentes tradicionales de energia el 61% del consumo total en el sector domestico. De los 4,4 MTEP consumidos, el 53% provenian de la lena, el 6% de otras fuentes de biomasa y el 2% de carbon vegetal. La participacion de las fuentes tradicionales de energia en el sector domestico disminuyo entre 1970 y 1981 del 73% al 61%, mientras que la proporcion de fuentes comerciales de energia paso del 27% al 39% en el mismo periodo. Esta tendencia puede explicarse en parte si se tiene en cuenta el gran movimiento migratorio hacia los centr~s urbanos, un consumo global relativamente estable de combustibles tradicionales y alguna substi tucion de lena por kerosene en el medio rural, como resultado de escaseces regionales. La escasez regional de fuentes tradicionales de energia es particularmente gravosa para los sectores mas pobres de la poblacion que viven a gran altitud. 2.21 Un estudio realizado de la disponibilidad de lena en tres pobla dos distintos de la parte sur de la Sierra del Peru 4/ indica que la esca sez de combustible tradicional no es generalizada en toda la Sierra, sino que se siente mas en las familias mas pobres que habitan en los lugares de mayor altitud. El regimen de tenencia de la tierra contribuye al problema de acceso a los combustibles que sufren los habitantes de lugares de gran altitud y laderas muy pendientes, que son zonas menos capaces de proporcio nar combustible suficiente para la poblacion, a la cual se niega cada vez mas el acceso tradicional a los arboles en las zonas donde son mas abundan tes cerca de los valles. 2.22 El desarrollo y la promocion de cocinas que utilicen mas eficien temente la energia podria beneficiar grandemente a los hogares rurales. Hay algunos informes de que en las partes aisladas de la Sierra y en Oxapampa se utilizan cocinas "mejoradas" (como, por ejemplo una cocina de tres hornillas, una cocina de arcilla y la "biscarra"). Es preciso deter minar la eficiencia de estas cocinas y considerar la posibilidad de esta blecer programas de divulgacion. Como todavia no se ha llevado a cabo nin gUn trabajo de investigacion y desarrollo tecnologico en el pais, no se dispone de cifras relativas a los costos para determinar si los usuarios podrian permitirse su adquisicion. La experiencia obtenida en otros luga res (Centroamerica, Africa occidental) parece indicar que si se mejora la eficiencia de las cocinas se podra obtener una reduccion inmediata e impor tante del consumo de lena (10 cual es una ventaja importante para las loca lidades mas afectadas p~r la escasez de lena), 10 cual reduciria la super ficie que es preciso reforestar. No obstante, la formulacion de un progra ma para fomentar y estimular el uso de cocinas que utilicen la energia con mayor eficiencia debe basarse en la premisa de que probablemente el progra ma de divulgacion sera mas dificil de llevar a cabo que los trabajos nece sarios de investigacion y desarrollo tecnologico. 2.23 Opciones importantes en los centr~s urban os son la sUbstitucion del kerosene por briquetas de carbon 0 por la electricidad. Por f"llpuesto, esto ultimo requiere la disponibilidad de una red y de una demand, minima. El 40% de todos los hogares tienen actualmente acceso a electrici~; 1, pro porcion que seguramente aumentara como resultado del programa nacional de electrificacion rural y del programa de expansion en otras zonas. 4/ Sara Lund Skar, Fuel Availability, Nutrition and Women' s Work in Highland Peru. Ginebra, OIT, enero 1982. - 25 2.24 En el Cuadro 2.6 se compara el costo de diversos combustibles pa ra cocinar en Huancayo (localidad de la Sierra, ya que se supone que la le"-! na sea mas barata que el kerosene en las localidades mas pequenas y aisla das de la Sierra) y en Lima. Al nivel de precios actual, el kerosene, el GLP y la electricidad resultan los combustibles mas economicos cuando son accesibl ! s, y aun sin un subsidio es probable que el kerosene continuaria siendo 113. opcion menos costosa para los consumidores de Lima a menos que fuese reEllizable un programa de briquetas de carbon. Cuadro 2.6 Costo del combustible para cocinar (US$ per capita al ano) Huancayo Lima Madera utilizada al aire libre 10,8-15,0 27,5- 31 ,7 con coeina mejorada 5,4-11 ,2 13,8-23,7 Carbon vE!getal 33,9 58,5 Briquetas de carbon 9,3-13 ,3 9,3-13 ,3 Kerosene con subsidio actual 7,7 7,7 sin sul)sidio 21,0 18,5 GLP con subsidio actual n.d. 10,1 sin subsidio n.d. 21 ,4 Electricidad con las tarifas actuales n.d. 12,1 segun Ell costo adicional medio a largo plazo n.d. 28,2 Notas: No se ha incluido el costa de las cocinas. La necesidad de combustible se ha calculado sobre la base de 200.000 kilocalorias anuales por habi tante; las estimaciones de la energia util, del contenido energetico y de la eficiencia en la utilizacion de la energia son las siguientes: madera, 2,4 millones kcal/m3, 10% en fuegos al aire libre, 15% a 20% en cocinas mejoradas; carbon vegetal, 6.500 kcal/kg, 20%; briquetas de carbon, 4.000 a 5.000 kcal/kg, 30%; kerosene, 34.000 kcal/galon, 35%; GLP, 21.300 kcal/cilindro (24 libras), 45%; electricidad, 860 kcal/KWh, 70%. Costos uni tarios en Huancayo: lena, US$13 a 18 el m3; carbon vegetal, US$0,22/kg; briquetas de carbon, US$0,08/kg; kerosene, US$0,46/galon subvencionado; US$1 ,25/ galon no subvencionado; el GLP y la electricidad son poco accesibles en la Sierra. - 26 - 3 Costos unitarios en Lima: lena, US$33 a 38 el m ; carbon vegetal, US$0,38/kg; briquetas de carbon, US$0,08/kg; kerosene, US$0,46/ galon subvencionado; US$1 ,10/galon no subvencionado; GLP, US$2,95/cilindro subvencionado, US$4,95/cilindro no subvenciona do; electricidad, 3,6 c/KWh segUn tarifas vigentes, 8,4 c/KWh se gun el costo adicional medio a largo plazo. Sector Industrial 2.25 Industrias minerales El sector de minerales constituye una par te muy importante de la economia del pa:i:s y contribuye alrededor del 10% del PIB. El Peru cuenta con un gran numero de minerales. Los que tienen mayor importancia desde el punto de vista de la energia son los minerales de cobre, plomo, zinc y hierro. En 1980 correspondia a las industrias mi nerales el 15% del consumo de energia comercial, incluido cerca del 10% de productos derivados del petroleo y el 30% de la electricidad. Se han ana lizado las posibilidades de conservacion de energia por parte de los consu midores mayo~es del sector ~ las conclusiones obtenidas se han extrapolado a la totalidad del sector. ~ 2.26 Si se toma como base el consumo de 0,8 MTEP de derivados del pe troleo en 1981 y considerando las posibles medidas de conservacion de la e nergia, como por ejemplo mantenimiento y operacion, modernizacion 0 reposi cion del equipo y aplicacion de nuevas tecnologias, parece posible que para la totalidad del sector minero: 1) se puedan lograr unas economias de 5%, equivalente a unos 40 KTEF, en el plazo de dos anos con un nivel bajo de inversion; ii) se puedan lograr unas economias del 9% (72 KTEP) en el plazo de cinco anos, pero con medidas que exigirian inversiones importantes, y iii) aplicando nuevas tecnologias, podr:lan lograrse unas economias de 96 KTEF, 0 sea el 12% del consumo de energia. En el Cuadro 2.7 figuran los resultados de la economia de energia y una estimacion de las inversiones y el tiempo necesario para lograrla. Cuadro 2.7 Estimacion de las economias de energia y de las inversiones Sector minero Reduccion del ,. Ejecucion consumo de energ~a Inversion Per:lodo Mejoras KTEP % Millones US$ (anos) . ,. Mantenimiento Y operac~on 40 10 2 5 Aplicacion de las tecnologias disponibles 72 9 33 5 Aplicacion de nuevas tecnologias 96 12 66 10 US$1 = 870 soles (noviembre de 1982). Fuente: Bes :ido en Sereland, Conservation of Energy in Peru, abril de 1983. 2! Serelaai, Conservation of Energy in Peru, abril de 1983. - 27 Sector manufacturero 2.27 El sector manufacturero 6/ del Peru fue el que contribuyo mB.S al PIB en 1981 (24%). En los ultimoa-cinco anos ha aumentado la importancia que tiene para el pais, principalmente a causa de su participacion en el empleo de mane de obra y en la balanza comercial. El sector manufacturero depende principalmente de productos derivados del petroleo. El consumo de derivadosl del petroleo fue en 1979 de 1.240 KTEP, comprendiendo 998 KTEP de petroleo combustible, 205 KTEP de diesel y 37 KTEP de otros productos. Al consumo de e lectricidad correspondieron 2.500 GWh (613 KTEP). 2.28 Para efectuar una estimacion realista de las posibles economias de energ:La en el sector industrial sena necesario llevar a cabo estudios energeticos en las industrias utilizando tecnicas y personal especializado en la cOl1servacion de energia; sin embargo, puede obtenerae una idea gene ral de las posibles economias que podrain lograrse en el sector manufactu rero si se comparan el consumo de energia por unidad en cada ramo de la industriH con cifraa analogas correspondientes a otros paises y si se con sideran las reducciones del consumo de energia por unidad que se han obte nido med:.ante diversos tipos de medidas. Basandose en ese tipo de anaH sis, la mision calcula que las medidas de mantenimiento y operacion podnan reducir Ell consumo de energia industrial en 116 KTEP (7%) con una inversion estimada en US$23 millones solamente. La modernizacion 0 reposicion del equipo r'3queriria inversiones importantes (pero con periodos de reembolao de dos a Ci'lCO anos) y podna economiza r 127 KTEP. Po reI momento parece que la ~.abilidad de llevar a cabo esta mejora es de caracter teorico y de penders tambien de la capacidad para aplicar inversiones a largo plazo. En el Cuadro 2.9 B.parecen las economias totales que se obtendrian de aplicarse estas medidas de conservacion. Cuadro 2.8 Estimacion de la economfa total de energia en el sector manufacturero Penodo Reduccion Inversion de ejecucion Mejoras KTEP % Mi110nes US$ (anos) Mantenim:i.ento y operacion 116 6 23 2 Aplicacion de tecnologias dispon:Lbles 127 7 63 5 Fuente: Basado en Sereland, Conservation of Energy in Peru, abril de 1983. 2.29 El anslisis preliminar de las industrias minerales y el sector manufactllrero realizado por la mision confirma que, a corto plazo, podrfa mejorars 3 ccnsiderablemente la eficiencia del consumo de combustible, bssi l camente :;>roductos derivados del petroleo y electricidad. Entre las medidas 6/ LO:3 principales subsectores son: alimentacion, papel, productos no metalicos, metalurgico, qufmico e industrias textiles. - 28 que podrian aplicarse inmediatamente para mejorar la eficiencia energetica figuran las siguientes: a) buenas practicas de combustion y mejor utiliza cion de la instrumentacion que de lugar a mejores practicas de operacion y mantenimiento; b) mejor rendill!iento de los intercambiadores termicos, la instalacion de deflectores y el aislamiento mejor de los conductos de aire; c) la recuperacion del calor de los gases de escape mediante la instalacion de recuperadores; y d) la correcion del factor de potencia, en la mayoria de los casos mediante la adicion de condensadores, aunque las industrias mayores podrian instalar motores sincronicos. 2.30 A largo plazo, podrian lograrse mayores economias realizando in versiones adicionales. Estas inversiones se definiran con mayor detalle como parte de la audi toria energetica, pero probablemente comprenderan 10 siguiente: a) modernizacion y reposicion del equipo; b) aplicacion optativa de productos que utilicen vapor, c) mejora de la eficiencia del almacena miento y acondicionamiento de materias primas; d) utilizacion de calor sen sible por medio de un sistema integral aplicado a la red de vapor como fuerza motriz y para obtener vapor para los propios procesos. SUbstitucion del petroleo residual por carbon 2.31 La substitucion del petroleo residual por carbon es cada vez mas comun en todo el mundo en las industrias del cemento y la fabricacion de ladrillos, centrales termicas e industrias que consumen mucho vapor como las de papel y azucar. En el PerU parece factible, desde el punto de vista tecnico, llevar a cabo conversiones importantes para utilizar como combus tible el carbon en calderas y hornos, segUn se expone en el Cuadro 2.9, y las ventajas economicas parecen interesantes. 7/ Sin embargo, la falta de una fuente de suministro establecida, la distancia entre los centr~s de produccion y de consumo y la inexistencia de una politica precisa del go bierno en 10 que se refiere a la explotacion de los reoorsos carboniferos del pais, son factores muy importantes que obstaculizan el pasar en gran escala del petroleo combustible al carbon. En el Capitulo VI (parrafo 6.19) se expone en lineas generales un programa piloto que tiene por objeto contribuir a romper este ciroolo vicioso. 7/ Un caloolo (vease el Anexo II.2) basado en el costo adicional de las centrales de energia electrica que producen vapor mediante la combustion de carbon indica que la creacion de un me rcado de carbon para calderas grandes que se cargan por la base cuesta unos US$90 anuales por tonelada, inversion que se amortizaria cuatro veces si se dispusiera de carbon a US$50 la tonelada. Las ventajas economicas serian en general mas reducidas en calderas mas pequenas y utilizadas con menor intensidad 0 en conversiones de centrales electricas que originalmente no se disenaron para utilizar carbon, pero que podrian resultar mas ventajosas en las industrias del cemento y del ladrillo en las que el contenido de ceniza del carbon tiene ciet'to valor, 0 en centrales de reconversion que originalmente se disefiaron para utilizar carbon como combustible. - 29 - Cuadro 2.9 Posibilidades de substituir unos combustibles por otros Potencial de Petroleo substitucion por Industria Equipo residual (TEP) carbon (toneladas) Cemento hornos de calcinacion 250.000 385.000 LadrilloB hornos 50.000 77.000 Azucar calderas 140.000 215.000 Papel calderas 160.000 246.000 Minena y calderas y metalurgia hornos 200.000 303.000 Total 800.000 1 .231 .000 Fuente: Estimaciones de la mision 2.32 Las posibilidades de sUbstitucion a corto plazo en el sector in dustrial son algo limitadas. La experiencia obtenida en otros parses indica que debe darse prioridad a las industrias de fabricacion de ladrillos 8/ y de cemento, en las que ya se he demostrado la posibilidad tecnica y comer cial de llevar a cabo la substi tucion. La industria del cemento, que tiene un consumo de 'lInos 250.000 TEP anuales, es la que ofrece mayores ventajas economicEls. La industria del ladrillo esta formada por grandes plantas que producen 35.JOO TEP anuales y por pequenas plantas que producen 13.000 TEP anuales. Las fabricas grandes requieren inversiones concentradas en las plantas; la~ fabricas pequenas necesitan inversiones reducidas en un gran numero dl~ hcrnos de tipo artesano. Para establecer las posi bilidades de substitueion en las plantas restantes, ingenios azucareros, fabricas de pa pel y pllmtas mineras y metalurgicas, seraa preciso efectuar estudios mas minuciosos ya que las subs ti tucion implica la reconversion problema tica de calderas y 19. adaptacion de modelos antiguos de calderas. Aspectos institucionales 2.33 En general la coordinacion es deficiente entre las entidades que se ocupan de la energJ.a en el sector industrial: el Ministerio de Indus tria, el Ministerio de EnergJ.a y Minas y el Instituto de Investigacion Tec nologica Industrial y de Normas Tecnicas (ITINTEC) 9/. Estas tres entida des han desplegado actividades paralelas a fin de desarrollar la capacidad insti tucl.onal necesaria para abordar los problemas de la eficiencia del consumo de energia en la industria. Evidentemente es importante que el Consejo ri~acional de Energia coordine la formulacion de medidas y de legis lacion sobre la conservacion de energi.a y la substi tucion de combustibles, 8/ Una l'mcuesta llevada a cabo en septiembre de 1983 revelo que varias ladrilleras ya estan usando carbon. En oc:tubr-e de 1983 se firmo un acuerdo entre el ITINTEC y la Secretana Tecnica de la Comision Nacional de Energia, con el fin de coordinar esfuerzod en el area de la conservacion. - 30 asi como el aprovechamiento de los recursos disponibles dentro y fuera del gobierno. 2.34 Basados en la descripcion anterior, dos conclusiones basicas pue den ser planteadas: Primero, existen buenas posibilidades de conservacion de energia en los sectores transporte, minero, residencial e industrial; sin embargo, para obtener dichos ahorros es necesario realizar inversiones que varian considerablemente dependiendo de cada sector. Ademas, existe el requerimiento institucional que debe establecerse para coordinar un plan de accion de ese tipo. Segundo, el actual esquema institucional no parece el mas adecuado para llevar a cabo esta labor. Por 10 tanto la creacion de un centro coordinador 10/ de actividades en el campo de la conservacion de la energl.a aparentemente es justificable, requiriendose ademas que el centro tenga cierta autonoml.a institucional y financiera. Las funciones mas im portantes del centro serfan: i) llevar a cabo auditorfas energeticas de las instalaciones industriales y de una muestra de las construcciones comercia les y de las viviendas; ii) coordinar y llevar a cabo investigaciones y de mostraciones sobre "nuevas" fuentes de energl.a y tecnologl.as de conserva cion de la energl.a; iii) proponer medidas para moderar el consumo y mejorar la eficiencia; iV) organizar conferencias, contact os directos con companl.as y campanas de comunicacion para informar a los consumidores de energia de las posibilidades de conservacion y de los medios de lograrla; v) estable cer colaboracion entre las empresas y consultores peruanos y los expertos extranjeros en este terreno; y vi) observar la evolucion del consumo de energia y ayudar con carscter rutinario en asuntos relaconados con planifi cacion energetica. 2.35 Financiamiento del Centro Se espera que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) proporcione financiamiento a traves del HEM para la or ganizacion y operacion del Centro durante un periodo de dos snos. Se nece sitars asistencia complementaria a fin de financiar: i) la capacitacion e instruccion del personal del Centro; i1) la adqu1sicon de equipo de medir y los instrumentos necesarios para llevar a cabo auditorfas energeticas; iii) estudios de factibilidad relativos a la conservacion de energia en los grandes complejos industrio-mineros; iv) una linea de credito a un interme dio financiero adecuado con el objeto de prestar apoyo a las actividades de conservacion de la energia que llevan a cabo las compaDias pequenas y me dianas. 2.36 Incentivos y legislac10n sobre conservacion Es posible que se necesiten incentivos especiales para promover proyectos de demostracion 0 de investigacion y desarrollo tecnologico en relacion con la conservacion de energia. Los incentivos podrsin adoptar la forma de subsidios, presta mos y creditos preferentes 0 reduccion de 1mpuestos, pero si se utilizaran deberfan aplicarse paralelamente a mecanismos para evaluar los resultados de las demostraciones sobre investigacion y desarrollo tecnologico que ha yan contribuido a financiar y darlas a conocer a los posibles usuarios. El Gobierno peruano ha presentado al BID para su consideracion un pro yecto en tal sentido y ademas el Banco Mundial tambien ha sido llamado para participar en el establecimiento del centro. - 31 II I. BIOMASA Recursos 3.01 La energia proveniente de biomasa tiene importancia especial para la formulacion de la politica energetica nacional del PerU, ya que los com bustibles tradieionales de biomasa se utilizan principalmente para satisfa cer las necesidades de los sectores mas pobres de la poblacion, especial mente en la region de la Sierra. El Peru cuenta con re curs os sil vicolas abundantes, I~ubriendo los bosques naturales 0 cuI tivados cerca del 60% de la superficit~ terrestre, segun se presenta en el Cuadro 3.1 · Cuadro 3.1 Recursos forestales tmiles de ha~ Tierra apta DistribucHin regio- Bosque Planta- para Potencial nal de los recursos Region natural ciones reforestacion forestal forestables sf Costa 2.:73 10 490 3.073 3,6 Sierra 6 160 7.377 7.506 0,2 Selva 70.;'14 .--- 4 2.496 72.714 96,2 Total 72. '93 r 174 10.363 83·330 100,0 af Los reC,1rsos forestales existentes comprenden los bosques naturales y las ?lanta~iones, con una superficie de 72.967 ha. Fuente: PerU Forestal. Lima: Ministerio de Agricultura, 1982. Cifras to 'madas de: Memoria explicativa del mapa forestal del Peru, 1975, Y Estadisticas de reforestacion, 1979-1980. Disparidades regionales 3.2 El mismo cuadro indica, no obstante, que la mayoria de los recur sos forestalE~s nacionales (96%) se hallan en la region poco poblada de la Selva. Tan '3010 el 0,2% de los suministros nacionales de madera se hallan si tuados en La Sierra, aunque los habi tantes de esta region comprenden el 24% de la poblaeion y represent an el 85% del consumo anual de lena, estima 3 do en 5,3 millones de m · La escasez regional se deduce claramente de las estadisticas sobre la produccion de madera y de carbon vegetal. De los 24 departamentoB del pais, seis de ellos (Ancash, Cajamarca, Cuzco, Junin, Piura y Funo) producen mas del 50% de la madera que se consume en el pais; tres departar'lentos (Cajamarca, Cuzco y Puno) producen el 31%. La situacion - 32 en 10 que respecta al carbon vegetal es mas dificil, correspondiendo ados departamentoa (Lambayeque y Loreto) el 95% de la produccion de carbon de clarada. 1/ A causa de la grave desforestacion aufrida en la Sierra, 71 Gobierno peruano ha hecho que sea ilegal la producci6n y envio a Lima de carbon vegetal. A juzgar por la regularidad y gran volumen del suministro de carbon vegetal en Lima, a pesar de su gran distancia de Lambayeque y Loreto, es probable que la produccion no declarada de carbon vegetal sea muy considerable. Si a esto se anade el hecho de que el carbon vegetal se produce por medio de tecnicas tradicionales baaadas en el horne de calcina cion, que tienen una eficiencia baja de conservacion de energia (15% a 20%), se puede decir que probablemente no se eata logrando el objetivo de la politica oficial de conservacion del bosque. Escasez de lena en la region de la Sierra 3.3 En el Cuadro 3.2 se presentan estimaciones del balance de oferta y demanda, actual y proyectada, de madera en la Sierra. Se calcula que el 3 consumo anual de lena es de unos 4,5 millones de m3 0 sea 0,64 m per capi ta al ana en relacion con una poblacion regional de 7 millones. Mucho es 10 que se desconoce del balance actual, especialmente el origen del 75% de la madera consumida (estimac1on basada principalmente en datos obtenidos mediante encuestas de hogares) que excede del rendimiento de los bosques naturales y de las plantaciones. La parte principal de esta madera se su pone que proceda de arboles y arbustos que crecen fuera de las zonas que se consideran cubiertas de bosque; el total de arboles en crecimiento en los bosques y plantaciones de la Sierra es demasiado pequeno para que su agota miento contribuya mucho a la "importacion" de la Selva 0 de la Costa Norte seria demasiado costosa. 3.4 Aun cuando el MEM, la DGFF y el INFOR estan de acuerdo en que esta ocurriendo una grave despoblacion forestal, especialmente en la region de la Sierra, no se ha determinado el ritmo preciso debido a que en las esta disticas de que se dispone no se establece una distincion precisa entre el desmonte sistematico, la degradacion forestal rapida por tala parcial y la evitacion de la regeneracion del bosque par el desbroce con fines agricolas y el pastoreo del ganado. Ademas de los efectos inmediatos y negativos que produce esta escasez en el bienestar de la poblacion, no se esta utilizando el estiercol como abono sino que se destina a combustible para cocinar, 10 cual da por resultado una perdida de produccion agricola en potencia. 3.5 El Cuadro 3.2 ofrece un marco adecuado para analizar el desequili brio entre la produccion y el consumo de lena y para establecer las medidas que es necesario tomar, pero las cifras que aparecen en el mismo se basan en diversos supuestos y estimaciones importantes (veanse las notas del cua dro) debido a la falta de datos fidedignos. Por 10 tanto, es necesario que las autoriddes forestales del PerU inicien con urgencia la recopilacion en serio de datos, especialmente sobre 10 siguiente: i) magnitud y ubicacion de las fuentes de lena distintas de las plantaciones y bosques naturales existentes; ii) tasa de extraccion por encima del rendimiento sostenible; iii) cantidad de madera que no se destina a fines de energia en la Sierra; y iv) informacion mas precisa sobre fuentes de lena y sobre el nivel y las caracteristicas del consumo. Sin estos datos resulta muy dificil determi nar si es necesario efectuar nuevas inversiones en reforestacion por encima del nivel ya previsto en el proyecto de reforestacion de la FAO. ~/ Anuario de Estadistica Forestal y Fauna Silvestre. - 33 Deficit y necesidades de reforestacion en la Sierra 3.6 Se ~reve que la necesidad total de madera habra aumentado en 1 ,5 3 millones de m en el ano 2000,en que llegara a unos 8,4 millones de m · 3 La oferta y la demanda de lena en el ana 2000 se hallara equilibrada regio nalmente (las escaseces locales serian generalizadas) si todavia se dispone de la mitad aproximadamente de las fuentes no identificadas y si todos los proyectos planeados se llegan de hecho a financiar y ejecutar. En el caso de que se cunpl9.n estos supuestos, las plantaciones existentes podnan sa tisfacerel 9% de la necesidad total de madera; los proyectos en marcha atendena::t e:' 11%, y la oferta menos firme, como por ejemplo "fuentes no identificH.das" y proyectos en potencia, proporcionarian el resto, 30% y 40% respectivll.mer:.te. El hecho de que se espere que las fuentes no confirmadas de abasteeimi.ento satisfagan el 70% de la demanda, subraya la necesidad apremiante de obtener datos mas exactos sobre estas "fuentes no identifica das" y de cor_seguir financiamiento y desarrollar la capacidad en el pais a fin de lleva~' a cabo y concluir los proyectos planeados a mas tardar en el ano 1990. 3.7 Por e1 contrario, si tan solo queda entre el 10% y el 20% de estos recursos no identificados, habra un deficit de cerca de 2 millones de m 3 que solo 3e ~)od('a satisfacer acelerando las actividades de repoblacion fo restal a fin de plantar otras 19.000 ha al ano por encima de las 30.000 ha al ano pr,:')vistas en los proyectos planeados, si no se obtienen rendimientos mayo res. Si, segUn las proyecciones, las tasas de crecimiento del consumo de madera para fines no energeticos seran mayores que las supuestas en el Cuadro 3.?, sera necesario un nivel de plantacion adicional superior al de 19.000 ha al ano. Es tambien importante investigar la posibilidad de uti lizar tecnic9.s mejores de reforestacion, puesto que si el rendimiento aumentara a 15 IIl3 por hectarea anuales solamente haria falta plantar otras 3.000 ha al c.no en vez de 19.000. De acuerdo con este supuesto, las fuen tes de madera no identificadas cubrirl.an tan solo el 6% de la necesidad to tal de madera, mentras que el suministro proveniente de la reforestacion acelerada" para la cual no hay planes definidos, cubriria el 23% de las ne cesidades" ::i, ademas, los proyectos planeados se retrasaran 0 no se lle varan a cabo, la si tuacion ya dificil de la lena podria llegar a alcanzar proporcior:.es de crisis. Las perspectivas senan el agotamiento acelerado de las fuentes restantes, nueva desertificacion, fuerte erosion y perdida de la capa o~ganica superior del suelo. Por consiguiente, es urgente que el Gobierllo concentre la atencion en la situacion global del suministro de madera, especialmente en la Sierra, y en dotar a las insti tuciones de la capacidad suficiente para llevar a cabo una expansion importante del pro grama de reforestacion del pais. Actividades actuales y en proyecto 3.8 Hasta 1982, solamente se habian repoblado unas 160.000 ha 2/ 10 cual reprE~senta tan solo 1 ,3% del potencial, que es de mas de 7 millones de hectareas (Cuadro 3.1). Hasta 1980 se habian plantado unas 140.000 ha, e INFOR ha ven:.do plantando desde ese ano a razon de 10.000 ha al ano. Un 98% de :.as es.pecies plantadas consisten en eucalipto, especialmente EucalyptuB globu.lus. En el Anexo III.1 se presentan las superficies refo restadas por de]?srtamentos. Como se aprecia en el cuadro, la mayor parte 2/ Fuente: Mario Veneros Borda. Potencial del recurso fores tal made rabJ:~, Li~a,febrero de 1982. - 34 de las actividades de repoblacion forestal se han concentrado en 5 de los 24 departamentos (Cuzco, Junin, Apurimac, Ancash y Cajamarca); entre ellos representan el 73% de la superficie total repoblada (el 25% en Cuzco p~r si solo). Aunque no es cierto que estas zonas "preferentes" de reforestacion coincidan con zonas de concentracion de la poblacion, del anexo se deduce claramente que las zonas en que hay grave escasez (Puno, Tacna y la zona general en torno al lago Titicaca) 0 las areas de rapida extraccion madere ra (Piura, Lambayeque) no han recibido suficiente atenci6n en los programas nacionales de reforestacion. Cuadro 3.2 Balances de madera correspondientes a la Sierra, 1983 y 2000 3 (millones de m ) Demanda 1983 ·2000 Lena 4:5 5:'0 Otros a/ ..£d. 3,4 Total 6,9 8,4 Oferta Plantaciones b/ Existentes 1,7 1,7 Proyectos en marcha c/ 1 ,0 Planeado (proyectos pendientes) d/ 3,4 Otras Fuentes e/ 5,2 2,6 + 2,6 Total b;9 8,6 + 2,6 Saldo 0,0 0,2 + 2,6 Fuentes: INFOR, FAO, Cuadro 3.3 y estimaciones de la mision. Comprende el 30% del total estimado nacional correspondiente a la construccion y la industria del pais y el 80% de la mineria, la indus tria del papel y otras industrias. Suponiendo un rendimiento de 10 m3 por ha al ano. Comprende INFOR, los cinco anos iniciales del proyecto de la FAO y un proyecto financiado por USAID. Comprende 3 de un proyecto de la FAO ya planeado pero todavia no fi nanciado y 0,4 de un proyecto del BID financiado pero inactiv~. Estimado como partida residual correspondiente a 1983. Se supone que en el ano 2000 habra disminuido en una cantidad desconocida. - 35 3.9 Asistencia externa La ayuda exterior se concentra en la refor estacion de las partes mas favorables de la Sierra y en estimular las in dustrias forestales de la Selva. Es poco 10 que se hace para resolver los problemas importantes de control de la erosion y ordenamiento de las cuen cas hidrograficas. Como se ve en el Cuadro 3.3, actualmente hay 9 proyec tos en el PerU relacionados con 1a reforestacion, algunos de los cuales es tan a cargo del INFOR. El mayor de ellos 10 ejecutan la FAO y el INFOR con unos US$5 millones de fondos del Gobierno de los Paises Bajos. Este pro yecto de rElpoblaC:ion forestal con fines energeticos abarcara inicialmente una superficie de 13.000 ha al ano, que para 1990 habra aumentado a 30.000 ha al ano; 1a ejecucion del proyecto comenzara en Huancayo, Huaraz y Puno. Hay planes para un proyecto complementario de 5 anos, pero todavia no se ha financiado. Posibilidad de mejorar las actividades de reforestacion en la Sierra 3.10 Disponibilidad de tierras Seglin el Cuadro 3.1, en el pais hay mas de 10 Dlillones de hecta.reas adecuadas para reforestacion, 7,4 millones de las cuales se hallan en la Sierra. El proyecto complementario de la FAO (30.000 ha a1 ano), actualmente en etapa de p1anificacion, requeriria, aun que se ampliar!'l en otras 19.000 ha a1 ano, un total acumulativo de 500.000 ha para e1 ano 2000, menos el 7% de 1a superficie adecuada para reforesta cion de que se dispone en la Sierra. 3.11 Viab:ilidad economica El costo de cultivar especies para lena en p1antaciones p'lede calcu1arse basandose en varios supuestos (reforestacion inicial y mantenimiento, US$400 por ha 3/; aumento anual medio, 10m3 por hectarea al ano, estimacion prudente; cicIo de tala de 5 anos y periodo de rotacion de 15 anos, correspondientes al eucalipto; 10% anua1 de costo real del capital) ell unos US$6,50 por m3. Teniendo presentes los amplios marge nes actualea para la tala, transporte y distribucion (vease el Cuadro 3.4), el precio ~1 por menor seria de unos US$18 e1 m3. Sin embargo, e1 30% a proximadamente de la produccion no podria uti1izarse como postes para la construccion, 'Iue a los precios actuales (unos US$0,50 cada uno) valen unos US$35 e1 m? Seglin esto, e1 70% restante podria venderse para lena por unos US$11 el :n3 , un poco por de bajo del precio actual de mercado, pero mu cho menos que el margen de error intrinsico en estas est1maciones. Al au mentar la distancia a que ha de transportarse 1a madera que no es de plan. tacion debido 9. 1a progresiva desforestacion, cabe esperar que la competi tividad de las plantaciones mejore con e1 tiempo, pero el que una planta cion de especies para lena pueda 0 no ser financieramente viable en esta si tuacion c.ependera evidentemente de una serie de factores locales que in fluiran en el costo y e1 precio de mercado de la lena en cada caso concre to. Las vEmtajas economicas que ofrecen las plantaciones son evidentes si se tiene ell cuenta que la mayor parte del costo es atribuib1e a 1a mano de obra no calificada, cuyos salarios son en parte pagos de transferencia de facto, y qJ.e HI cortar madera "natural" tiene un costo social por 1a ero si6n del sue1e que causa y, como consecuencia, afecta el rendimiento agri cola futuro, que no se refleja en e1 precio de mercado. l./ Basado en estimaciones del INFOR. Compuesto de: mano de obra, 67%; apoyo tecnico, gastos de administracion y extension, 23%; insumos y suministros, 8%; herramientas, 2%. No se inc1uye el valor de 1a tie rra. Cuadro 3.3 Proyectos actuales de reforestaci6n con ayuda bilateral 0 internacional PROYECTOS DE REFORESTACION ORGAN1SHO PElUODO DE DE EJECUCION FECHA DE COKIENZO ORGANISHO RESUMEN DEL PROYECTO COHPONENTES PRINCIPALES EJECUClON (AliOS) Y TERMINACION FAO/Fondo Fiduciario Asistencia para fomentar y apoyar Trabajos de apoyo insti INFOR 5 Septiembre 5,0 (donaci6n) la reforestaci6n en toda la Sierra, tucional y de extensi6n 1982/1987 comenzando en Huancayo, Cuzco y para aumentar el ritmo Huaraz en la fase inicial. Compo actual de plantaci6n nente pequeno para linea de cr~ de 10.000 ha al ano a dito a los agaricultores fon fines 30.000 ha al ano. de reforestaci6n. USAID Proyecto de "alimentos para tra 30.000 ha plantadas INFOR 5 1979/1985 0,9 donaci6n bajar", para reforestar tierras hasta ahora, supervi lPrimera fase ter 8,5 (alimentos comunales en 8 departamentos de viendo el 80% de 10 minada en 1982; en especle) la Sierra, incluido el desarrollo plantado. segunda fase con 9,4 de viveros. tinuar! hasta 1985) CANADA Ensayos y selecci6n de especies Establecimiento de par 7 1917/1983 0, b (donaca6n) adecuadas para viveros y plan celas experimenta1es en taciones en la Sierra. Cuzco, Huaraz y Huancayo. ALEMANIA Pequeno proyecto en apoyo de los 2 expertos y consultores. 3 1980/83 0,5 taonac16n) ~ trabajos de reforestaci6n en la Equipo y material. (Pr6rroga de Selva central principalmente me Cursos de capacitaci6n 4 aftos acor diante ensayos de especies fores en el exterior. dada en 1982) tales y mejora de t~cnicas de vivero, en combinaci6n con traba jos de extensi6n para estimular la plantaci6n por parte de los agricultores. BELGICA Proyecto en marcha de ensayos en (Las negociaciones 6 Proyecto nuevo pequena escala y tecnicas de re del proyecto no se 2 , 5 t cu,;) forestaci6n en la Sierra, que ha hablan concluido a .k22. Ulelgica) continuado durante un periodo de mediados de 1982). 4,25 (donacl0 15 anos. Ahora se propone su am nes) pliaci6n y conversi6n en un pro yecto mayor con fondos de la CEE y del Gobierno belga, para la reforestaci6n de 6.000 ha en Cajamarca. PROYECTOS DE REFORESTACION ORGANl~MO PERlODO DJ<: MON'fU DI> Dt; EJJ<:CUClON FJ<:CHA DJ<: COM1ENZO UIVl::'A:> ORGAIHSMO RESUMEN DEL PROYECTO COMPONENTES PRINClPALES EJECUClON (ANos) Y TEIU1INAClON (~I» COMPONENTES DE REFORESTACION EN OTROS PROYECTOS BID Proyecto de reforestaci6n de Metas para las zonas de lNFOR 4 i!:nero de 1!:Hll n,3 (prestamo) 4.000 ha como parte del "pro re fores tae ion ~ (,nact,vo) grama sectorial agrfcola y Sierra - 35.000 ha ganaderon. Costa 3.000 ha Selva 2.000 ha BANCO MUNDIAL Componente forestal de un pro 1.500 ha de plantacio 0,8 (prestaruo, yecto integral de desarrollo en nes que se efectuaran solamente el Departamento de Puno (Sierra). durante un perfodo de componente Consiste principalmente en refo 3 aftos. rimientos y ampliaeiones +189 +189 Produccion -143 -143 Final de 1978 727 968 1979-1982 Revisiones de las estimaeiones +242 Producci5n seeundaria, rehabilitacion +49 +49 Otros descubrimientos y ampliaciones +40 +40 Producci5n -283 -283 Final de 19H2 775 -775 Fuente: RI3copilado a partir de datos de Petroperu. 4.6 1a superficie total del Peru que Petroperu considera susceptible de proslleccion para descubrir petroleo asciende a 74,8 millones de hecta reas, de las cuales tan solo 15,2 millones son actualmente objeto de alguna forma de exploracion. En la region de la Selva, que cuenta con 59 millones de hecttLreas aptas para la prospeecion, tan solo 14 millones se estan ex plorando.~as perspectivas de lograr nuevos descubrimientos de petroleo y gas en 1a Selva son buenas, pero 10 mas probable es que se descubran yaci mientos relativamente pequenos, 0 bien petroleo pesado que no puede produ eirse 0 trallsportarse con facilidad. Cuatro eompamas petroleras extranje ras tienen contratos de exploracion en la Selva (Occidental, Superior, Shell y Hamilton-Petroinca), y una de elIas (Superior) esta a punto, segUn se dice, de renunciar a la exploracion despues de perforar dos pozos se cos. El nivel de aetividad exploratoria es evidentemente insuficiente para la region, y desde el punto de vista del niimero de pozos exploratorios que podrian perforarse, 10 es todavia mas. Petroperu tiene intencion de perfo rar 15 pozo~; exploratorios en la Selva Norte (la unica region accesible al - 54 oleoducto actual) entre 1982 y 1985, pero no parece probable que disponga de los fondos ni del personal necesario para llevar a cabo el programa pro puesto. PetroperU espera que Occidental perfore 10 pozos exploratorios en el mismo peri:odo; Superior, 4; Hamilton-Petroinca, 11. Estas cifras son muy superiores a las obligaciones contractuales y la mayoria de estos pozos no se ~erforaran si no se encuentra petroleo en la parte inicial del pro grams. / Aparte de PetroperU y de Occidental, hay compromisos en firme para perforar tan solo cuatro pozos exploratorios en la enorme extension de la cuenca del Amazonas en los proximos cuatro anos. De estos pozos, los dos que perforara la Shell en una superficie de 20.000 km2 en la Selva Sur estan tan alejados del oleoducto existente que haria falta construir un nuevo oleoducto al Pacifico si se iniciara la produccion. Por 10 tanto, no es probable que la produccion de esta zona llegue al mercado antes de 1990. 4.7 Las perspectivas de exploracion en el noroeste no se han agotado en absoluto. A pesar del largo historial de produccion de los yacimientos del noroeste la zona parece haber side poco explorada con equipo y tecnicas modernos. La geologia de la region es sumamente compleja, tanto tectonica como estratigraficamente. Sobre gran parte de las zonas terrestres resulta dificil efectuar prospecciones sismicas debido a una capa superficial de piedra caliza que se conoce con el nombre de "tablazo". El ultimo estudio sismico del terreno que se efectuo en la zona operada por Petroperu en el noroeste (aNa) fue realizado en 1970-1971. Las tecnicas y el equipo han mejorado considerablemente desde entonces y podria muy bien suceder que es tuviera justificado realizar un nuevo intento, especialmente dado que pare ce que la mayoria de los pozos de la zona de aNa clasificados como de "ex ploracion" son en realidad pozos cercanos a acumulaciones de petroleo ya probadas y no intentos autenticos de descubrir nuevas acumulaciones de pe troleo. Dado el historial de la zona y su complejidad geologica conocida, el logico suponer que podrian descubrirse nuevas acumulaciones petroliferas ?J Parece probable que la Superior Oil, que opera en el bloque 2, se retire ya que los dos pozos exploratorios resultaron secos. Si la compama decide continuar tiene la obligacion de perforar otros dos pozos. Hamilton-Petroinca opera el bloque 7 en la ruta del oleoducto peruano norte y tiene la obligacion de perforar dos pozos, los resul tados del primero de los cuales se estan ahora evaluando. Occidental perforo dos pozos exploratorios en 1982 con malos resultados, y perfo rara cuatro mas en 1983, pero parece que se Ie estan acabando las po sibilidades de perforar en los bloques que Ie corresponden. La direc cion de la empresa Occidental no espera que su actual programa de ex ploracion sirva mas que para compensar la disminucion de los yacimien tos existentes. Las negociaciones continuan todavia con Hispanoil y otras empresas para el bloque 50 en la Selva Norte, y con Occidental en la cuenca del Huallaga. Petroperu posee los bloques mayores tanto en el noroeste como en la Selva; su bloque 8 en la Selva Norte abarca casi 60.000 km2 , mientras los bloques 31 y 35 en la Selva Central tie nen una superficie de unos 20.000 kmf. PetroperU tiene un programs de exploracion de gran envergadura para los bloques que Ie corresponden en la Selva, pero debido a las mismas limi taciones financieras y de personal no parece probable que pueda llevarlo a cabo. - 55 pOI' medio de nuevas y mas sofisticadas prospecciones sismicas, incluso cer ca 0 dentro de las actuales zonas de produccion. No obstante, un problema que se presenta al fomentar la exploracion de esta zona es que probablemen te las diversas acumulaciones de petroleo seran pequenas, de manera que la actividad del capital privado no sera estimulada pOI' las disposiciones de la ley petrolera. 4.8 Belco unicamente esta comprometida a perforar dos pozos explora torios maa en el bloque Z-1 A en el zocalo y un minimo de cinco en el bloque Z-28. Petroperu tiene un programa de exploracion en gran escala en el area continent,il del noroeste, incluidas prospecciones sismicas y perforaciones en el desierto de Sechura, perc no parece probable que 10 pueda llevar a cabo debiclo a limi taciones financieras y de personal. 4.9 La capacidad de Petroperu para contribuir en forma significativa a la :,ntensificacion de las acti vidades de exploracion, ya sea en zonas "nuevas" sin explorar 0 en areas "antiguas" no exploradas pOI' completo, se ve muy limi tada pOI' varios factores, pero principalmente porIa falta de personal ;r de fondos. Petroperu sufre de una escasez de personal tecnico, especialmente de ingenieros petroleros y de geofisicos. Unido a la renuen cia a utilizar consultores para realizar trabajos que su propio personal es capaz de llevar a cabo desde el punta de vista tecnico pero no dispone del tiempo ne~)esario para ello, el resultado es que la falta de capacidad para efectuar =_os necesarios estudios y planes preliminares se ha convertido en un obs tac'llo para identificar y preparar proyectos. La fal ta de recursos financierCls ha sido otro obstaculo, ya que la mayor parte de la diferencia entre l~l!osto y el precio de venta del petroleo pernano se ha destinado a otros sectores de la economia, reinvirtiendose relativamente poco en el sector de hidrocarburos. 4.10 Estas limitaciones se manifiestan indirectamente en deficiencias de organhacion y planificacion, asi como directamente en la falta de capa cidad para identificar, preparar y ejecutar proyectos en plazos apropiados. Petroperu ha disuelto el grnpo encargado del estudio de cuencas sedimenta rias que antes era responsable de actualizar la informacion sobre cada cuenca a medida que se obtenia nueva informacion y de proponer modificacio nes pertinentes de la estrategia de exploracion y exp10tacion de 1a cuenca. La pla:-tifi cacion se ha sacrificado en aras de las operaciones y el resulta do ha sido que se han perdido oportunidades de explorar y adecuar 1a subu tiliza,::ioL de recursos humanos. POI' supuesto, este ano dichos problemas se han acent'lado pOI' 1a necesidad de hacer frente a las inundaciones en e1 noroeste y remediar los danos causados pOI' las mismas. 4.11 En los ultimos anos se ha avanzado bastante en 10 que se refiere a aumentar 1a capacidad y mejorar la eficiencia de Petroperu, y todavia es mucho 10 que se puede y debe hacer en este sentido, pero continuara siendo necesario durante a1glin tiempo depender en gran parte de empresas extranje ras qUI;.! asuman los riesgos y se encarguen de los proyectos de exp10racion y exp10t,"!cic n (lue son necesarios a corta p1azo para mantener la produccion a f mediano plaza. Atracc:ion de 1a inversion extranjera 4.12 Entre 1945 y 1969, e1 Gobierno mantuvo el precio interno de los derivados del petroleo a un nive1 muy bajo, con e1 resu1tado de que 1a de manda 1~.ument6 rapidamente y el pais se convirtio en importador neto de ese - 56 producto, mientras que se redujo grandemente la rentabilidad financiera de las companias petroleras privadas que operaban en el Peru. En estas cir cunstanciae, ceso practicamente la inversion en el mantenimiento de los an tiguos campos productores y en exploracion para descubrir nuevas reservas. Despues de un periodo de roces cada vez mayores entre el Gobierno y las companias petroleras privadas, la principal empresa productora privada, International Petroleum Co., subsidiaria de la Exxon, fue expropiada en 1969 y se establecio un monopolio petrolero estatal, Petroleos del PerU (PetroperU), para administrar todos los aspectos de la industria petrole rae Trae 1a creacion de Petroperu, e1 Gobierno instituyo en 1970 un siste ma por el cual las companias petroleras privadas pidian actuar en calidad de "contratistas" de PetroperU y efectuar exp10raciones para encontrar pe troleo, manteniendo de este modo el monopolio estatal al mismo tiempo que se permitl.a de nuevo 1a entrada de capital privado para fines de exp10ra cion. Las estipulaciones de los contratos iniciales de exploracion eran tales que 1a compania privada asumia todo e1 riesgo de exp10racion y com partia cualquier produccion resultante a medias con PetroperU, mientras que esta ultima se encargaba de pagar los impuestos que el contratista debiera al fisco peruano. Este sistema resultaba ventajoso desde el punta de vista financiero para el capital privado de especulacion siempre que se pudieran encontrar campos petroliferos suficientemente grandes y productivos para compensar el costo muy elevado de la exploracion en 1a Selva. Esto resulto indispensable desde el momento en que se elevo el precio de petroleo crudo en 1973 y anos ulteriores, ya que en 1974 el pais importaba 27 MBd de pe troleo ademas de consumir la produccion naciona1 de 66 MBd. 4.13 Poco despues de que se estableciera el sistema de "contratos", unas 18 companias privadas negociaron contratos con e1 Gobierno peruano pa ra exp10rar en la Selva, y en 1976 habian perforado un total de 45 pozos, con un costo aproximado de US$750 millones. Petroperu y Occidental encon traron petroleo, pero los unicos otros descubrimientos fueron de pequenas acumu1aciones de petroleo no aprovechables, muchas de elIas de crudo pesa do, y un caso aislado de descubrimiento de gas seco en Aguaytia, hecho por la Mobil en 1961 en la parte central de la region amazonica. En vista de: i) los resultados un poco desalentadores; ii) una resolucion del Servicio de Rentas Internas de Estados Unidos en virtud del cua1 los impuestos sobre la renta pagados por PetroperU al fisco peruano en nombre del contratista cesaban de tener derecho a un descuento tributario en los Estados Unidos; y iii) modificaciones del codigo tributario de Estados Unidos que indujeron a las companias estadounidenses a abandonar en 1976 las zonas de exp10racion que les correspondian a fin de poder amortizar las perdidas de exp10racion deduciendo1as de los impuestos a pagar en Estados Unidos, 16 companias se retiraron del pais. 4.14 Debido a1 aumento continuo del costo del petroleo importado y al hecho de que Petroperu no disponia de recursos tecnicos y financieros sufi cientes para 11evar a cabo el nivel necesario de exp10racion en 1a zona amazonica tras el cese de las actividades exp10ratorias a comienzos del de cenio de 1970, en 1977 e1 Gobierno inicio una campana para atraer de nuevo a companias extranjeras. Entretanto, el Gobierno procedi6 a reexaminar e1 regimen contractual que se aplicaba a la exploracion y la produccion de pe tr61eo teniendo en cuenta la evolucion de la industria petro1era en ese momento. En los Decretos Ley 22774 y 22775 que entraron en vigor e1 6 de diciembre de 1979, se redefinieron las bases para ce1ebrar contratos con companias petroleras privadas y se dictaron disposiciones para: i) dotar a - 57 - Petroperii de flexibilidad al negociar contratos de participacion en la pro duccion El fin de tener en cuenta las caracteristicas geologi.cas, costos de exploracHm y supuestos costos de la explotacion, dando a Petroperu la opcion dE~ participar como asociado de empresas petroleras pri vadas; ii) la eje CUCiOIl po r Petroperu de todos los proye ctos de produc cion secundaria 0 terciaria; y iii) el pago directo de los impuestos sobre la renta al tesoro peruano ])or parte de los contratistas, haciendo de este modo que las empre sas estadounidenses tuvieran de nuevo derecho a reci bir en Estados Unidos en su totalidad el descuento tributario correspondiente. 4.15 En 1980 se establecieron nuevos incentivos para atraer mayores inversiones de las companias petroleras, las cuales eran necesarias para mantener un grado satisfactorio de autoabastecimiento de petroleo. Como parte de esta estrategia, la funcion de Petroperu se limito a las activida des de e:lCplcraeion y explotacion menos arriesgadas que no requerian tecno logia especial 0 grandes recursos financieros. Esta nueva politica quedo incorporHdas en el Decreto Ley 23231, promulgado el 26 de diciembre de 1980, qu.~ tienEl dos disposiciones principales: i) ejecucion de los proyec tos de produccion secundaria por compamas privadas m.ediante contrato (como en el caso 1e Oxy-Bridas en vez de exclusi vamente por Petroperu); y ii) implantacion d!~ un plan de descuento tribu tario por reinversion a fin de atraer nuevo cs.pital hacia las actividades de exploracion y explotacion. 4.16 Como resultado del nuevo descuento tri butario por inversion mejo ro consi(ierablemente el clima para las inversiones. Entre febrero de 1981 y e1 segundo SE!mestre de 1982 se intensificaron las actividades de explora cion de :Las compamas que ya operaban en el Peru, se firmo un nuevo contra to con Bel,~o y se suscri bieron nuevos contratos de exploracion con Hamilton" S1:el1 y Superior. Con todo, a fines de 1982 las actividades de exploradon die:minuyeron de nuevo al suspenderse las negociaciones con tres consorcics lencabezados per Elf, Hispanoil y Union Texas). No se dieron motivos eoncretos que explicaran el menor interes mostrado, pero al parecer el factor fundamental ha sido la baja mundial de los precios del petroleo, 10 cual J-.a motivado que las companias modifiquen sus planes de inversion. En la actua~.idad son dos solamente los contratistas privados que producen petroleo en el Peru: Occidental (en la Selva Norte) y Belco (en el zocalo, en las zonas productoras del noroeste). 4.17 Las condiciones estipuladas en los contratos de exploracion peruanos ofrecen poco a los presuntos inversionistas y estan estructuradas de tal modo que result an poco ventajosas para las compamas que probable mente encontrarian los yacimientos relativamente pequenos y costosos de ex plotar que parecen ser caracteristicos de la geologia del pais. 3/ A par tir de 1981 se ha pasado de un mercado favorable al vendedor a un mercado favorable a1 comprador en 10 que se refiere a los derechos de exploracion, y el Perii ha dejado de ser competitivo. La compania que considere la posi bilidad :ie.nv.ertir en exploracion podria esperar retener aproximadamente el 15% de las utilidades provenientes de la explotacion de un yacimiento petrolifElro de elevado costo en el Peru, frente a mas del 17 0 20% en otros varios paises exportadores de petroleo con mejores caracteristicas geologi cas para lOB hidrocarburos que el Peru, y del 36 al 40% en varios paises exportadores de petroleo. 3/ De acuerjo con el estudio llevado a cabo recientemento por A.D. Little, E'S necesario encontrar de por 10 menos 10 millones de Bbls, para que yacimientos se justifiquen economicamente. - 58 4.18 Es preciso modificar considerablemente el regimen juridico y con tractual vigente a fin de atraer a la inversion extranjera hacia la explo racion en el Peru en cuantia suficiente para que cambie de signo la tenden cia descendente de las reservas de hidrocarburos. Se recomienda que esas modificaciones consistan en la creacion de incentivos para explorar y ex plotar yacimientos marginales, que son los que mas probablemente se encon traran en el Peru, y para restablecer la competitividad de sus parametros economicos de acuerdo con las expectativas que tiene la industria de obte ner una tasa razonable de rentabilidad por inversiones arriesgadaso Por otra parte, los actuales sistemas imposi tivos y de contabilidad tambien deberan ser revisados para eliminar las distorsiones provenientes de la alta devaluacion del sol. Perspectivas de produccion 4.19 En el Cuadro 4.4 se presentan las pre~s~ones de produccion de petroleo elaboradas por la mision y por PetroperU. (El Anexo IV-4 muestra las proyecciones desagregadas por regiones). La proyeccion baja de la mision se ha elaborado partiendo del supuesto de que durante los proximos cinco anos se agregaran cada ana a las reservas 41 millones de barriles. Conforme a este supuesto, la produccion alcanzaria su nivel maximo en 1985 y luego disminuiria constantemente a unos 140.000 Bd en 1990. La proyec cion alta de la mision se basa en que continue descubriendose un promedio de 82 millones de barriles al ano. La prevision de PetroperU a fines de 1982 indicaba que la produccion de petroleo casi se habria duplicado en 1990. Esta proyeccion suponia que se efectuarl.an varios descubrimientos importantes y que astos empezarian a producir inmediatamente. Aun cuando no puede decirse que esta prevision sea imposible de cumplir, no parece probable. Las proyecciones mas recientes, de mayo de 1983, parecen bastan te mas razonables. Cuadro 4.4 Produccion de ;Eetroleo crudo (MBd) Estimaciones de la misi~n Estimaciones de Petro~erU Alio ( Baja) ~ Al ta) (11782) ~5783) 1984 195 195 230 202 1985 195 200 238 193 1986 186 205 266 178 1987 181 211 299 187 1988 173 214 334 189 1989 157 219 353 194 1990 140 192 378 218 Fuente: Anexo IV.1 - 59 - Refinerias 4.20 Petroperu posee seis refinenas con una capacidad total de 187.000 Bd. Dos de elIas -- 119. refineria La Pampilla, cerca de Lima, con una capacidad de 100.000 Bd Y 119. refinena de Talara, cerca de los campoB petroliferos del noroeste y del terminal del oleoducto transandino, con una capacidad de 65.000 Bd -- representan alrededor del 92% de 119. capacidad total de refinacion del Peru. Las otras cuatro refinerias son muy pequenas y vanan entre 1 .200 Bd de capacidad. 4.21 P~esto que se supone que los precios internos mas altos y el len to crecimiento economico contendran 119. tasa de crecimiento de 119. demanda interna de derivados del petroleo muy por debajo de 119. tasa anual de 6,2% de los anos setenta, es posible que 119. capacidad existente de refinacion sea suficiente para el resto del decenio, efectuandose tan solo las inver siones q~le ya !3e hallan en etapa avanzada de planificacion 0 de ejecucion. En el Cuadro 4.5 se compara 119. capacidad prevista de produccion con una proyecci6n de la est mctura y nivel de demanda. El cuadro indica que 119. oferta d'3 gasolina motor, diesel, kerosene y petroleo residual superara las necesidades hasta el final de 119. decada, y que 119. oferta de gasolina de aViacion y d.e gas licuado sera suficiente durante el primer quinquenio de la decada, ilunque es posible que sea necesario importar a partir de 1987 mas 0 me nOS. 4.22 }a ahorro de energia es una de las prioridades de inversion en las refi:1erl.as. En las dos refinerias principalmente es elevado el consumo de energla ~ebido a que se construyeron cuando esta era barata y se trataba de mantener bajos los costos de capital. Si se instauraran medidas adecua das de conservacion de la energia se estima que se podna lograr una econo mia del 20 al 25% de energia con un periodo de reembolso de la inversion necesaria de alrededor de un ano. Estas medidas podnan ser: i) utiliza cion de precalentadores del aire, calderas de recuperacion y quemadores mas eficientes en 119. seccion de homos; ii) modificaciones 0 adiciones al sis tema de intercambiadores termicos; iii) reduccion de las perdidas (del nivel actual de cerca del 1,5% a 0,7%; y iv) mejora de 119. eficiencia de las operaciones. Aplicando estas medidas se calcula que se podrian economizar 125.000 toneladas de hidrocarburos 19.1 ano. Al nivel actual de precios de los comtustibles, esta economia tiene un valor de unos U3$21 millones 19.1 ano, mientras que el costo de inversion para lograrla sena de U3$20 a 25 millones. Bn consecuencia, el periodo de reembo Iso de 119. inversion seria de un 19.110 aproximadamente. Estas opciones se examinan con detalle en un estudio 4/ que se espera terminar a comienzos de 1984. Entretanto, Petro peru ests realizando inversiones de unos US$15 millones de Talara a fin de reducir 119. produccion de petr6leo residual y adaptar mas 119. oferta de pro ductos a la demanda. La compania ests. efectuando tambien estudios de fac tibilidad (prestando particular atencion a 119. conservacion) para una nueva instalacion de craqueo por catalizador fluidizado en el complejo de 119. re fine ria de La Pampilla y una nueva refineria. Sin embargo, debido a 119. re ciente caida de 119. demanda, estas inversiones no parecen necesarias hasta finales de :19. decada. 4/ Finaneiado por el BIRF mediante un prestamo de Ingeniena de Refine rias de Petroleo, Prestamo No. 2117-PE, marzo de 1982. - 60 - Cuadro 4.5 Productos derivados del petroleo: Balance de la capacidad y la demanda (KTEP) Demanda af Capacidad bf Demanda c/ 1981 1985-1990 1990 1990 Gasolina motor 1 .336 2.013 1.370 1 .583 Diesel 1.372 2.169 1.387 1.460 Kerosene 827 1 .073 932 1 .147 Gasolina de aviacion 456 595 514 632 Petroleo residual 1 .687 2.488 1.748 1.910 Gas licuado de petroleo 120 179 154 187 MEM: Balance energetico 1981. Suponiendo que no se lleva a cabo ningfin otro programa salvo los que ya se encuentran en etapa avanzada de planificacion 0 ejecucion. c/ Proyeccion del MEM y de la mision. Caso de base. Gas 4.23 Actualmente el gas natural satisface tan solo una proporcion muy reducida de las necesidades energeticas del Peru. (menos del 2.%). Hasta ahora no se han dado caracter prioritario al aprovechamiento de las reser vas de gas natural debido a que las reservas conocidas parec1an ser dema siado pequefias y excesivamente alejadas para que se justificara el costo de los trabajos de desarrollo y de la infraestructura necesarios para llevar el gas hasta los principales centros de consumo. Un nuevo descubrimiento de gas natural recientemente efectuado ha planteado la posibilidad de uti lizar gas en lugar de petroleo, el cual pod ria exportarse, y esto ha des pertado un renovado interes en el gas. Reservas 4.24 Petroperu. estimo las reservas de gas natural al final de diciem bre de 1981 en 1,2 BPC demostradas y 0,7 BPC probables. En conjunto, las reservas demostradas y las probables ascienden a un total de 45 MTEP (1.% de los recursos de energia comerciales 0 23% de las reservas de petroleo). En el Cuadro 4.6 se resume la distribucion geografica de estas reservas. 4.25 Las principales reservas conocidas de gas natural se hallan en el yacimiento de Aguaytia en la Selva Central, donde segun estimaciones de Petroperu. las reservas demostradas y probables son de 443 y 419 miles de millones de pies cubicos respectivamente, y la costa del noroeste, donde la estimacion de Petroperu. de las reservas de gas asociado demostradas y probables en el continente, y las reservas de gas asociado en el zocalo son de 546 y 403 miles de millones de pies cubicos respectivamente. - 61 - Cuadro 4.6 Reservas de gas natural, final de 1981 (miles de ,millones de pies cubicos) Demostradas y Region Demostradas probables Notas Selva 507 928 - Central (Aguayt:la) 443 862 De gas no asociado Norte 64 66 De gas asociado Costa (noroeste) 693 949 En el continente 405 546 Predominantemente de gas asociado En el zocalo 288 403 Predominantemente de gas asociado 'r'otal 1.200 1 .877 Fuente: Petroperu 4.26 Las reservas de gas no asociado de Aguaytia se descubrieron en 1959, ~ero desde el decenio de 1960 no se han llevado a cabo trabajos de explota~ion salvo por una prospeccion sismica detallada. El costo de desa rrollar el yacimiento se ha estimado 5/ en US$0,85 por MFC (unos US$5 por barril equivalente), pero seria necesario invertir mucho mas en un gasoduc to que llevara el gas al mercado de Lima. Existe tambien la posibilidad de que se des~ubrieran otras estructuras en esa zona. 4.27 Los yacimientos del noroeste en el zocalo se operan por medio de contrat::>s de participacion en la produccion celebrados con "Belco Petroleum Corporation of' Peru". Aunque las reservas principales son de gas asociado en el llloque Z-2A, Belco ha descubierto gas asociado en dos pozos en el bloque :(;-1 A. Los datos sobre estos dos pozos, que produjeron unos 5 MMPCD estsn separados por unos 30 km, 10 cual no es suficiente para calcular con exacti tOld 1a magni tud que pudieran tener las reservas y la pro duccion de gas no asociado. El costo estimado de este gas puesto en tierra se ha cal culado en unoa US$1 ,60 MMBTU V para una entrega media de 45 MMPCD. 4.28 L08 yacimientos del noroeste en el continente son operados pOl' Petropero, donde las reservas demostradas y probables son principalmente de gas asodado (447 miles de millones de pies cubic os), aunque tambien se ha descubh;rto algo de gas asociado en DND y mas al sur en el desierto de Sechura .. 21 Suponiendo una tasa de actualizacion del 13%. 6/ Suponiendo una tasa de actualizacion del 13%. - 62 4.29 Los yacimientos de la Selva Norte, que se hallan todavia mBS ale jados de los centros de consumo que Aguaytia 0 el noroeste, son operados ~or Petroperii y Occidental; las reservas conocidas son demasiado pequenas (65 miles de millones de pies cubicos) para que puedan explotarse econom1 camente con fines que no sean el consumo sobre el terreno. 4.30 Resulta dif1Cil evaluar la produccion bruta de gas natural, ya que una parte importante del gas asociado se vuelve a inyectar en los re servorios para mantener la presion 0 se quema a la atmosfera. En el Cuadro 4.7 se resume la produccion media neta diaria de los ultimos tres anos. 4.31 Tomando como base la proyeccion de la produccion de petroleo que se presenta en el Cuadro 4.4, en el Cuadro 4.8 aparece una prevision de la produccion futura de gas en el noroeste basada en una relacion gas-petroleo de 2.300 pies cubicos por barril de petroleo producido. Cuadro 4.7 Produccion de gas natural, MMPCD af 1980 1981 Octubre de 1982 Costa Noroeste PetroperG. 45,0 44,7 52,0 Oxy-Bridas 21,0 22,5 7,0 Belco 56,0 50,0 42,0 Subtotal 122,0 117,5 101 ,0 Selva Norte PetroperG. 1 ,9 1 ,4 2,1 Occidental 14,2 14,0 14,0 Subtotal 16,1 15,4 16,1 Total Peru 138,1 132,9 117,1 (MTEP el ano) (1,18) (1,13) (1 ,00) Produccion neta de gas, excluido el gas producido y reinyectado en los reservorios y el utilizado en las operaciones de extraccion por gas en el terreno. Fuente: Petroperu - 63 - Cuadro 4.8 Produccion de gas natural en el noroeste del PerU (miles de millones de pies cubicos al afio) 1981 1985 1990 BIRF Petroperu BIRF Petroperu. asooiaao 58,2 70,7 59,2 50,0 56,7 53,7 108,2 127,4 al 230,1 bl 112,9 314,4 bl Gas no .9.sociado 9,3 21 ,9 21 ,9 24,7 24,7 Belco 45,0 45,0 Subtotal 9,3 21 ,9 69,7 69,7 Total noroeste Peru: 117,5 149,3 252,0 182,6 384,1 Fuente: Petroperu y estimaciones de la mision Anexo IV .2 al Baaado en un promedio de las estimaciones alta y baja. bl Ba::ladc en la estimacion alta. Demanda existente 4.32 01 unico mercado en el que actualmente se consume gas en activi dades que ao tengan que ver con hidrocarburos se encuentra en la region costera de: noroeste. Ese mercado unico y aislado de gas es consecuencia de la nl"!cesidad local y no de intencion explici ta de explotar las reservas de gas. A medida que se determinaba la necesidad de nuevas cantidades de gas par9. e:. c:msumo en el terreno 0 industrial, aquel se i ba extrayendo y suministrarldo al mercado poco a poco; el sistema no utiliza un gasoducto para el trans porte en el sentido clasico de la palabra sino que ests forma do por :pequeiios conductos de recogida y distribucion. 4.33 En octubre de 1982 el consumo era de unos 72 MMPCD (la produccion era de '101 MMPCD), de los cuales 27 MMPCD se utilizaban para la produccion en el terreno, 16 MMPCD en la refineria y planta de gas licuado, 19 MMPCD en la planta de fertilizantes, 4 MMPCD para la generacion de electricidad en la zJna de Talara, 1 MMPCD en la planta de negro de humo y 4,5 MMPCD pa ra el c<)nsu.mo domestico en la zona de Talara (gratis para los trabajadores de Petroperu). 4.34 Si Petroperu llevara a cabo un programa de racionalizacion de su utilizaGior. actual de gas natural en la zona, se podria reducir la demanda en ONO, 10 cual liberaria cantidades importantes de gas. Se ha estimado que se podria economizar hasta 26,5 MMPCD (mBS de 4 MBd) si se eliminara el desperdicio y se mejorara la eficiencia de las operaciones sobre el terreno de Petroperu I:posiblemente hasta 15 Mf.1PCD), reduciendo la quema al aire li bre cUB,ndo sea posible (estimacion de Petroperu, 5 MMPCD), aplicando un - 64 programa de conaervacion de energia en la refineria (hasta 2 MMPCD) y redu ciendo el consumo domestico (hasta 4,5 MMPCD). Ademas, podria disponerse de unos 18 MMPCD (3 MBd) que se consumen en una planta de fertilizantes pa ra destinarlos a otros usos, ya que al parecer la rentabilidad de la planta es bastante marginal. Potencial de nueva demanda 4.35 Naturalmente, el aprovechamiento de nuevas fuentes de gas 0 la conservacion del gas que actual mente se desperdicia unicamente rendira be neficios si hay un mercado que atender. El mercado que existe en potencia para aumentar el consumo de gas natural en el Peru seria principalmente el de generacion de energia electrica y substitucion de combustibles en la in dustria. En el noroeste, el costo correspondiente al punta de equilibrio del gas utilizado en la generacion de energia electrica (en turbinas de gas) se ha estimado en unos US$4 por MMBTU 7/ cuando se compara con plan tas de diesel de 10 a 20 MW, y US$5 por MMBTU si se compara con pequenos proyectos hidroelectricos. En el consumo industrial, el costo en el punto de equilibrio seria de US$5 por MMBTU para la sUbstitucion de diesel y US$4 por MMBTU7/ para la sUbstitucion de petroleo residual. El aumentar el usa del gas natural como insumo para plantas de fertilizantes 0 industrias pe troquimicas no pod ria considerarse como prioritario antes de 1985 porque la falta de un mercado interno no justifica la construccion de instalaciones a escala mundial. 4.36 Si se puede demostrar la existencia de reservas suficientes de gas natural para suministrar las cantidades que se necesitan, la substitu cion en potencia de combustibles en la industria y la demanda de energia electrica a 10 largo de la costa desde Talara hasta Lima haria que la de manda se elevara a 171 MMPCD (equivalente a 29 MBd) en 1987, 200 MMPCD (equivalente a 34 MBd) en 1990 y 244 MMPCD (equivalente a 41 MBd) en 1995. Esa estimacion incluye la substi tucion de petroleo residual y de diesel cuando fuera posible por parte de los consumidores industriales a 10 largo de la ruta que recorreria un gasoducto hipotetico en la costa. Las princi pales industrias son PetroperU (La Pampilla), Paramonga, SiderperU y varias fabricas de cemento, cooperativas agricolas y compafiias de elaboracion de pescado. Estas industrias estan principalmente ubicadas en Piura, Chicla yo, Trujillo, Chimbote, Paramonga y Lima, y ademas esta la fabrica de ce mento en Atocongo (40 km al sur de Lima). Al preparar estas estimaciones se han tenido en cuenta los planes de expansion de dichas indus trias y los relativos a nuevas industrias. La demanda industrial en Cerro de Pasco (La Oroya) y Tarma (en la Sierra) se ha estimado en 16 MMPCD en 1987, 17 MMPCD en 1993 y 24 MMPCD en 1995; esto podria suministrarse por medio de un gaso ducto que enlazara Aguaytia con Lima. 4.37 De esos totales, la demanda adicional de gas natural que segUn las estimaciones se destinara a la generacion de energia electrica repre sentara alrededor de una tercera parte. Las cifras se basan en el supuesto de que la region noroeste, desde Tumbes hasta Piura, estaria interconectada pero no enlazada con la red central del pais. Se cerrarian los antiguos grupos electrogenos diesel que actualmente prestan servicio en la region norte, satisfaciendose toda la demanda mediante las turbinas de gas ya existentes y otras nuevas. La zona de Chiclayo no estaria conectada con la 7/ Basado en un precio en frontera (fob exportacion) de US$34 el barril de diesel y US$29 el barril de residual. - 65 red central del pais, pero tambien alIi se reemplazarian los grupos elec trogenos diesel por turbinas de gas. El sistema central del Peru conti nuaria siendo abastecido principalmente por energia hidroelectrica; el gas natural se, utili zaria unicamente como fuente secundaria de combustible en este sistema. En el Cuadro 4.9 se presenta la demanda potencial de 1987 a 1995. Cuadro 4.9 otencial de gas natural medias, MMPCD 1987 1990 1995 Energia Energia Energia e1E~ctrica Tottil electrica Total electrica Total Tumbes-Talara-Piura 20,1 23,0 26,3 29,7 38,9 43,2 Chiclayo 10,6 24,3 13 ,5 29,5 18,9 39,5 Trujillo 1 ,8 22,8 1 ,8 26,6 29,4 Chimbote 4,4 15,5 4,4 16,9 14,3 Paramonga 10,0 10,0 10,0 Lima 16,7 75,2 16,7 87,1 18,1 107,9 Total de la Costa 53,6 170,8 62,7 199,8 75,9 244,3 Cerro de Fasc!) La Oroya-Tarma 16,2 17,3 19,0 Fuente: Estimaciones de la mision. 4.38 A fin de obtener una evaluacion preliminar de las ventajas econo micas a largo plazo de transportar gas natural a los principales centr~s de carga, se han elaborado ocho planes ilustrativos de gasoductos. En el Cua dro 4.10 se resume el costo medio del transporte y las reservas necesarias a 10 largo del gasoducto desde la estacion de Zorritos (terreno contiguo a la zona del Bloque Z-1A de Belco) hasta Atocongo, y de Aguaytia a Atocongo. - 66 - Cuadro 4.10 Planes alternativos de gasoductos Longitud Inversi5n Costo medio Ciudad Reservas c/ total en el del mas lejana necesarias disenada Longi tud gasoducto transporte suministrada (MMMPC) (MMPCD) (km) (Millones US$) (US$/MMBTU) Desde Zorritos (terreno en la costa contiguo a la zona del zocalo de Belco) ITalara 110 17 120 17 0,60 IITalara 210 35 120 20 0,35 IIIPiura 280 65 240 49 0,55 rv Chiclayo 550 116 460 118 0,73 V Trujillo 700 148 660 175 0,85 VI Atocongo 1.600 300 1.225 724 1 ,65 Desde Aguaytia (Selva Central) VII Atocongo a/ 860 151 800 433 1 ,80 VIII Atocongo bl 700 125 700 299 1 ,46 a/ Centros suministradoa: La Oroya-Cerro de Pasco-Tarma-Lima-Atocongo. b/ Centros suministrados: Lima-Atocongo. ~ Las reservas necesarias se han estimado totalizando la demanda media en los anos 1987 a 1995 y manteniendo constante la demanda a partir de 1995; con una duracion del proyecto de 20 anos. Nota: Se han estimado los costos del gasoducto excluyendo la obtencion del gas, el tratam::.ento y la separacion de GLP. Los distintos planes se presentan con fines ilustrativos ya que hay algunas du das sobre la magnitud real de las reservas demostradas y proba bles. Fuente: Estimaciones de la mision. A eontinuaeion se presentan las earaeteristieas prineipales de eada uno de estos planes: Caso I: El proyecto minimo supone un transporte medio de 15 MMPCD desde el yaeimiento de Beleo en el zoealo; todo el gas natu ral se eonsumira en las turbinas de gas que se instalaran para atender la expansion de la demanda de energia eleetriea en la zona de Talara; el suministro de gas podria satisfaeer la demanda ya en 1986, primer ano en que podria funeionar el proyeeto. El costo promedio del transporte podria ser alre dedor de US$0,60/BTU. Caso II: Supone que el yaeimiento de Beleo en el zoealo podria produ eir 30 MMPCD. Igual que en el caso anterior, el gas n~)ural se utilizaria para satisfacer neeesidades de produeel.on de - 67 energia electrica; sin embargo, el aumento de la demanda se ria paulatino y la demanda maxima solamente se alcanzaria en 1988. El cos to medio de transmision secia de US$0,'35 por MMBTU, costo unitario considerado mas bajo que el anterior debido a1 mayor volumen de gas transportado. Caso I II: Supone que Belco descubrira suficientes reservas para trans portar un promedio de 45 MMPCD, maxima entrega que puede su ponerse logicamente de acuerdo con los datos de que se dis pone sobre las reservas. Esto requeriria que se demostraran unas reservas de 280 miles de millones de pies cubicos. Costo promedio del transporte US$0,55/BTU. Caso IV: Incluiria la construccion de un gasoducto de Zorritos a Chi clayo, 460 km al sur. Costo promedio US$0,73/BTU. Para abastecer la demanda media de 47 MMPCD en 1987 y de 83 MMPCD en 1995 y anos ulteriores tendcian que probarse reservas de 550 miles de millones de pies cubic os. Los indicios actua les sobre las reservas de gas no asociado hacen que sea im probable que se pudieran demostrar reservas de esa cuantia en el bloque Z-1A por sf solo. Casos V y VI: Requieren cantidades mayores de reservas demostradas y se vuelven cada vez mas hipoteticos. No obstante, cabe notar que un plan de un gasoducto que tuviera por objeto abastecer la demanda a 10 largo de la costa de Talara a Lima requeri cia una inversion de unos US$724 millones y aumentacia el costo medio del transporte a US$1 ,65 por MMBTU. Casos VII Y Los dos casos transandinos se basan en el supuesto de que VIII: todas las reservas demostradas y probables del yacimiento de Aguaytia (862 miles de millones de pies cubicos) podrian ex plotarse para atender el Mercado de Lima y, en potencia, los centros industriales de la Sierra Central. 4.39 La comparacion economica indica que el costo del transporte apli cando una tasa de actualizacion del 13% variacia entre US$0,35 por MMBTU para un plar_ de un pequeno gasoducto que tuviera por objeto satisfacer 1a demanda de energia e1ectrica en la zona de Talara, y US$1 ,80 por MMBTU para un gasoducto que atravesara los Andes para atender el Mercado de Lima y las cargas i:~dustriales de Cerro de Pasco, La Oroya y Tarma. Si bien los cos tos de inversion parecen aceptables para un gasoducto en pequena escala que se extendiera hasta Piura (US$49 millones) 0 hasta Chiclayo (US$110 millo nes), dLlhos costos aumentan pronunciadamente con la distancia y el diame tro hash llegar a unos US$724 millones para un gasoducto de 26 pulgadas y 1 .200 km a 10 J.argo de la costa hasta Lima. 4.40 P·ua aprovechar los recursos naturales del Peru no solamente es preciso considerar la disponibilidad de recursos y la demanda sino tambien las limitaciones financieras e institucionales existentes. A corto plazo, se recomiencia la inversion en proyectos en pequena escala que aprovechan los recursoa en el noroeste del Peru. Sin embargo, a mediano y a largo plazo, el Gobierno debera considerar las ventajas que entrana explotar los recursos de gas de los yacimientos de ONO y Aguaytia, de Petroperu. En todo cas(), antes de que un proyecto llegara a la etapa de diseno detallado, - 68 seria necesario resolver una serie de incertidumbres relativas a la demanda y la oferta. 4.41 En 10 que respecta ala oferta, 10 primero que hay que hacer es una evaluacion de las reservas del bloque Z-1A de Belco. Los datos prove nientes de los dos primeros pozos (parrafo 4.27) no pueden confirmar que existan reservas suficientes para satisfacer las necesidades minimas que tendria que atender el proyecto. Los resultados negativos del pozo CX-12 (enero de 1983) confirman la necesidad de ser prudentes al evaluar la mag nitud potencial de las reservas. Por consiguiente, Petroperu deberia espe rar los resultados de las pruebas del pozo que pronto se va a perforar des de la plataforma C-18X a fin de formarse su propia opinion sobre la posible magnitud de las reservas y la posibilidad de transportar el gas natural a los centros de consumo. 4.42 Se recomienda que Petroperu reexamine el suministro y consumo de gas natural en ONO en fin de determinar el gas adicional de que se podria disponer para fines de mas rendimiento economico. Especialmente convendra efectuar un estudio sobre el terreno para establecer los lugares en que se desperdicia gas natural en las operaciones sobre el terreno; asimismo es importante analizar el consumo domestico, el cual debe controlarse. Tam bien debera tomarse una decision sobre las ventajas 0 desventajas economi cas de continuar operando la planta de fertilizantes. El precio excepcio nalmente bajo de la urea permitiria importar este producto a un precio in ferior al costo de explotacion de la planta, a menos que se suministre gas natural a un precio inferior a US$2,45 por MMBTU. Esto significa tambien que, desde el punta de vista puramente economico, seria mejor utilizar el gas para la produccion de energia electrica, 10 cual produciria un rendi miento mayor. (Este analisis preliminar sera revisado por un estudio que se efectuara de acuerdo con el prestamo del Banco Mundial 2117-PE.) 4.43 En 10 que respecta a la demanda, se recomienda que el Gobierno lleve a cabo un estudio detallado de comercializacion para determinar las posibilidades de aumentar el consumo de gas natural en la zona de Tumbes Piura. En el estudio se deberan determinar los plazos, ubicacion y tipo de instalaciones de energia electrica optimos que convendria instalar para sa tisfacer la expansion de la carga electrica en la zona de Tumbes a Piura. El estudio estableceria una base sobre la cual todas las partes interesadas -- el Gobierno, las companias de electricidad, los principales consumidores industriales y Petroperu -- podrian llegar a un acuerdo sobre un compromiso preliminar y utilizar gas natural a un determinado precio. En vista de 10 limi tado de los fondos de que dispone Electroperu quiza sea preferible crear una empresa regional de electricidad con participacion del capital privado para generar electricidad en la zona de Talara-Piura. Los princi pales accionistas de dicha empresa podrian ser los principales consumidores industriales de la zona, las compafiias petroleras y Electroperu. 4.44 Una vez que Petroperu haya recibido seguridades suficientes de que: a) las reservas son suficientes para abastecer un proyecto durante 20 anos; b) el gas de los yacimientos de Belco no desplazara gas que de otro modo se desperdiciariaj y c) el Gobierno y los principales consumidores es tan dispuestos a comprometerse en forma preliminar a adquirir electricidad generada mediante las plantas de gas, convendra que PetroperU negocie con Belco un contrato de compra de gas natural. Tal clase de acuerdo deberia ser suficientemente flexible para permitir diferentes esquemas de reservas, demanda y sus correspondientes precios. - 69 4.45 Despues de celebrar este contrato sera preciso efectuar un estu dio detallado del diseno del gasoducto, y ultimar las instalaciones de ge neracion y transmision de energia electrica y el financiamiento. La cons truccion de la infraestructura solamente debera iniciarse despues de que las reservas hayan sido certificadas por un consul tor independiente. 4.46 A largo plazo, tambien convendra efectuar nuevas investigaciones de las reservas en la Selva Central como alternativa para abastecer el mer cado de Lima. En vista de la cuantia de la inversion, el Gobierno debera considerar la posibilidad de incluir al sector privado mediante una empresa mixta c,)n Petroperu para explorar, explotar y transportar el gas natural. Petroperu tendra tambien que determinar el potencial de gas no asociado existen:e Em ONO y en el desierto de Sechura, ya que sena mas economico producir gas en el continente cuando existe la infraestructura que producir el gas r~s costoso del zocalo. Por ultimo, convendra estudiar las ventajas de crea:::- una subsidiaria 0 una compania independiente que se encargue del transpo:::-te y distribucion de gas natural. Aspectos institucionales 4.47 A comienzos de 1983 se reorganizo la estructura de Petroperu de acuerdo con las recomendaciones de un estudio sobre la organizacion de la entidad llt~vado a cabo por los consul tores A.D. Little. 8/ El Gerente General supervisa ahora siete funciones: exploracion y produccion, produc cion industrial, comercializacion y transporte, planeamiento de la entidad, finanza!l, logistica y administracion, y recursos humanos. Se ha estableci do la nueva organizacion para aprovechar al maximo el personal experimenta do relati vBmente escaso de que dispone Petroperu, el cual se hallaba antes divididc entre trabajos en el terreno y en la oficina principal. En la nueva organiz8,cion se ha reconocido la necesidad de reforzar las activida des de produccion y tambien la de organizar la formacion profesional del persona1 y meJorar los servicios logisticos. 4.48 Petroperu tiene unos 9.000 empleados; de ellos, unos 1 .400 traba jan en 1a ofieina principal en Lima, 4.200 en Talara, que es la principal oficina exterior, y 900 en Iquitos, principal base de operBciones en la Selva. En geLeral el personal directivo de Petroperu es competente y tiene una enEmsa experiencia en la industria petrolera. Los mandos intermedios, sin embargu, tienen mucha menos experiencia y a ese nivel se ha perdido personal teenico y administrativo en los ultimos anos debido principalmente a dificul tades de sueldos en la empresa. En 1980, el Go bierno adopto una serie de medidas para mejorar la est ructura salarial de las principales empresaf\ del sector publico, entre elIas Petroperu. Por ejemplo, se elimi naron los topes a los sueldos de estas empresas, que habian limi tado en gran medida su capacidad para elevar la remuneracion a un nivel competi ti vo,mediCla qle permitio a Petroperu autorizar una serie de aumentos de suel dos acompanados de otras prestaciones a partir de marzo de 1980. Los suel dos del personal profesional de Petroperu son ahora equivalentes a los que ofrecen las compamas petroleras privadas y, como resul tado, casi se ha eliminado 1a perdida de personal. Petroperu todavia tiene que contratar personal profesional experimentado para ocupar puestos relacionados con la explotacion y operaciones en el terreno, pero ha decidido contratar consul tores con cq,racter provisional para llenar estos puestos. Los fcndos prov~meron del prestamo del BIRF 1806-PE, Proyecto de Rehabilit9.cion de la Produccion de Petroleo, julio de 1980. - 70 4.49 Es importante que se continuen e intensifiquen los recientes in tentos de mejorar la capaoidad de Petroperu. La mision recomienda tres metodos complementarios: i) utilizar consultores cuando sea necesario para obtener a tiempo estudios especificos y realizar otras tareas, aun en el caso de que el personal de PetroperG pudiera (en su dia) hacerlos, asi como llenar los vacios que haya en el personal de las companias; ii) contra tar y retener personal tecnico y administrativo joven e impartirle capaci tacion mediante tareas en las que se Ie asigne a trabajar con consultores; y iii) recontrataoion de personal que haya trabajado antes para la empresa. 4.50 Al mismo tiempo, es posible que se pueda mejorar la eficiencia de Petroperu limitando la gama de funciones que desempena. Conviene conside rar la posiblidad de establecer una separac;on entre las laboriosas tareas financieras y administrativas que correspond~n a Petroperu como intermedia rio entre el Gobierno y las companlas petroleras extranjeras y como encar gada de subvencionar el consumo interno de petroleo, y sus operaciones como companla petrolera propiamente dicha. De acuerdo con este concepto, se apl1caria a Petroperu en sus operaciones de exploracion y produccion el mismo trato que a las companlas extranjeras que actualmente son sus contra tistas y se la consideraria como compania de servicios en las operaciones de refinacion, mientras que el Ministerio se ocuparia directamente de ac tuar de centro de coordinacion de impuestos y subsidios. Esta nueva dis tribucion de funciones permitiria evaluar mejor la actuacion de PetroperG y contribuiria tambien a darle una base financiera salida. 4.51 Tambien debe considerarse la idea de establecer companias subsi diarias 0 independientes que se encarguen de algunas tareas que actualmente lleva a cabo Petroperu. De dirigir el oleoducto Nor-Peruano podria encar garse una subsidiaria especializada (como en el caso de los buques petrole ros) 0 contratarse con una compania privada a fin de que la gerencia de PetroperG no tenga que ocuparse de organizar y llevar a efecto las obras de reparacion necesarias (y prioritarias) cada vez que un desprendimiento de tierra interrumpe el oleoducto. Si fuera factible vender algunas de las operaciones industriales al sector privado se agilizari.an las operaciones de PetroperG y esta podra concentrarse en sus objetivos principales. 4.52 La distribucion y venta al por menor de derivados del petroleo es una parte de las operaciones de Petroperu de la que, en gran medida, po drian encargarse eficientemente empresas privadas competitivas. El Mercado peruano es 10 suficientemente grande para que en el operen varios distri buidores privados que, estimulados por la competencia, podrian probablemen te ofrecer un mejor servicio a un costo menor. Podria establecerse una subsidiaria (como en el caso de la distribucion de GLP) 0 una companla por separado si fuera necesario para garantizar la distribucion en zonas en las que no resul ta rentable pero se considera conveniente desde el punta de vista social, con 10 cual se lograria tambien la ventaja de aclarar las cuentas de PetroperG. - 71 V. ELECTRICIDAD 5.1 Las estimaciones mas confiables indican que un poco mas del 40% de la poblacion peruana dispone de servicio de electricidad. Hay demanda no satisfecha en las zonas atendidas por las empresas de servicio publico, y algunas empresas industriales y agricolas que se hallan cerca de sistemas electricos gene ran su propia energia porque no hay otra fuente de suminis tro. En el Cuadro 5.1 se presenta la situacion tal como e:x:istia en 1979. Las limi taciones que impone el nivel de ingresos del 60% de la poblacion que ahor~ no tiene electricidad, los recursos limitados de que se dispone para invertir en este sector y el aislamiento geografico constituyen obsta culos a una rapida ampliacion del servicio de suministro de electricidad. Cuadro .1 Acceso a la electricidad en las zonas urbanas y rurales 1979 Ciudades Ciudades > 20.000 <20.000 Zonas Peru habitantes habitantes rurales Po blacion. (miles) 17.147 8.725 1.573 6.849 Con servicio (%) 40,5 68 63 Con acceso pero sin servioio (%) 19,5 32 37 Sin acces:o (%) 40,0 100 Fuente: Ministerio de Vivienda y Construccion. Base de recursos 5.2 En 91 Peru abundan fuentes primarias de energia que pueden aprove charse para la produccion de energia electrica. El importante potencial hidroelec:trioo esta complementado por recursos geotermicos, hidrocarburos, carbon y le~a. La primera evaluacion de los recursos hidroelectricos del pais se efeetuo entre 1977 y 1979, y se estimo un potencial teorico de 206.000 }\,[W, 91 30% del cual se ha determinado ulteriormente que es factible' desde el punta de vista tecnico. La vertiente con mayores recursos es la de las laderas orientales de los Andes y la Selva, en la cual se halla el 85% de 18 caoacidad instalable total. La vertiente del Pacifico cuenta con el 14% y of;ece posibilidades interesantes de centrales hidroelectricas de alta cai:ia. El potencial restante corresponde a la cuenca del lago - 72 - Titicaca. La precipitacion pluvial es relativamente fuerte pero muy esta cional y muy variable de un ano a otro y, desafortunadamente, con una gran correlacion entre una cuenca y otra. Tambien podria utilizarse el carbon para la generacion de energia electrica. El gas natural, si se demostrara la existencia de reservas suficientes, podria utilizarse como combustible para un sistema de energia electrica interconectado regionalmente en el noroeste. Las fuentes geotermicas parecen ofrecer buenas posibilidades en el suroeste, y en la Selva puede ser una opcion variable la instalacion de centrales electricas que utilicen la lena como combustible. 5.3 Las dificultades que entrana enlazar centrales electricas basadas en estos recursos con los mercados principales, las ciudades a 10 largo de la costa y los centr~s mineros de la Sierra son el algunos casos enormes. Muchas de las distancias son muy grandes y la construccion y operacion de sistemas de transmision presenta problemas complejos en el PerU. Las alti tudes de mas de 4.000 metros elevan el costo de transporte de los materia les y de los metodos de construccien. El mantenimiento se ve obstaculizado por la falta de acceso en el caso de la Sierra y por la contaminacion del medio ambiente a 10 largo de la costa. Estos factores, unidos a la difi cultad de proteger eficazmente las instalaciones contra actos de sabotaje, reducen la fiabilidad del sistema de transmision y aconsejan efectuar un estudio exhaustivo de la conveniencia de prolongar las lineas de transmi sien, especialmente cuando las distancias sean grandes y las cargas, bajas. Estructura del sector 5.4 El sistema electrico del PerU se halla dividido en cinco regiones (vease el mapa IBRD 16094). El servicio de estas regiones 10 atienden tres sistemas de energia electrica principales (central, norte, suroeste, sures te) y numerosas centrales aisladas, operadas por empresas de servicio pu blico. Ademas hay bastante generacien de energia electrica por autoproduc tores. 5.5 La organizacion del sector de energia electrica del PerU ha expe rimentado cambios considerables en los ultimos 12 anos. En 1972, .el Go bierno promulgo la Ley Normativa del Sector Electrico en virtud de la cual el Estado paso a ser el ente prinCipal del sector. Se cree ElectroperU co mo organismo de ejecucion estatal fusionando cuatro entidades ya existentes que participaban en distintos aspectos de la generacion y distribucion de energia electrica. Los bienes del sector de energia electrica, que ante riormente habian sido financiados por las aportaciones de los clientes, se declararon de propiedad del Estado, aumentando de este modo considerable mente la propiedad estatal de empresas electricas de servicio publico. A demas, el Estado adquirio el control de las acciones de empresas de elec tricidad de propiedad extranjera, y se adopto una poli tica nacional de equiparacion de tarifas electricas. 5.06 Conforme a la Ley General de Electricidad de 1982, que todavia no se ha aplicado en su totalidad, se va a descentralizar la estructura del sector de electricidad. Electroperu sera responsable en forma global de la direccion y desarrollo del sector, mientras que el servicio electrico 10 suministraran empresas de servicio publico regionales y locales. Dcho com pamas de electricidad regionales se formaran extendiendo las areas de - 73 concesion de las compamas ya existentes, 0 formando una nueva siguiendo el modelo de! la unidad operativa ya existente de Electroperu. Cuatro de estas compama8 ya han side establecidas y se espera concluir este proceso en 1985. Electroperu mantendra la responsabilidad del planeamiento de la ge neracion y transmision y de la construccion de los principales proyec"tos hidroelec:tricos. El MEM podra tambien ceder concesiones a autoproductores o compaIifas independientes para explotar recursos hidroelectricos 0 geoter micos como complemento del plan nacional de desarrollo de la energia elec trica de Elflctroperu. 1/ El proyecto Yuncan podrla ser el prime r ejemplo de este tipo de arreglo-: El exi to de este nuevo plan dependera en gran me dida de que las compamas de electricidad regionales puedan atraer ingenie ros y gerentes competentes. 5.7 Actualmente operan en el Peru ocho empresas de serVl.Cl.O publico. Seis de Elllas tienen areas de concesion definidas: Lima y Callao metropoli tanas; A::-eq1.i.ipa.; los departamentos de Lima e Ica 2/; Piura; Huancayo, y Chimbote. ElectroperG tiene a su cargo el servicio publico de electricidad en el reElto iel pais y surninistra energia a 482 localidades; asimismo cons truye y opera eentrales hidroelectricas en diversas regiones del pais. La octava compaiiia, Hidrandina, es basicamente una empresa mayorista que vende energia Hlectrica a otras compamas para su distribucion. Las autoridades municipales venden energia electrica a 223 pueblos, y los autoproductores prestan aervicio en 97 localidades. 5.8 Electrolima es la mayor de estas compamas y presta servl.Cl.O elec trico al 56% de los consumidores, todos en la Lima metropolitana. Le sigue ElectropE~ru, con 24% i~.e los consumidores, distribuidos por todo el pais. Entre lOB all toproductores, a los que corresponde una tercera parte de la capacidad iLstalada en el Peru, los principales son las empresas mineras Southern Peru Copper Corporation y Centromin Peru. La gran proporcion de instalactones que general electricidad para consumo propio indica la situa cion de flubdesarrollo y faUa de fiabilidad del servicio publico fuera de la Lima me tJ:'opoli tana. El mayor autoproductor es Centromin, un complejo rninero dE! extraccion y fundicion de cobre en la Sierra, 150 km al noroeste de Lima; opera 146 MW de centrales hidroelectricos. El sistema de Centro min esta]~a j ntHrconectado con el sistema de servicio publico Centro-Norte en 1984. Expansio~ de 18 demanda 5.9 En el Peru la generacl.on total de electricidad crecio un promedio de 5,9% al ano durante 1972-1980, aumentando la produccion de las empresas de servicio publico un 8,1% al ana mientras que la de los autoproductores solo se incremento un 2,6% al ano. La expansion ocurrida en 1972-1980 fue sumamente va riable, registrandose una ligera disminucion de la produccion en 1975 y un pequeno crecirniento (1 ,6%) en 1978. La situacion actual de la 1/ EStE~ tipo de arreglo insti tucional tambien podrla hacerse extensivo al cas (I de 1 gas na tura 1. 2/ Esta e::: la Compama de Servicios Electricos, S.A., la unica de las seis cuyo nombre no incluye el de la ci udad principal de su area respect iva de servicio. - 74 economia peruana y su evolucion afectaran sin duda a la expansion del me~ cado de electricidad; no obstante, pueden senalarse caracteristicas espe ciales para los proximos anos: a) la evolucion del consumo de energia en los sistemas de electricidad existentes de servicio publico durante los proximos cinco anos (1982-1987) dependera de la capacidad instalada y de la disponibilidad de energia. b) en el Peru, la correlacion entre la demanda de electricidad y los indicadores economicos globales es erratica a corto plazo. Por ejemplo, si se produjera una recuperacion del sector minero a raiz de un alza de los precios mundiales, su efecto en la expansion de la demanda de servicio publico electrico seria escaso debido a que las opera ciones mineras generan su propia energia electrica. c) Puesto que el sumi nistro de energia depende de que se efectuen inversiones satisfactorias en los sistemas de electricidad, si no se remedia el problema actual de las tarifas no cabe esperar que en el resto del decenio de 1980 se registren tasas globales de crecimiento mayores que las de la decada de 1970. Una tasa media anual de 5,5% en la generacion total durante 1981-1990 es opti mista. Opciones de inversion 5.10 El sector ha completado recientemente la actualizacion del plan maestro. A pesar de que este estudio es un avance importante en el planea miento del sector, todavia los proyectos incluidos en el plan no tienen su financiacion asegurada. Electroperu, la entidad encargada de realizar la planificacion (desde mediados de 1982, antes 10 hacia el HEM) para el sec tor de energia electrica, ha carecido de los objetivos internos precis os y del orden de prioridades necesario para desempenar satisfactoriamente esta funcion. A corto plazo -- 1983-1987 habra que tomar decisiones importan tes, 10 antes posible, sobre la manera de abastecer la mayor demanda; los principales proyectos que requieren la toma de decisiones sin mayor retraso son el proyecto hidroelectrico de Yuncan 3/ y/o una posible central termi ca. A plazo mediano-largo, Electroperu tiene que establecer un grupo muy competente de planificacion con personal suficiente y las facultades para orientar debidamente la planificacion del sector. En los parrafos siguien tes se examinan las opciones de inversion en las diferentes regiones de electricidad del pais. El sistema Centro-Norte 5.11 El sistema interconectado Centro-Norte suministra la zona metro politana de Lima y se extiende desde Marcona en el sur hasta Trujillo en el norte. La capacidad instalada interconectada (es decir, excluidas las cen trales aisladas de la region) era de 1.792 MY en 1981, 0 sea el 55% del to tal nacional, de los cuales 264 MY eran centrales termicas (principalmente turbinas de gas para atender las horas de punta) y los restantes 1 .528 MY en forma de centrales hidroelectricas caracterizadas por un caudal que va ria Mucha segun la estacion y por una capacidad de embalse relativamente moderada. Junto con las limitaciones a la capacidad del sistema de trans mision esto significa que, en la practica, el sistema funciona con una re serva muy pequena (10%) a pesar de que la capacidad instalada excede consi derablemente de la demanda maxima. En el mapa IERD 16094 aparece la ubica cion de las principales instalaciones de generacion y transmision del sis tema interconectado Centro-Norte. En el Cuadro 5.2 se presentan las capa cidades fi rme interconectada, la demanda maxima y el margen de reserva. 3/ La decision de construir el proyecto Yuncan ya ha sido tomada. - 75 En 1981-1982, la mayor parte del suministro que necesito el sistema provino de energia hidroelectrica; en noviembre de 1982 se instalaron las dos tur binas de gas en Lima (Santa Rosa, 110 MW) como sistema suplementario de respaldo). Cuadro .2 Capacidad instalada (MW) y energia (GWh) Centrales hidroel~ctricas Capacidad Capacidad Promedio en cuencas fluviales instalada disponible a/ (GWh al ano) Mantaro 798 448 3.526 Rimac 540 454 1 .719 Pativilca 40 26 257 Santa 150 91 1.184 (Subtotal hidroelectrica) 1.528 1.019 7.696 Centrales ·:ermicas 264 230 330 b/ Total 1.792 1.249 8.026 Demanda maxima 1 .136 Reserva 113 Capac:.dad disponi ble es la que puede suministrase en las condiciones hidro:.ogicas mas favorables que puedan presentarse. Sin embargo en el caso del Mar~taro, tambien hay limi taciones en la transmision. 3.000 hr 8.1 ano. Fuente: Electroperu 5.12 La planific8.cion deficiente y los deslizamientos de tierra influ yeron deciBivamente en la creacion del sistema Centro-Norte y son tambien la causa fundamental de algunos de los principales problemas que el sistema tiene ahor,'i ante s1. La mayor central del sistema, la del Mantaro, se construyo originalmente en prevision del desarrollo industrial de la region de Junin-Huancavelica, en la que se halla si tuada la central del Mantaro. Cuando dicho desarrollo industrial no llego a producirse, se toma la deci sion de tr~msmi tir la energia electrica del Mantaro a la costa. Luego, un desprendimiento de tierras en el Canon del Pato inut~liz6 la central de ese nombre; esto dio lugar a que se prolongara la red de transmision hacia el norte hasta Chimbote, a unos 400 km de Lima. Las limitaciones que entrana una linea tan larga. como la que une a Lima con Chimbote (estabilidad dina mica, estaldlilad transitoria y compensacion reactiva) restringen su capa cidad a 50 MW, 10 cual da por resultado un escaso aprovechamiento de la in version. 5.13 :\fuevos desprendimientos de terreno amenazaron con inutilizar la central del Ma":ltaro. Casos recientes de sabotaje en las lineas de transmi sian del Mantaro a Lima han ocasionado la interrupcion del servicio en - 76 el sistema y han demostrado su elevado grado de dependencia del Mantaro. El menor ritmo del programa de inversiones, como consecuencia de la situa cion financiera de ElectroperU y del pars, solo ha servido para complicar los problemas que se presentan ,al tratar simultaneamente de resolver las dificultades inmediatas y de llevar a cabo los pro,yectos necesarios par sa tisfacer la expansion de la demanda a plazo mediano y largo. 5.14 A corto plazo, la terminacion en los plazos previstos de los pro yectos en construccion (Cuadro 5.3) aumentara la capacidad disponible del sistema Centro-Norte en 529 MW durante el periodo 1982-1987. 4/ Si la de manda aumenta como se preve, el margen de reservas sera el 2~ por termino medio durante esos anos y podra lograrse una mejora razonable de la calidad del servicio (Anexo V.1 ). Cuadro 5.3 Adiciones a la ca;2acidad, sistema Centro-Norte, 1982-1986 Capacidad Capacidad Energia Energia Proyecto en instalada disponible media firme Ano ejecucion MW MW GWh al ana GWh al ano 1982 Turbinas de gas de Santa Rosa (2) 110 110 330 330 1984 Matucana segundo embalse subterraneo 30 1984 Mantaro-Transmision a/ 228 117 1 .590 1 .113 1985 Restitucion 217 197 1.657 1 .160 1986 Yuracmayo 15 88 62 Total 555 529 3.365 2.665 a/ Capacidad adicional/energia disponible. Fuente: ElectroperU 5.15 Embalse de Tablachaca La seguridad del embalse de Tablachaca ha sido un grave problema para el sistema Centro-Norte. Cuando se diseno el pro,yecto se reconocio la posiblidad de que se produjeran desprendimientos de tierras en la ladera de la orilla derecha cerca de la presa. Desde que el embalse entro en funcionamiento en octubre de 1973 se detectaron movi mientos superficiales y, entre 1979 y 1981, se identificaron indicios de un probable deslizamiento profundo. Se observo una aceleracion del desliza miento a razon de 14 cm al mes en la zona mas activa, y a comienzos de 1982 resultaba evidente que habia un grave e inminente riesgo de que 3 millones 3 3 de m se deslizaran en el embalse, cuya capacidad es de 7,7 millones de m · Ese desprendimiento podrfa o~sti~ir las obras de toma de agua e inutiliza ria la central electrica de Mantaro, perturbando gravemente el funciona miento de todo el sistema de energia electrica Centro-Norte. En marzo de 4/ Suponiendo que se puedan resolver los problemas del embalse de Tablachaca. - 77 1982 se declaro la presa en situacion de emergencia y se comenzo el estudio y realiz~llCion de las obras de consolidacion. Las obras comprendieron la infraestr~ctura necesaria, el tratamiento de la superficie para el desague adecuado, soporte profundo para mantener en su lugar las tierras de presentan riesgo de deslizamiento, obras subterraneas de desaglie por medio de tuneles de drenaje y obras especiales de perforacion, y un contrafuerte al pie de la pendiente. Se cree que los trabajos de cOllsolidacion ya realizados han reducido el riesgo de deslizamiento a un nivel aceptable, aunque la. cO'3.tinua supervision de la presa debe seguir realizandose. 5.16 Si se tienen en cuenta las incertidumbres actuales (limitaciones de los rE,cursos hidraulicos, retrasos durante la construccion de los pro yectos principales, expansion de la demanda), es preciso llevar a cabo un estudio detalludo de simulacion del funcionamiento mensual del sistema Centro-Norte. El estudio debera abarcar el periodo 1983-1988 e indicar si se necesi ta nayor capacidad termica (considerando el corto plazo) y cuando debera empezar a producirse. Si se anadieran plantas de vapor y turbinas a la central de Santa Rosa para aprovechar el calor que se escapa de las tur binas de gas mediante un cicIo mixto se podrian obtener de 40 a 50 MW mas y mejorar la e:iciencia de la totalidad del sistema tarmico. 5.17 A?lazo mediano y largo hay que dar prioridad al aprovechamiento de los recur,30S hidraulicos de las cuencas fluviales del Rimac, Pativilca y Santa, utilizando mejor las instalaciones existentes y construyendo nuevas fuentes de generacion de energia por medio de centrales de tamano interme dio (1009. 2()0 )l:W de capucidad instalada), con periodos de construccion que no pasen de cuutro a cinco anos. Si dichos proyectos se retrasan 0 si es necesario realizar nuevas investigaciones de las operaciones del sistema, los estudio~ de ingenieria deberan estar listos para permi tir la cons truccion de -ma central termica de vapor con equipo apto para utilizar car bon 0 petroleo residual de origen nacional mediante unidades de 50 a 100 MW. Actualn:ente se esta llevando a cabo el estudio de factibilidad del proyecto ,lic,warca (70 MW) con asistencia financiera del BIRF. Seguidamen te se descriJen brevemente dos importantes proyectos a plazo medio, los de Yuncan y '\l:aYlsh. En el Anexo V.2 se examinan los proyectos principales que actualmen ~e o ,~n la zona de Cerro de Pasco, donde se halla concentrada mas del 60% de la produccion total de minerales no ferrosos del Peru. Aunque estaria interconectada con el sistema Centro-Norte, la mayor parte de la produccion sal~a consumida localmente por el complejo de Centromin y solo habria pEique~os intercambios de energia electrica con 1a red de servicio publico. El programa de expanslon de energia electrica del sistema Centro-Norte para 1983-1990, revisado por Electroperu a comienzos de 1983, indica que el proyecto de Yuncan continua siendo ventajoso desde el punta de vista ecollomico bajo todas las posibles alternativas analizadas para sa tisfacer, al cos to menor, la mayor demanda del sistema hasta 1990. Con una capacidad in;3talada de 126 MW, la generacion media se ha estimado en 900 GWh al aii.o. Debido al efecto diario de control que ejerce Yucan en Yapui, esta ultima cer:.tral aumentara su energia anual efectiva en 180 GWh y su produccion maxima en 25 MW. Por 10 tanto, la energia electrica efectiva - 78 atribuible al proyecto seria de 151 MW y 1.080 GWh al ana respectivamente. Segun estimaciones, el costo bssico del proyecto, excluidos imprevistos, alza de precios y gastos financieros, es de US$390 millones, 0 sea US$2.582 por KW, incluidos los 25 MW adicionales en Yapui. El costo por KWh, calcu lado a una tasa de actualizacion del 12%, seria de unos US$0,06. 5/ Un estudio preparado para Centromin por consultores indica que Yuncan as una alternativa de menor costo que una central equivalente de energia termica que utilice petroleo residual 0 carbon de produccion nacional hasta tasas de actualizacion comprendidas entre 14% y 21%. Se espera que este prqyecto empiece a funcionar en el segundo semestre de 1989 si las principales obras de ingenieria comienzan a fines de 1984. Conviene acelerar el prQyecto 10 mas posible a fin de reducir el consumo de petroleo residual en nuevas cen trales de energia termica. Una estimacion de la conservacion de energia indica que las economias anuales de petroleo residual que cabria esperar varian entre US$56 millones y US$60 millones a los precios actuales del pe troleo. 5.19 Proyecto de Mayush Se ests estudiando el aprovechamiento de una caida de 450 m aguas arriba de la central electrica de Cahua, a unos 180 km al norte de Lima en la cuenca del rio Pativilca. Hidrandina ha contratado un consorcio de ingenieros consultores para que reexaminen los planes ana lizados anteriormente, amplien los trabajos sobre el terreno y preparen un estudio de factibilidad el cual se termino a finales de 1983. El plazo de construccion de las obras dependers de la perforacion del tunel de con duccion de 15 km. Si se elige un trazado adecuado, el tUnel podre. per forarae por medio de cuatro aperturas, 10 cual reduciria la longitud de ca da seccion a 4 km 0 menos. Asimismo se instalaria una central electrica subterrsnea con una capacidad de 130 MW y una produccion anual media de 930 GWh. Suponiendo que las obras comiencen a mediados de 1984 y que la cons truccion requiera cuatro anos, esta central electrica podria agregarse al sistema Centro-Norte en 1988. Sistema del suroeste 5.20 En el suroeste hay dos sistemas p~r separado. El primero sumi nistra electricidad a la ciudad de Arequipa y sus alrededores. El mercado de Arequipa experimento en el periodo 1976-1981 un crecimiento anual del consumo de energia electrica del 10%. La empresa de servicio publico tiene una capacidad instalada de 70 MW, de los cuales 30,2 MW provienen de cinco pequenas centrales hidroelectricas en el rio Chili, y el resto de la cen tral de energia termica de Chilina, cerca de Arequipa. La variabilidad del caudal limita la capacidad disponible a unos 30 MW, mientras que en 1980 la demanda maxima del sistema era de unos 39 MW. El deficit oblige a imponer racionamiento entre abril de 1980 y febrero de 1981. Este problema se re solvie a principios de 1981 cuando se adiciono una turbina de gas de 17 MW. Los gases de escape de la turbina se utilizan para producir vapor adi cional en la central termica de vapor de Chilina a fin de formar una cen tral con cicIo combinado. El sistema de Arequipa ests siendo interconectado Basado en una estimacion del cos to de inversion hasta la fecha de en trada en funcionamiento, que dependere. del perfil cronologico de los gastos, de US$500 millones, incluido 1% anus! para funcionamiento y mantenimiento. - 79 con e1 de Tacna, que ests. basado en la central hidroelectrica de Aricota (35 MW) y en las centrales termicas de la Southern Pe ru Copper Corporation. 5.21 El actual programa de expansion de sistema Suroeste incluye la adicion de 10 MW diesel en Chilina y la construccion de la central hidro electrica de Charcani V que comenzo en 1980. Este proyecto, aguas arriba de Charcani I, II y III (no existe Charcani IV) extrae agua del rio Chili a 3.760 m :por encima del nivel del mar a traves de un tunel de 9,8 km que conduce a la zona de Charcani Grande, donde se ests. construyendo la central subterraLea. La caida neta de agua es de 680 m, con una capacidad instala da de 135 MW en tres unidades. Este pro.yecto, cuya terminacion se preve para 1985, tlVO un costo adicional de US$160 millones. En un analisis ul terior se elevo el presupuesto a US$600 millones, la mi tad de los cuales se habian invertido al final de 1982. Esto da un costo por unidad bastante alto, de unos TJS$4.000 por KW y US$0,13 por KWh. 6/ Como el proyecto ya se halla bastante adelantado, aparentemente 10 unico que se puede hacer es termi narlo. 5.22 Es necesario considerar una amplia gama de otros pro.yectos de la region. Hay que investigar el potencial geotermico del area con miras a a provecharlo para la generacion de electricidad. Otra posibilidad es la de mejorar :~a utilizacion de las centrales hidroelectricas existentes por me dio de obras reguladoras en la cuenca del rio Chili. Desde el punta de vista de 1 sector de electricidad ha sido confi rmada la facti bilidad del proyecto Lluta I (210 MW) Y se ha solicitado al BIRF la financiacion de los disenos de este proyecto; por otra parte el proyecto Molloco (300 MW) debe continuar estudis.ndose y en caso que decida construirse, debena hacerse en etapas. Sistema (leI sureste 5.23 II sistema del sureste suministra electricidad a la ciudad de Cuzco y 10s municipios de Urubamba y Calca. La principal fuente de energia es la centre,l :~idroelectrica de Machu Pichu, con una capacidad de 40 MW, si tuada a un os 90 km al noroeste de Cuzco. En la ciudad de Cuzco hay tam bien una central termica de vapor muy pequena (13,1 MW) que fue su fuente de suministro hasta la interconexion con Machu Pichu. La demanda actual maxima d~! este sistema se estima en 30 MW. 5.24 Tanto la zona de Cuzco como la de Puno cuentan con recursos hi draulicofl suficientes, cuyo estudio y aprovechamiento se debe fomentar. La central Hlectrica de Quishuarani (30 MW) podra probablemente abastecer es tos mercados hacia fines de la decada de 1980. Sistemas aislados 5.25 El resto del pais recibe el suministro de energia electrica prin cipalmen';e de centrales termicas aisladas. La mayor demanda proviene de los depart8lLentos de Lambayeque, Piura y Tumbes en el extremo noroeste del 6/ Hay serian dudas acarca del proyecto; la ir rigacion y las limi tacones de earaCtElr tecnico relativas a Charcani I, II Y III reducirian toda via mas la capacidad instalada. J - 80 pais. Mas de 600 de es tas centrales, que generan un total de 1 .164 MW, tienen que ver con usos industriales, aun cuando muchas de elIas venden tambien electricidad a sus propios trabajadores y a los municipios cerca nos. La mayor parte de esas ventas corresponde a las operaciones de mine ria y a los ingenios azucareros. Una parte importante de las instalaciones de generacion de electricidad operadas por Electroperu. y los municipios no funciona debido a la falta de fondos para piezas de repuesto y mantenimien to. De acuerdo con la Ley General de Electricidad, se debera descentrali zar la administracion de los sistemas aislados operados por Electroperu., y los fondos provenientes de la venta se consideraran para financiar la re habilitacion y mantenimiento regular de las instalaciones de estos siste mas. En el Cuadro 5.4 figuran la capacidad instalada, el numero de centra les electricas operadas por autoproductores y la distribucion por sectores economicos de actividad correspondiente a 1980. A excepcion del bagazo u tilizado como combustible en los ingenios azucareros, la capacidad termica instalada por los autoproductores consume productos derivados del petroleo. Cuadro 5.4 cafacidad instalada Numero de centrales Sector MW) (%) electricas Mineria e hidrocarburos 772 66,4 137 Industria 173 14,9 218 Azucar y pesca 203 17,4 114 Otros 16 1 ,3 130 Total 1 .164 100,0 599 Fuente: Electroperu 5.26 El noroeste En los departamentos de Tumbes, Piura y Lambayeque se han establecido sisdemas electricos aislados, basados en la generacion termica que utiliza grupos electrogenos diesel y turbinas de gas. Hasta ahora la magni tud de la demanda y las distancias existentes entre estas centrales electricas no habian justificado su interconexion, pero la evolu cion prevista de los mercados senala la posiblidad de crear un sistema re gional. La generacion local en Tumbes y Piura es costosa debido a los pro blemas que plantea la operacion y mantenimiento de 40 unidades de diversos origenes, capacidades y edades. 5.27 Para suministrar a los departamentos de Lambayeque y Cajamarca, Electroperu esta construyendo la estacion hidroelectrica de Carhuaquero en el rio Chancay. Se determino una capacidad instalada de 75 MW despues de efectuar un estudio de factibilidad en 1978. Sin embargo, estudios ulte riores de la segunda etapa del proyecto de irrigacion de Tinajones indican que convendria revisar el diseno de este proyecto. El crecimiento de la demanda que se preve en los sistemas locales dio lugar a que se tomara la - 81 decision de ampliar la capacidad tecnica para las ciudades de Chiclayo y Piura. En Chiclayo, Electroperu construyo una nueva central termica al oeste df~ la ciudad, donde se instalaran dos nuevos grupos electrogenos diesel de 5 MW. En Piura, la compania local de electricidad instalS en ju nio de 1982 un grupo electrogeno diesel de baja velocidad de 7,6 MW a fin de reduc:ir la grave escasez. En el programa de trabajo preparado pOl" el MEM en '1981 se preveia la constr'J.ccion de una Hnea de alta tension (220 KV) de 117 km que uniria a Trujillo con Chiclayo como primera etapa de la interconexi 3n a Piura y Talara. Los proyectos hidroelectricos de Poechos, Curumuy y Culqui han side postergados indefinidamente debido a sus altos costos. 5.28 A. fin de aprovechar el gas natural de la zona de Talara (si se confirms su existencia) se podrian integrar Tumbes y Piura en la primera e tapa pOl' me'iio de lineas de transmision de 138 KV. La capacidad total ins talada en Malacas llegaria a unos 140 M'W en 1988, y consistiria en turbinas de gas conma capacidad pOI" unidad de 18 a 35 MW. En una segunda etapa se podria ampHar, a partir de 1990, la capacidad instalada en Piura suponien do que en esa epoca se haya construido ya un gasoducto que lleve el gas na tural desde Talara hasta el sur. Se crearia una nueva central electrica e quipada ~on dos turbinas de gas de 35 MW Y para 1995 se habria instalado u na tercel."amidad de la misma capacidad. Otros programas de expansion po drian ser factibles y tambien deberian ser considerados. Si se dispusiera de agua dul~e habria que considerar 109. opcion de un sistema de generacion por cic10 c )mbinado. 5.29 Clalquier programa basado en gas depende de la cuantificacion de las reSElrvas :Ie gas natural y de las ventajas economicas de producir y transpoI'tar e1 gas. El precio que el sector de electricidad puede pagar por el gas natural que consume para la generacion de energia termica no po dria ser superior, por 109. misma energia calorifica, al costa internacional FOB Talara del petroleo residual al que reemplaza. Si no se dispusiera de gas natural, una 09.1 ternativa a las turbinas de gas propuestas seria la de estudie.r 109. instalacion de grupos electrogenos lentos de diesel que consu man petroleJ residual. 5.30 Programa de electrificacion rovincial, de distritos y rural Pa ra ali vial" el problema de suministrar electricidad 09.1 60 de 109. poblacion del pais que carece de ese servicio (y que representa unos 2.000 pueblos y aldeas), Electroperu y el MEM han definido un programa de trabajo para crear 22') paquenos sistemas de generacion, transmision y distribucion de e lectricidad. Bl proyecto ha recibido apoyo tecnico y financiero de los go biernos de varios pa:Lses; dispone tambien de la mitad de los fondos proce dentes del gravamen creado pOI" el Decreto Ley 163, que impone una sobretasa del 20% 9. l)s usuarios que pasen de 150 KWh al mes. Se estima que el costo total dE! es te programa para el proximo quinquenio sera de unos US$200 mi llones, de los cuales US$25 millones se invirtieron en 1982. 5.31 Pequenas centrales hidroelectricas En estudios encargados por el MEM en 1'179 se determino que habia 1.138 centr~s rurales con posibilida des hidroelectrtcas, de unos 50 a 200 KW Y con poblaciones comprendidas en tre 500 .'f 1) .0)0 ha bi tantes. La mi tad e.proximadamente de estos nucleos ru rales no tien'n acceso a electricidad. Se eligieron 50 centr~s, que abar caban a 94 localidades, para proceder a un estudio mas a fondo basado en 109. posible suls tHucion de los grupos electrogenos diesel, 109. terminacion de - 82 proyectos iniciados anteriormente, nuevos proyectos 0 necesidades economi cas. Con base en ese estudio, en julio de 1980 se publico un pequeno pro grama de desarrollo de pequenas centrales hidroelectricas para 1980-1985 en el que figuraban 50 proyectos. 5.;2 Un plan mas coordinado consistirl.a en establecer el orden de prioridades para el conjunto de todos los posibles proyectos de electrifi cacion rural, tanto si son hidroelectricos, de diesel 0 de interconexion, de manera que se diera maxima prioridad a los proyectos que se considerara eran los mas convenientes desde el punto de vista economico y social. El progreso logrado recientemente en este sentido es alentador. En 1982, las acti vidades de electdficacion rural llevadas a cabo por Electroperu se consolidaron en un solo departamento denominado Gerencia de Electrificacion Provincial, Distrital y Rural, con dos divisiones distintas que se encargan respectivamente de la generacion de energl.a termica y de energl.a hidroelec trica. Para administrar este programa las prioridades parecen ser las si guientes: (i) Enfoque coordinado de la planificacion. Actualmente se uti lizan distintos mitodos para establecer las prioridades entre las pequenas centrales hidroelectricas y los proyectos de interconexion. Las activida des para construir pequenas hidroelectricas, instalar grupos electrogenos diesel e interconectar las localidades rurales con los sistemas existentes parecen considerarse como programas distintos en vez de como unidades inte grales de un plan global de electrificacion rural. (ii) Necesidades de datos. Se carece de datos sobre la demanda rural de energl.a, de manera que no hay una base solida para planear programas de electrificacion rural. El MEM, en coordinacion con Electroperu, debera proseguir mas vigorosamente sus esfuerzos para llevar a cabo un programa de estudio de la demanda de todos los tipos de energl.a en las zonas rurales y de las fuentes actuales de suministro. Hace falta contar con una base mas solida de datos para de terminar la viabilidad de dar a la electricidad un papel mas importante en la satisfaccion de las necesidades rurales de energl.a. (iii) Programas de promocion del consumo de electricidad. Se recomienda que se preste mayor atenci5n a la meta de desarrollo de aumentar la productividad rural p~r me dio de la electrificacion rural, en vez de limitarse a proporcionar alum brado publico. Hay que hacer todo 10 posible para vincular los proyectos de electrificacion rural a los programas de promo cion del consumo indus trial y agricola de electricidad en pequena escala, algunos de los cuales podrl.an identificarse por medio de los proyectos existentes de desarrollo rural. (iv) Industria local de turbinas. Parece haber buenas posibilida des para desarrollar una industria nacional que produzca pequenas turbinas hidraulicas. El desarrolo 0 nuevo desarrollo de la capacidad nacional para fabricar turbinas puede constituir una manera de reducir los costos de los pequenos proyectos hidroelectricos. (v) Estandarizacion. Con el objeto de reducir los costos de instalacion y facili tar las labores de manteni miento de los pequenos proyectos hidroelectricos, convendria normalizar los disenos tecnicos, tipos y materiales de construccion. (Vi) Mantenimiento local. El mantenimiento y operacion de pequenos y aislados sistemas podria hacerse menos costoso y ademas aumentarl.a su confiabilididad si se realiza ra a traves de Electroperu 0 de las compafll.as regionales. - 83 VI. EL CARBON Y OTRAS FUENTES DE ENERGIA Recursos carboniferos 6.1 En el PerU las formaciones carboniferas se hallan distribuidas ex tensamente por las montanas, pero no todas elIas contienen carbon que pueda extraerse. 1a informacion geologica sobre todas las zonas, a excepcion de unas cuantas que se explotan con intensidad, se encuentra en una etapa de reconocimiento y apenas si ha mejorado en 50 anos. Como resultado, es muy incierta la 'lerdadera magni tud de las reservas, y las estimaciones varian mucho aunque fuentes han indicado que las reservas son de 1.000 millones de toneladas aproximadamente. Es discutible que proporcion de esa cantidad puede de hecho extraerse, ya que se carece de estudios detallados. Es pro bable que las complicaciones tectonicas de los yacimientos limiten la pro fundidad efec:tiva de la extraccion a 400 metros por debajo de la superfi cie, 0 menos, y muchas de las zonas que contienen yacimientos carboniferos son tan inaccesibles que no es probable que lleguen a explotarse. En el Cuadro 6.1 se presenta una estimacion de las reservas de carbon aprovecha bles del :Peru. Cuadro 6.1 Reservas de carbon explotables (mill ones de toneladas m~tricas) Potencia calorifica Zona Reservas Tipo de carbon (kcal por kg) Oyon 42 Semibituminoso, 7.000-7.600 debilmente coquizable Gazuna demostradas' Semiantracita 7.000-7.600 y probables Ancash (SHnta) 250 deducidas Antracita 5.000-7.500 Tarica-Sihuas 80 deducidas Antracita 6.000-7.300 Conchucos 80 deducidas Antracita 6.000-7.300 San MarcoB-Huallanca 50 deducidas Antracita No indicada Al to ChiruiCa 329 deducidas Metaantracita 7.000-7.500 59 demostradas y antracita 7.000-7.500 y probables Jatunhuas:l 60 deducidas Sub-bituminoso y 6.000-7.000 bituminoso muy volatil debilmente coquizable Cajamarca~ Yanacaneha 25 deducidas Antracita 7.000 Pinipatn 50 deducidas Antracita 6.400-7.600 Cupisnique 24 deducidas Antracita 6.000-7.500 Yoquegua 3 deducidas Sub-bituminoso No indicada y antracita Total 997 Deducidas 871 Demo~ltradas 126 Fuente: "Eco:lomia del Carbon y Coque", INCITEMI, 1977. - 84 6.2 Las reservas explotables parecen considerables, aun teniendo en cuenta que muchas de las cifras .citadas sobre las reservas son "deducidas", supuestamente basandose en indicios geologicos de la superficie y no en perforaciones. Aunque una parte del carbon es 10 suficientemente coquiza ble para utilizarlo en una mezcla con carbones coquizables importados, la mayor parte es carbon que sirve para producir vapor. En el Cuadro 6.2 se indican las propiedades del carbon proveniente de varias zonas. Cuadro 6.2 Analisis de los carbones Yanacancha Pampahuay Lord Victoria Jatunhuasi Yanacancha Mina (Oyon) (Ancash) (Alto Chicama)(Huancayo) (Cajamarca) Humedad % 6 3-6 4-6 5-6 8-12 Volatiles % 16-22 4-6 2.5-4,0 34-37 28-30 Cenizas % 6-12 8-20 6-10 9-16 8-12 Carbono fijo % 65-75 65-75 80-85 40-55 45-55 Azufre % 0,5-1 0,4-1 ,0 0.5-3 0,6-2,5 1-2 Potencia calorifica (kCal/kg 7.000-7.600 5.000-7.5000 7.000-7.500 6.000-7.000 7.000 Tipo de carbOn Bituminoso Antracita Antracita Bituminoso Bituminoso Fuente: "Economia del Carbon y Coque", INCITEMI, 1977. 6.3 Ademas de estos yacimientos carboniferos, se sabe que existe lig nito en la region de Tumbes, al extremo noroeste del pals, y en la parte septentrional de la region de la Selva, donde se ha encontrado en pozos ex ploratorios de petroleo. Los lignitos de Tumbes son delgados en el aflora miento; se han observado estratos que varian de espesor entre 0,2 y 1 me tro. En los pozos perforados para buscar petroleo se han encontrado espe sores bastante mas gruesos a mayores profundidades. Se ha indicado que el poder calorifico de este lignito es de 2.700 a 4.300 kCal por kg 1/ con un contenido relativamente grande de azufre del 4 al 5%. No parece haberse e fectuado ningUn estudio sistematico de este yacimiento, que seria de inte res Unicamente si se encontrara un espesor suficiente a una profundidad a decuada para la mineria a cielo abierto. 6.4 Hasta que termino la Segunda Guerra Mundial, el PerU tenia una prospera mineria del carbon. Sin embargo, desde entonces la produccion ha disminuido continuamente. Entre 1950 y 1975 la produccion anual disminuyo de cerca de 133 KTEP (200.000 toneladas) a 16 KTEP (24.000 toneladas); la exportacion de carbon de antracita disminuyo de 40 KTEP (60.000 toneladas) a cero. A partir de 1975 comenzo a reactivarse la produccion, aumentando a 37 KTEP en 1980 y a 71 KTEP en 1981. En forma semejante, desde 1975 ha 1/ "Economia del Carbon y del Coque", INCITEMI, 1977. - 85 disminuido considerablemente la importacion de carbones coquizables para la metalurgia y la siderurgia. En el Cuadro 6.3 se presenta la evolucion de la produccion y de la importacion de carbon desde 1970. Cuadro 6. Produccion de carbon (KTEP) Ano Produccion Importacion Demanda 1970 42 6 48 1975 16 33 49 1980 37 24 61 1981 71 22 93 Fuente: MEM Balances energeticos. 6.5 Loa yacimientos carboniferos del Peril son considerablemente mas recientes., desde el punta de vista geologico, que las grandes capas de car bon de la mayor1.a de los demas paises, perteneciendo los yacimientos perua nos a los per-iodos jurasico superior y cretaceo inferior. No obstante, los estratos de carbon se han visto envueltos en el movimiento de formacion de los Andes y se hallan sujetos a fuerte compresion, de manera que, en su ma yor parte, son verticales 0 muy inclinados, quebrados pOI' dislocaciones grandes y pequenas y muy aplastados. En algunos lugares han sido invadidos pOI' rocas igneas fundidas, proceso que ha expelido a muchos de los elemen tos volat:"'le::;, dejando la mayoria de los carbonos antraciticos 0 sub-bi tu minosos y COD poca volatilidad. En los casos en que el metamorfismo de los carbonos :10 ha side demasiado intenso, muchos tienen debiles propiedades de coquizaciiSn y podrian utilizarse para hacer coque metaliirgico si se mezcla ra con material importado de mejor caUdad. 6.6 Otro efecto de las tensiones geologicas es que el carbon se despe daza al extraerlo; en algunos casos el 80% de la produccion es fin~s y pol vo. Las eapas de carbon ocurren frecuentemente en "paquetes" en los cuales varios estratos con un espesor de 0,5 a 2 metros estan separados pOI' capas de material improductivo de espesor semejante. Con todo, ademas de las va riaciones normales en el espesor de las capas de carbon como resultado de variacionHs estratigraficas, la intensa comprension tectonica a que han es tado sometidos estos estratos ha hecho que fluyera el carbon, y a cortas distanciaf! so encuentran grandes variaciones de espesor de las diversas vets. Estas variaciones de grosor, unidas a las fallas geologicas que a fectan a J.as vetas de carbon, influiran en la eficiencia y la productividad de las operaciones mineras. / 6.7 De acuerdo con la informacion existente, los yacimientos de carbon del Peril no son adecuados para las minas grandes y muy mecanizadas que or dinariamente cor..templan las grandes entidades estatales y sus consul tores - 86 extranjeros. Por ejemplo, ElectroperU hab1a tratado de instalar una cen tral de generacion termica de 300 MW al norte de Lima, en el supuesto de que MineroperU suministraria 1,25 millones de toneladas al ano de antracita de una mina en la zona de Alto Chicama. Como no hay agua suficiente cerca de la mina para suministrar a la central electrica, se propuso entonces construir la central en la costa, en Puerto Chicama, y transportar el car bon desde la mina hasta la costa por medio de un cable aereo transportador y un nuevo ferrocarril. Sin embargo, para que el sistema de transporte fuese economicamente viable tendria que transportar mas carbon del que la mina puede suministrar, 3 millones de toneladas al ano, de manera que el proyecto ha sido postergado indefinidamente. ~ 6.8 Otro gran proyecto patrocinado por el Estado es el de la extrac cion de carbon coquizable en la mina de Pampahuay, en la zona de Oyon. Es te proyecto 10 inicio en 1971 MineroperU para substituir el carbon de im portacion que se utilizaba en la industria metalurgica por coque y carbon coquizable. Basado inicialmente en estudios realizados por el grupo polaco KOPEX, el proyecto fue traspasado en 1975 a Sider Peru. En ese ano (1975), la importacion de Estados Unidos fue de 5.500 toneladas de carbon coquiza ble limpio, y de 190,000 toneladas de coque del Japon; se esperaba que una tercera parte de la importacion pudiera reemplazarse por carbon de la mina de Pampahuay para mezclar con carbon coquizable importado de mejor calidad. De nuevo, las reservas de una sola mina fueron insuficientes y la cantidad necesaria probablemente se habr1a podido obtener de varias de las pequenas minas explotadas por particulares. 6.9 Todas las zonas carbomferas ocurren a elevaciones de 1 .500 a 4.000 metros, principalmente en terreno montanoso escarpado, de manera que la accesibilidad ha sido factor principal que ha decidido cuales son los yacimientos que se van a explotar. La zona minera del Santa, situada a 120 km del puerto de Chimbote, fue la principal zona carbomfera del PerU entre 1870 y 1960, en parte debido a que ten1a enlace ferroviario con la costa. Desgraciadamente, el ferrocarril quedo destruido en el terremoto de 1970 y fue posteriormente desmontado. El acceso f1Sico a las zonas mineras reves tira importancia primordial en todo plan que tenga objeto desarrollar la extraccion de carbon en el Peru. Estrategia de desarrollo 6.10 Varias minas pequenas pri vadas que operan en la zona del Alto Chicama transportan carbon por camion a Trujillo para verderlo a un precio de US$36 a 40 la tonelada. Probablemente una gran central electrica en Puerto Chicama podr18 ser suministrada por 20 0 30 de esas minas en zonas mas cercanas, como Cupisnique y Banos Chimu, en las que hay yacimientos de carbon y minas antiguas que posiblemente suministrarian el carbon a un pre cio mas bajo y con mayor seguridad de abastecimiento que si se dependiera Seglin estimaciones, el costo del proyecto es de US$1.040 millones; US$580 millones para la central electrica, US$136 para la mina, US$136 millones para el sistema de transporte y US$66 millones en otras obras de infraestructura. Charbonnages de France ha realizado un nuevo es timativo, basado en otro tipo de minoria y el cual tiene un costo bas tante mas bajo. - 87 de una 0 dos minas grandes. Los plazos no presentarian problema, ya que el periodo de construccion de una mina asi es de un ano aproximadamente, mien tras que una central termica que utilice el carbon COmO combustible lleva ria anos de construir. La primera central termica tendria probablemente instalaciones duales de combustion para petroleo residual y carbon; cuando la industria del carbon se desarrollara y el suministro de carbon se hicie ra mas estable todas las operaciones de la central podrian pasar a utilizar exclusivamen~e carbon. 6.11 Las pequefias minas de este tipo no necesitan programas de perfo racion para eomprobar las reaervas, y el ague y el gas no presentan proble mas en la mayoria de los casos debido a que las minas se abren por encima del nivel hidrostatico 0 capa freatica local en el afloramiento (excepto en la mina de Jatunhuasi), y el carbon antracitico tiene poco gas. El carbon producido en esas minas no se lavaria y, por 10 tanto, podria contener de 15 a 20% je cenizas. 6.12 Consideraciones eConoml.cas Se hablo con representantes de la industria de: carbon acerca de la posibilidad de obtener un suministro su ficiente de estas pequenas minas de carbon. Dichos representantes estuvie ron de acuerdo en que se podria lograr si se estableciera un mercado firme y los pro:pietari.os de las minas dispusieran de credi to. Tambien convendria que el Estado efectuara nuevas inversiones para mejorar el acceso a las zo nas mineras. SegUn la Asociacion de Productores de Carbon del PerU, la in version de capital necesaria para una mina de 100 toneladas al dia seria probablem1mte de unos US$20 por tonelada anual, 0 sea US$700.000. El costo total del carbon puesto en Lima 0 en alglin otro lugar a 10 largo de la cos ta seria del orden de US$50 la tonelada, segun se expone a continuacion. US$ por tonelada Costo de ~~xplotacion de una mina de carbon 10 Intereses I' derechos y canones mineros, impuestos, va.rios 10 Depreciac~on y dividendos 10 Transporte del carbon al mercado 20 Costo Em manos del consumidor 50 Mercados de carbon 6.13 Los consumidores mas importantes de carbon son actualmente la in dustria slder·:lrgica (75.000 toneladas en 1981) y las pequenas fundiciones y fabricas c.e ladrillos en los alrededores de Lima y Trujillo (64.000 tonela das en 19E1). Sin embargo, el mercado potencial del carbon es mucho mayor si se cone,ideran las necesidades futuras de los consumidores que actualmen te utilizE:n productos derivados del petroleo, como por ejemplo las centra les de en,rgia termica, las fabricas de cemento, las fundiciones de metales y las pequefiaa indus trias y los consumidores domesticos. 6.14 Briquetas de carbon En el consumo domestico, el carbon podria substituir a1 kerosene y a la lena como combustible para cocinar. Gran parte de la p<)blacion urbana pobre utiliza kerosene para cocinar, mientras que las zonas rurales mas pobres dependen principalmente de la lena. El precio del keronene esta muy subvencionado y la demanda va en aumento, - 88 mientras que la desforestacion esta muy extendida en el medio rural. Algu nos de estos problemas podrl.a~ a11viarse proporcionando como sucedaneo briquetas de carbon que no den hurno. El fabricante podrl.a ser una indus tria familiar local cercana a las minas, donde se podrl.an aprovechar el polvo y los menudos, 0 bien empresas mayores a escala industrial, a medida que aumentara la demanda. Habrl.a que encontrar un aglutinante adecuado para el carbon, asi como definir la forma y el tamano de la briqueta nor mal, para 10 cual se podrian fabricar moldes y disenar cocinas especiales. Entonces haria falta un programa de demostracion de las cocinas de carbon, posiblemente con fond os de fuentes que proporcionaran asistencia tecnica internacional para llevar a cabo un programa de demostracion respaldado por publicidad patrocinada por el Gobierno y un aumento escalonado del precio del kerosene. Una vez que se demostrara la posiblidad y utilidad de un programa de briquetas de carbon, el proceso de fabricacion de moldes de briquetas y de cocinas estaria dentro de la capacidad de la industria local y no entranaria costo alguno en divisas. Aspectos institucionales 6.15 En junio de 1981 se avanzo hacia la reorganizacion del sector de carbon al establecerse con propiedad estatal la Empresa Promotora del Carbon S.A. (Procarbon) bajo la direccion de cuatro grandes entidades esta tales: M1neroperU, Cofide, Centroml.n y ElectroperU. Hasta ahora, a la em presa se Ie han dado amplias atribuciones para fomentar la renovacion de la industria del carbon, pero muy pocos fondos, equipo 0 personal. Es eviden te que Pro carbon no podra fomentar el desarrollo de la industria del carbon en el Peru a menos que se Ie asignen fondospresupuestarios auficientes pa ra contratar personal competente y obtener el equipo necesario. Estas grandes entidades estatales han establecido denuncias de las reservas cono cidas de carbon sin tener planes para explotarlas. Las companias mineras mas pequenas que funcionan parecen estar explotando yacimientos pequenos 0 pequenas concesionea dentro de yacimientos mayo res rodeadoa por los de las entidades estatales, situacion que impediria su expansion si eata fuese economicamente posible. La organizacion de la industria del carbon de una manera acorde con las caracteris ticas de los yacimientos y la magni tud y complejidad de las tecnicas mineras mas adecuadas para su explotacion debe tener caracter prioritario en el sector energetico, teniendo en cuenta la posible aportacion a largo plazo de la explotacion de carbon al pais. 6.16 Limitaciones Los intentos de organizar y desarrollar la mineria del carbon tendr'n que hacer frente a una serie de limitaciones: i) la fal ta de equipo adecuado para utilizar el carbon como combustible en usos do mesticos e industriales, y la fal ta de conocimientos especializados para instalarlo y operarloj ii) el caracter inadecuado de la mineria en gran es cala y mecanizada para las codiciones geologicas predominantes; iii) la in accesibilidad al credito de las minas pequenas y medianas (100 a 500 tone ladas al dia de produccion) sin un mercado garantizadoj iV) la dificultad de transportar el carbon desde las minas en las montanas hasta las zonas de presunto consumo en la costa; y v) la falta de levantamientos estratigrafi cos detallados de las numerosas capas carboniferas por todas las montanas del Peru. 6.17 Recomendaciones El propio gobierno puede intervenir directamen te para remediar las tres ul timas limitaciones mencionadas. La falta de - 89 equipo qUI~ utilize el carbon como combustible y de conocimientos especiali zados sobre esa materia podri.a probablemente corregirse en cuanto se Ie asegurara un mercado al sector industrial privado. En cambio, es posible que el programa C"'l briquetas de carbon necesitara respaldo oficial para su parar la resi.stHncia inicial de los consumidores y para demostrar sus evi dentes venta~as economicas en cuanto al costo del combustible. Lo inade cuado de :La Itin!rl.a mecanizada en gran escala para las condiciones geologi cas predorcinantes significa que la explotacion de los recursos carboniferos debe deja:~se a1 sector privado y que las grandes entidades estatales deben abandonar su intento de acaparar las reservas de carbon en las principales zonas carl;oniferas. No obstante, algunas de estas mismas entidades estata les podri.an ,~on3ti tuir el mercado para el carbon extrai.do por el sector privado sj. manii'estaran estar dispuestas a pagar el carbon que se entregase en lugares especi.ficos de acopio. Esto permitiri.a operar plantas centrali zadas de beneficio del mineral y utilizar el transporte en gran volumen pa ra distribuir el carbon al consumidor final. Si fuera necesario, podri.an celebrar eontratos con las diversas minas para la compra de cantidades es peci.ficas de ~arbon a fin de permitir a los propietarios de las minas obte ner credi1:o del Banco Minero 0 de COFIDE. 6.18 La mision recomienda que el Institu to Geologico Minero y Metalur gico (INGE:MET) y Procarbon reciban los recursos financieros, el equipo y el personal adiciOLal necesario para efectuar estudios minuciosos de las for maciones c arb'JDi.feras y la frecuencia de los diversos tipos de carbon en el Peru. Al pari~cer, INGEMET ha efectuado algunos estudios de recursos carbo niferos en el Peru pero no se han publicado los resultados. 6.19 Lanision recomienda tambien que se establezca un proyecto piloto para trat8.r de desarrollar un solido mercado comercial del carbon en una 0 mas zonas COli suministro proveniente de varias minas pequenas privadas. Los consum.i.do:~es principales podri.an ser las centrales electricas 0 grandes establecimienl;os industriales, como fabricas de cemento, empresas producto ras de mineraLes e ingenios azucareros. La primera etapa de un proyecto de esa naturalezd. consistiri.a en establecer una 0 varias combinaciones de: i) reservas d.a clrbon adecuadas; ii) un usuario importante que pudiera adap tarse a utili~lar dos combustibles (el carbon cuando se dispusiera de al y, en otro caso, el petroleo); y iii) una ruta de transporte entre ambos. Pa ra establecer las minas quiza sea necesaria asistencia tacnica en forma de asesoramiento de ingenierl.a geologica y/o de minas. En el proyecto quiza tendri.a qUt~ inver-tirse en la construccion de una ruta de transporte entre uno 0 dos puntos centrales de entrega de carbon y el mercado, pero si el proyecto tuviera exito seri.a posible recuperar esta inversion por medio de cargos por manip1l1acion que se agregarl.an al precio del carbon en el punta de acopio. Tambien pudiera ser necesario contar con participacion finan ciera en las inversiones necesarias para la conversion a fin de adaptar a los usuarios a utilizar carbon como combustible, pero deberia ir condicio nada a la :Jarticipacion en las economi.as que se logren si se llega a utili zar el carbon. Energi.a gectarmic:a 6.20 Los datos sobre la energi.a geotermica existente en el Peru son insuficientes para calcular la magnitud de los recursos. Ahora bien, si se - 90 tiene en cuenta que en Sudamerica el gradiente termico es generalmente ele vado en los Andes, y que los Andes ocupan una gran superficie del PerU, probablemente los recursos geotermicos del pars podnan ser considerables en comparacion con el promedio mundial. En el Cuadro 6.4 se presentan es timaciones de los recursos geotermicos a temperaturas ., / superiores e in feriores a 180 0 C. Estas estimaciones son aproximadas y-se basan en tecni cas volumetricas de caracter general. Cuadro 6.4 Estimacion de las reservas y recursos geotermicos mantenidos durante un periodo de cinco aaos (Reservas) Econ5micas Temperatura MW TEP Mas de 180°C Deducidas a/ 100 8 Especulativas b/ 2.000 159 Menos de 180 0 C Deducidas .,00 24 Especulativas 6.000 485 a/ Deducidas: Basado en el conocimiento general del caracter geologico de los yacimientos de los cuales hay unas cuantas muestras 0 medicio nes. b/ Especulativas: Recursos sin descubrir que quiza esten presentes. Fuente: Joint Per/United states. Report on Peru/United States Cooperative Energy Assessment, US-DOE, 1979. 6.21 En la parte meridional del PerU, en las cercanfas de Arequipa, hay una superficie extensa de rocas volcanicas recientes con manifestacio nes termicas de elevada temperatura y estructuras geologicas favorables. Un estudio financiado por OLADE y ejecutado por consultores italianos en colaboracion con personal del INGEMET, ha concluido recientemente un reco nocimiento geologico de la zona y ha dado informes favorables sobre la mis rna. En ese estudio se incluyo el analisis de las aguas termales pero no se extendio a evaluaciones geofisicas. El mismo grupo hara un reconocimiento semejante en Cajamarca. 6.22 El encontrar un mercado adecuado para la energfa geotermica en la region sur del Peril presenta un posible problema. Segun estimaciones de ElectroperU, en 1990 se necesitaran 20 MW de energia termica en la zona, 10 cual representa la magnitud adecuada para llevar a cabo un proyecto inicial 3/ La produccion de electricidad requiere (desde el punto de vista econ6 mico) temperaturas minimas subterraneas de 1700 C a 200 0 C. - 91 de generacion de energia geotermica. Sin embargo, una demanda de 20 MW no es pOI' si sola suficiente para justificar el riesgo de un programa de ex ploracion geotermica que probablemente costana US$20 millones, ademas de otros US$50 millones para trabajos de desarrollo e instalaciones de genera cion de energia. Un proyecto en gran escala de desarrollo geotermico ten dria que competir con Lluta y otro prcyecto hidroelectrico, asl: como con posibles pr>yectos de carbon en la misma zona. Conviene utilizar asisten cia tecnica para estudiar estas opciones y, si fuera adecuado, establecer un marcc para estimular a companias extranjeras con conocimientos especia lizados en :a exploraci5n geotermica para que llevaran a cabo dichc proyec to. Es escaso en general el interes que se ha mostrado en la energi:a geo termica en el Peru, a pesar del hecho de que la geologia de la parte sur del pai:s es muy favorable al aprovechamiento de ese tipo de energi:a. Elec troperu esta mostrando actualmente cierto interes y la Southern Peru Corpo ration, que tiene minas de cobre y una fundicion en el sur del pars, ha mostrado tambien interes en explotar los recursos geotermicos de la zona. En cambio, la gerencia de la Southern Peru Corporation no parece dispuesta a proceder a los trabajos de desarrollo en las condiciones que impone la ley que '.l.ctualrnente rige la generacion d.e energi:a electrica. 6.23 Hay graves problemas institucionales que obstaculizan el aprove chamient::l de la energia geotermica en el Peru. El sector pri vado esta res tringido po~ la ley sobre energia electrica, mientras que ninguna de las dos insti tuciones estatales afectadas, Electroperu e INGEMET, poseen la ne cesaria exp~~riencia 0 equipo especializado. INGEMET es una entidad que no podria ga.ranti::::ar un mercado para el vapor producido con energia geotermi ca, sun cuando contara con el personal y el equipo necesarios para llevar a cabo las evo.luaciones geofisicas y perforar los pozos para explotar la ene rgia. Electroperu. cuenta en teona con los recursos necesarios para con tratar los 3ervicios necesarios pero, en la practica, tiene limi taci ones financieras quo Ie impedinan hacerlo. Energia :30lB.r y eOlica 6.24 Debido a su ubicacion entre el ecuador y una latitud de 17 0 S, el Peru rec:L be un nivel favorable de radiacion solar, especialmente en la Sie rra y en la~3 costas norte y sur. La Costa central tiende a estar cubierta por nubOI:ddad. Aunque no se ha llevado a cabo una evaluacion amplia de los recursos solar,~s para la totalidad del terri torio, los datos de que se dis pone indican un nivel muy elevado de radiacion solar en una amplia gama de lugares ~Cuadr() 6.5). Se han instalado calentadores solares de agua en una fabrica de quesos, en una escuela y en la residencia de los miner os de Centromin en Morococha, Casapalca, y se instalaran dentro de poco en Cerro de Pasco:; tambien se utilizara agua precalentada por energia solar para la var lana en una industria textil de Arequipa. Centromin tiene planes para construi:r 7.000 viviendas entre 1881 y 1889, que podrian ofrecer un impor tante mercado para calentadores solares de agua, reemplazando a la electri cidad en los casos en que se instale agua caliente. Segun estimaciones de ITINTEC, podria comenzar una pequeIia industria de calentadores solares de 2 agua de ,2.0eO m al ano (unas 1 .000 unidades), basada en el sector minero pOI' S2 solo. Con un costo instalado de US$600 pOI' unidad (un tanque de 150 2 litros y dos colectorea de 1,1 m cada uno), loa period os de amortizacion - 92 son de 2,2 anos y 2,7 anos en el caso de los grandes consumidores indus triales y de los consumidores domesticos, basado en las tarifas de Electro PerU de diciembre de 1981 (incluido el impuesto). Cuadro 6.5 Radiacion solar media sobre algunos lugares seleccionados A1titud ( m) TEP p~r m'2. al aRo Arequipa 2.380 0,21 Puno 3.850 0,21 Huancayo 3.270 0,20 Moquegua 1.470 0,19 Ayacucho 2.750 0,18 Chic1ayo Costa 0,16 lca Costa 0,16 Cuzco Costa 0,16 Piura Costa 0,16 Trujillo Costa 0,15 Fuente: lTlNTEC, "Experiences in the use of Non-conventional Energy Supplies in Rural Areas of Peru", septiembre de 1982. 6.25 Se dispone de mas datos sobre la energia eolica. La red meteoro 10gica nacional (SENAMHl) publica informes sobre las observaciones diarias a las 7.00, 13.00 y 19.00 horas. lTlNTEC ha iniciado tambien estudios so bre la velocidad del viento cada hora y sobre las variaciones aproximadas diarias en Piura y Arequipa; hay planes para efectuar un estudio semejante relativo a Puno. Se han publicado mapas en los que se indican los lugares mas favorables para instalaciones de bombeo mediante energia e61ica. segiin estos datos, en la costa norte, en torno a Piura, predominan vientos cons tantes de 18 km por horae A un nive1 de 70 a 100 m por encima del nivel del suelo se han registrado velocidades muy variables del viento con un promedio de hasta 30 km por hora. Estas velocidades del viento son sufi cientes para justificar e1 bombeo con energia eo1ica cuando 1a profundidad a que se halla el agua no es excesiva y puede permitir la generacion en pe quena escala de electricidad por medio del viento en zonas aisladas. De hecho, hay unos 2.000 molinos de viento que se utilizan para bombear agua de riego en la zona de Miramer en Piura. 6.26 En e1 PerU los trabajos sobre la energia solar y eolica se carac terizan por el predominio de un vigoroso instituto tecno16gico de investi gacion, lTlNTEC, y un re1ativo vacio en la comercializacion y divulgacion de las tecnologias de energia renovab1e. Una universidad (la Universidad Nacional de Ingenieria, UNl) participa hasta cierto punta en esas tecno10 gias, pero tambien en 1a investigacion y desarrollo tecnologico. Parece que es poco el trabajo que se lleva a cabo para demostrar y reforzar 1a ca pacidad local de elaborar tecnologias que ya se hayan aplicado con buenos resultados, y parece haber todavia menos conocimiento de su viabilidad ego nomica y de los mecanismos e incentivos por medio de los cuales se podr~an - 93 promocionar en el mercado. ITINTEC ha estado organizando seminarios y dis tri buyendo manuales tecnicos, pero no parece que se desarrolle la pro duccion en el sector privado. No obstante, esta situacion no puede ser la unica base para juzgar la importancia de la energla renovable en el Peru, se tiene en (menta el hecho de que es un fenomeno relativamen1;e nuevo. To davia no se ~a evaluado adecuadamente el potencial de energia renovable en aplicaciones rurales, comerciales e industriales. Entre las aplicaciones rurales figu~~an los molinos de viento, cocinas mejorarias, secadoras agrico las solares l, posiblemente, invernaderos solares y calefaccion a elevadas latitudes. Iintre las posibles aplicaciones para establecimientos comercia les figul'an el calentamiento del agua y del aire en pequenas industrias, plantas de bLogas en gran escala en las zonas de concentracion de ganado, sistemas productores de gas basados en los desechos de los aserraderos y hornillos me~lor.~s para el carbon vegetal. En la industria hay una ley que exlge a J.as compamas mineras proporcionar agua caliente en las vi viendas de sus traba,jadores y, aunque hasta ahora dicha ley no se ha cumplido mu cho, esto of:ece la posibilidad de convertirse en un gran mercado para ca lentadores se,lares de agua. 6.27 Cerca del 20% del presupuesto de ITINTEC durante los diez ultimos anos se }:.a destinado a investigacion y desarrollo tecnologico de la ener gia, inclllida 19. energia renovable. ITINTEC tiene un personal muy compe tente intElgr'ido pOI' 14 ingenieros y siete tecnicos que pa!'ticipan en pro yectos entre lOB que figuran calentadores solares de agua y secadores sola res, dest:.lacion de agua pOI' energia solar, bombas eolicas para suministrar agua y riego, b~ogasificadores para usos domesticos y semicomerciales, tur binas par9. minieentrales hidroelectricas y pequenos generadores pOI' energia eolica. Las publicaciones que han side fruto de estos proyectos y de los seminario;3 o!'ganizados pOI' ITINTEC son de un elevado nivel tecnico y ponen de manifi,,~st( un esfuerzo pOI' adaptar las tecnologlas a las condiciones que predominarl ell e1 Peru. Ademas, ITINTEC publica manuales de construccion y ha celebr!:tdo cu:~sos de capacitacion en varias universidades. 6.28 LoE' medios mas valiosos con que cuenta ITINTEC son sus estrechos vinculos ·::lon empresas industriales, algunas de las cuales han accedido a fabricar prctotipos de tecnologias de energia renovable disenados POI' ITINTEC. 8i se tiene en cuen.ta la capacidad de ITINTEC y sus estrechas re laciones con el sector industrial, parece que la proxima tarea debera con sistiI' en mejorar las tecnologias de energia renovable hasta un punto en el que sean adecuadas para fabricacion local en escala comercial. No obstan te, antes de llegar a esa etapa es necesario tomar algunas medidas. Ante todo, las actividades de ITINTEC deberan incorporarse en los planes genera les de enl~rg1.a para las zonas rurales que ahora coordina la oficina de pla nificacior;. sectClrial del Ministerio de Energia y Minas. Esto exigirla: i) determina:::- las aplicaciones que ofrezcan mejores posibilidades, 10 cual re querira un ar,aLsis cuidadoso de la competi tividad economica de estas tec nologias :r 18, iniciacion de evaluaciones detalladas de la demanda del mer cado; ii) efectD.ar nuevas evaluaciones selectivas de los recursos, empezan do porIa reeopilacion y evaluacion del trabajo ya ejecutado pOI' Senamhi, ITINTEC, 1,1 NEM y las universidades; y iii) establecer un plan oficial y permanentE1, capaci tar planificadores de energia rural y crear una funcion de observaciCn :y evaluacion para esta entidad. Segundo, seria necesario reoriental' Is labor de ITINTEC hacia tecnologias que aborden las necesida des mas ar,rerriar,tes y para las que la capacidad local sea mas adecuada, y - 94 ampliar su perspectiva tecnica. Por ejemplo, no ha habido ninguna organi zacion que haya trabajado para mejorar las cocinas, 10 cual podria influir de manera significativa en las poblaciones rurales que carecen de fuentes de energia. Ni tampoco se ha prestado atencion a mejorar las t~cnicas de fabricacion del carbon vegetal y otras tecnologias que podrian utilizar los desechos de los asserraderos y los residuos de las operaciones madereras de la Selva para aprovechar esa biomasa. Tercero, ITINTEC, en colaboracion con otras universidades y presuntos usuarios, tiene que llevar a cabo mas ensayos y demostraciones sobre el terreno. La capacitacion de los t~cnicos y extensionistas que trabajan en el terreno es un paso fundamental para llenar este vacio. Revestira especial utilidad la preparacion de economis tas para la division de tecnologia de la energia. Convendra iniciar pro gramas de promocion que tengan p~r objeto informar a los posibles fabrican tes y a los usuarios comerciales 0 industriales de la viabilidad economica de eetas tecnologias para complementar los m~todos puramente tecnicos de divulgacion de la informacion que se han eeguido hasta ahora. - 95 mEXO S.1 PRIORIDADES DE ASISTENCIA TECNICA EN EL SECTOR DE ENERGIA I. Planificacion sectorial A. Refuerzo de la Comision Nacional de Energia II. Regulacion de la demanda A. Auditorias industriales B. Potencial en los sectores de transporte, comercial y domestico C. Organizacion del centro en proyecto D. Greacion del Centro de Conservacion (asistencia tecnica, capacitacion, legislacion y promocion) III. Lena A. Organizacion; Funcion de la DGFF, INFOR, MEM, etc. B. ?lanificacion 1. Identificar, cuantificar, establecer necesidades, zonas prioritarias 2. Elaborar procedimientos factibles y duplicables: para la reforestacion en la Sierra C. Cocinas Eficientes D. Programa de capacitacion para tecnicos IV. Hicrocarburos A. Programas y presupuestos de inversion de PetroperU B. Preparacion de proyectos de Petroperu 1. Exploracion 2. Pozos intermedios y de extension, produccion secundaria C. Organizacion 1. Division de funciones entre Petroperu y el MEM ~~. Enajenacion del oleoducto, distri bucion al por menor D. rtilizacion de gas en el noroeste E. Ley petrolera Incentivos para la exploracion, contabilidad y regimen tri butario F. Auditoria de las reservas v. Energia electrica A. F'rogramas y presupuestos de inversion de Electroperu 1. Actualizar la lista de proyectos hidroelectricos 2. Reestimar los costos de los proyectos 3. Planificar sistemas 4. pequenas centrales hidroelectricas (estandarizacion de disenos tecnicos, tipos de construccion y materiales) B. Puesta en practica de la regionalizacion 1. Noroeste: establecer nueva empresa de servicio publico 2. Resto del pais VI. Otros A. Carbon 1. Reforzar PROCARBON e INGEMET 2. Proyecto piloto de pequenas minas 3. Proyecto piloto de fabricacion de briquetas B. ,., Promo cion de la exploracion geotermica v. Energia renovable - 96 ANEXO 1.1 INDICADORES ECONOMICOS 1978 1979 1980 1981 1982 2.! Crecimiento del PIB (%) -0,5 4,1 ;,8 ;,9 0,7 Exportacion (m de US$) 1 .941 ;.474 ;.898 ;.247 ;.212 Importacion (m de US$) 1 .601 2.05; ;.062 ;.815 ;.502 Balanza de pagos en cuenta corriente (m de US$) -192 664 41 -1 .513 -1 .401 Reservas internacionales netas (m de US$) -1 .025 554 1.285 692 800 Deficit del sector publico (% del PIB) 5,7 1 ,7 5,7 8,0 6,6 Indice de precios al consumidor (% aumento) 57,8 66,7 60,8 72,7 72,9 ~/ Cifras preliminares 1 UNIDADES TEP x 10 BALANCE ENERGETICO ANO 1970 L ENERGIA PRIMARIA r ENERGIA SECUNOARIA M1NI::>1 ",RIO DE ENERGIA Y MINAS I,fdH" ! ; i ~ i ! = [" j i .'t ,.. ii" i .: i I." i ·5 . '9( I ~~ 7 4 't LC 2\ 22 23 I'5~~ I IJ:l" I £ .~~ ,1' ~';. g", 'E'S n ~o I;;; IZ Z I lj I ,'" I I ;ti~ I i\lZ:<: as~ ~ I , ' " I I I~ I ~\!.2~ I I ~~ go ~ 9~ o~ ~ ~!! ~~ ~ Z~ 'm~ W~ ~ g ,g~I~~,l ~ I ~ l '~~ §~ III G)"6 B~ 1 D g~ o..w ~'~ e~ g"~ i\l ~.„ '~E ;(:) 5i;l ..J :: 0 o ~ o~ &<:; ,,~<3 ~ ~ 8~ 1-" 0 ~~. J~ (!) ~~ 0<-' UQ.. Ow f.? ww r.-m I 1 PraducciOn 42 2801 615 3625 1248 410 8741 8741 . I--'--c" 2 Importaci6n 6 788 I 794 81 92 7 450.. __ 61 691 148 3 Variaci6n de Invenlarios 2 29 ... « a: (45) (45, (43) 81 7 27 74 LiJ 4 OFER1A TOTAL 48 2801 615 4368 1248 410 I 9490 38 173 14 27 450 63 765 1025 u. o 5 EXPQrtacl6n 004 (304)' (14 (13)' (27) (Jllk o E No Aprovechada ( 1 R ' (7R 1 \ , 0\11 u I ~TA INTERNA BRUTA 48 2801 615.4064 467 410 8405 38 113 14 13 437 63 738 .I~li: I W ( 8 TOTAL lRANSFORMACION (28) (339 (75) 4078 (460 (410 5390) (In 136 60 1091 731 749 910 63 455 476 654 (736 (!j II ( 81 Coqucdas Altos Hornos (28) (28) (17) I 28 11 (17 a: ft W Z ~ B1 Carboneras (339 _ i _ (339) jll6. 1,l>j(203 UJ z W Biomasa « 83 n: ... II o 84 Reftnerias 4078 l40.18) 30110161731193311149 62 I 83 004 I (74 ~ I UJ U 8" Plantas de Gas (460) (460) 30 I 75 1 1 353 459 I (l (§ W 86 Ccntrales Elec. Serv. Publico 15 rJ) (75) (410 U4851 i (184j(239) (9) 4761441(441 n: I--- w 0. 87 Centrales Eh?ctricas Autoprad. - ~ C~nsumo ProplO Sector EnergeL I (8) (13) (58 (351) (2) 1432) i (432) 1--._ 110 Perdldas(Tra~;: Dis!. Almacl (44) (44) (44) llAJUSTE~ ..--Ul_ 14 (]) 2 (1) (2 1 6 (2) (73) 171) (69) 12 CONSUMO FINAL TOTAL 15 2462 540 13017 20 136 58 1264 737 750 1295 124 31 430 845 7862' ~ Consumo Final No Energetlco 22 I 22 124 124 J46 ..J « 1'2 2 I-Co~s-umo Final Energellco 15 2462 518 2995 20 136 58 1264 737 750 1295 31 430 77161 z 1?;', Resldenclal y Comerclal 2125 236 J 1 1 1 1 1 12361 1 J 1361 52 I 1 490 27 I lZ4 ~ 829 I 3190 o ::;; 22 PubliCO I 59 37 40 28 164 1 164 - f---- ::0 :l Transporte 1140 170 268 101 167911679 '" (f) Z .:;' ?l; o l?? 4 14~ ,10 Y Agroindustfla 282 282 11 b 67 159 28 271 553 E' ~ .. () I· 5 Pesquerla 2 185 464 11 662 662 ... '" ,... 1;' 2 6 Minera Metalurgico 10 10 20 25 17 84 66 145 357 367 j Industrial 5 337- '" (II N 12 ? ---- - ------- - 342 6 27 17 106 477 4 122 759 lIOIj Observaclones OTRAS _.---- I -- UNIDADES: TEP x 10 BALANCE ENERGETICO ANO 1975 ENERGIA PRIMARIA ENERGIA SECUNOARIA --------- ----- -- ---- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 MINISTERIO DE ENERGIA y MINAS « e ,« t;« w e: '" " .0;;; '§ ,:11 £" , '" uJO: ~Q) z« 0: ,..0 " W :0 .0'" EO 0 Z'" 0: wO: z< ::1 ES oe: 2 0 '" uJ::!' v;:i5 ., wE cO ,.. ;:;", og ~~ wO c U« 0 '0 c 0 !; ",U "'0 u.'" u.o; '" 'S1~ ..J z ...I « " .5~ ...III: ",. " '" '" ::>'" «a. '=> " «::l '0 .D 0; U " Ie: '" ..J eo> ~~ -'" a.u 0> ,,~ ~~ "'0 u "'''' (!l« e "0 i .oe: E9 O.P Uu. .... « D I-(!l o U c 11J " '" " ::> "''' Cl~ '0 '" " Cl "0 ~~ "';;: ~6 C> 'O~ 0'" _c CLW .'" <:) C>~ Q)o c:.!'! ww I-U Ow I-(/) .... 0 .... 1 Producci6n 16 2868 691 3629 1125 588 8917 8917 2 Importaci6n 33 2365 2398 149 5 68 150 174 172 ! 48 766 3164 « 3 Vanacion de Invenlarios 37 37 (30 (1) (18) (1 ) (12) (54) (4) (120) (83) I ---- 0: OFERTA TOTAL UJ 4 49 2868 691 6031 1125 588 11352 119 4 50 149 162 118 44 646 1998 u. 0 ; ExporlaCl6n (204 (204) (10) (16) (301) (32]) (331) 6 No Aprovechada (575 1(575 (575) 0 ------- u 7 OFERTA INTERNA BRUTA 691 5827 550 588 10573 119 (6) 50 149 146 (183)' 44 319 0892 49 2868 I- z UJ 0 8 TOTAL TRANSFORMACION (20 289\ (88\ 5688 (531 (588\ rn04 (85' 116 126 1565 870 ~O] 1614 68 557 644 6278 926) C!J 0 a: « 81 COQuedas. Alios Hornos (R,' :;, (?O\ (20 39 (46 (66\ IX UJ Z cc 0 62 Carboneras 289) (289) 116 116 (173) ... 0 (J) u. f-- Z UJ " '« z 83 Biomasa « a: a: cc s_ Refinerias l- w '" 00 0 I w 5688 5688 114 1506 870 003 1882 64 108 5547 (141) 0 I U 0 (/) 85 Plantas de Gas (531 Lf531 17 'iQ 4 456 511 '" tS UJ 0 IX 86 Centrales Elec, Serv pGblico i5 (f) I (88) 588) 1(676 200) 1(268 (46 644 130 546) a: z w ~ u 87 Cenlrales Ehktricas Auloprod 9 Consumo Propio Sector Energet (3) (4) (17) (72) (407 (2) (505) (~05) 10 perdldas(Trans, Dis! Almac) (46) (46) (46) 11 AJUSTES (4 (1) (139 (19 1(163 (13 (3) 18 I (49) (9) 76 (1) (6 13 150) 12 CONSUMO FINAL TOTAL 25 2579 602 3206 21 116 117 1630 966 923 1435 111 144 596 6059 9265 I-- 12 I Consumo Final No Energetico 26 26 111 111 137 ...I 122 Consumo Final Energetico 25 2579 576 3180 21 116 117 1630 966 923 1435 144 596 5948 9128 « z 1221 Residencial y ComerClal 2222 242 2464 116 101 578 55 190 1040 3504 II 0 1222 Publico 51 48 87 45 231 231 ::!' '::l (/) 1223 Transporte ~497 248 397 126 2268 2268 z 1224 Agropecuario y Agroindustna 0 334 334 13 11 47 109 31 211 545 U 1225 PeSQuena 4 85 168 7 264 264 '" ?: 1226 i_Minero Metalurgico 20 20 21 2 30 34 149 266 164 666 686 :' t'.! ... 0 f-- 1227 Industrial 5 357 362 Ii: ;' I 14 35 47 158 721 89 204 1268 1630 N N I ,. '" ObservaclOnes PROOUCCION OE ENERGIA SECUNOARIA BRUTA .., OTRAS _______________________________________________________________________________________________________ UNIDADES TEP x 10 BALANCE ENERGETICO ANO 1981 ENERGIA PRIMARIA ENERGIA SECUNDARIA I --2 3 J 1 4! 5 I 6 7 8 9 10 11 1 12 J 13 I !14!I 15 16 I 17 18 I I! 19 20 21 « 22 23 I~ MINIS I EHIU DE !::N!::Hl,IA Y MINAS I , m!! i I I! ! I " : ~ ~~ Si I l :;;~ :; ~ I ~ '~ I ,~ I ~ I 11 '~ i 2 I ~ " '" 0, I I i " u I I I~ 15~::e :ez ~~" 0 :g Ii 1'~....I5 ~~ ~" ~;:: e.g :;;.D ii I 2 I uu ~~ ~ '" ~ ~ I ;: g: ~ I '" ,=' -cc ""';:} u,a; C - ... Z Q) 0 OJ ::J {1j 0 (\1 I ,~ ~ e I .,;; ;:::0 g V C) _," uQ.Q~ wv ,,:r, L1-1JJ (!) ow t-U) 0 I --- l-~'----~--- :-,---- -~!- 1 Producclon n 11016 'in ~Ql 1,0'12 92H 1~,,70 15470 2 Importaci6n 22 I 22 85 3 7 , __ +--31 t- UJi..l!t!: 3 Vanacl6n de Inventanos 4 4 (2) (20) (16) (29 1 4 I nO) (66 --t-- t- OFERTA TOTAL 93 3016 5229905 1032 928 5496 85 1 (13) (l6)~ 1 27 56 15552 r - - -1------- / -- I " Exportacion '{2117 __ t-- (2217 1040 1(l4l 394) (1 kS7hll.i2.m o ~_ No Aprovechada ___ f---- (278 (lZ!!. r-- ..illSj U 7 OFERTA INTERNA BRUTA 93 3016 522 7188 754 928, 3101 85 1 '(353) (16) (170) (393) 26 820) 12281 I W \---" 8 TOTAL TRANSFORMACION (37) '(29-7)'(25) (7879) (682 (928) 9848 (40) 119 143 1741 1369 1592 12225 145 650 c...1Q.7 851 l(997) l'J ex: 81 COQuedas, Altos Hornos (371 (371 140') 37 (3) (40) 15 w z . (297 119 i 119 1(128) ~ w « ex: ex: '" '" o I 248' UJ '" ~ W~ 7879 1369 11790 Cl I ~--+~~~~----------~---\---~~~~r--r~ UJ U r-::-':'-'~'~=-:=-:::;::""-----;----+---t----t--t_-t_---t-,6-82 ~ LU I. Centrales Elfic. Serv. Publico (25) (928) 1953 1(198)1 (26Q ~1907 (f) z Centrales Electncas Autoprod "- "' ---'L --1--- Consumo I-'roplO Sector Energel I I (7) (52 (57)e-J8_~_~ 512) (4) (715 (715 rIO Perd,das(Trans, Dis!. Almac ) _______. (103) (103 (103 t=--~ II AJUSTES_ 91 i7?' {1?R> 1) 1 Consumo Final No Energelico 180 180 135 135 3,5 r------ " I, '2 :' Consumo FlOal Energetico 56 !Ln9 317 )092 25 119 134 1336 1283 1372 1687 120 800 6876 9968 Otros 1,0 3,0 5,2 4,9 4,7 3,9 Sub-total 12,0 14,4 14,2 33,8 E.,..!. 55,3 55,2 48,8 47,1 ih! 51,0 50,0 50,7 48,1 46,9 40,9 Total Peru 26,2 28,0 33,2 54,9 73,8 70,4 2lz.!. 64,2 71,8 72,0 1.b.2. 72,3 70,6 68,5 60,5 1/ La producci6n de 1983 se redujo como consecuencia de las inundaciones recientes (enero a abril de 1983). - 104 ANEXO IV.l PAgina 2 de 2 PRODUCCION DE PETROLEO CRUDO Proyecciones de Petroperu (proyeccion alta) (mi110nes de barri1es a1 ano) 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 Petroped ONO 9,6 10,8 12,3 21,0 21,2 31,0 36,2 34,0 Selva Norte 15,5 17 ,8 24,1 26,4 30,0 29,5 26,6 30,4 Selva Central ...Q2 .Jh§. .Jh2. ~ ...2..& .2.a1 ...ld -1.Jl Total Petroperu 25,6 29,2 37,3 51,3 57,2 66,4 70,0 73,4 Contratistas Belco 11,1 13,1 14,6 15,3 16,2 17,0 17,3 17,6 Oxy-Bridas 9,6 13,3 9,6 6,1 5,1 4,0 3,1 2,6 Oxy-Selva 38,0 27,8 22,3 17,1 15,4 12,7 10,0 8,1 Superior 0,8 2,6 7,7 11,0 12,8 15,7 16,7 Hamilton 0,3 0,7 3,9 9,7 12,8 16,1 Otros -hl Total contratistas 58,7 55,0 49,4 46,2 51,6 56,2 58,9 64,8 Total Peru 84,3 84,2 86,7 97,5 108,8 122,6 128,9 138,2 ANl£XO IV.2 PROYECCIONES DEL POTENCIAL DE PRODUCClON DE GAS (miles de mlliones de pies cubicos al a~o) Estimaciones del Banco Mundial 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 ]982 1983i/ llJb4 1Y85 l~l:Ih hlSl l"lSlS J.91S9 199(; Gati asociado del noroeste del PerE Petroperu 28,8 26,9 24,6 25,2 24,2 24,3 18,4 20 10,8 22,8 25,8 27,1 :lo,9 25,1:1 24,2 21, hl.! Beleo 22,3 28,9 B.d 24,2 22,8 21,2 l2.L!. 23 23,5 20,7 20,7 19,0 19,0 ~ 1",0 ~l/ Subtotal 55,8 55,9 49,4 47,0 37,S 43,0 34,3 43,5 46,' 40,7 40,S 45,4 4:J,8 41,:£ Gas no asoeiado Petroperu 3,4 4,5 5,0 5,5 8,0 lU,O lU,O 10,U 9, ::f y,u!..! Beleo en el zacal0 10,0 10,0 10,0 10,0 lo,ul/ Subtotal 3,4 4,5 5,0 5,5 8,0 20,0 20,0 20,U 25,5 2S,U'!) Total noroeste del Peru :. 7, j 39,3 49,0 54,5 6b,7 72,5 71,4 b9,3 ob,:.! Proleeeion alta utilizando la Erevisian de ,... la produce ian de petra leo de Petroperu 0 V' Gas asociado 47,8 85,6 84,0 Y7,5 97,7 119,b 130 124,b.!/ Gas no asoeiado en el continente 5,0 5,5 8,0 10,0 10,0 10,0 9,5 Y,of./ Gas no asoeiado en el zacal0 10,0 10,0 10,0 10,0 lo,O~/ Total en el noroeste del Peru (proyeeei6n alta) 52,8 91,1 n,o 117,5 123,7 145,0 1)5,5 14Y,o 1/ Supone una relaci6n media gas/petr61eo de 2.300 pies cubicos por barril y la estimacion hecha por el Banco Mundial de J.a producCion de petraleo; - excluye el gas reaprovechado para la extraccion por bombeo de gas. 1/ Supone que Petroperu explota los yacimientos conocidos de gas no asociado en el noroeste del Peru. 3/ Supone que Beleo explota el gas no asociado en el zacalo. ~/ La producei6n de 1983 se ha reducido a causa de las inundaciones (enero a abril de 1983). - 106 ANEXO V.1 P4gina 1 de 4 Sistema de energ!a e16ctrica Centro-Norte Capacidad Producci6n anua1 Producci6n anua1 Existente Instalada Disponib1e media firme Huinco 258 240 915 650 Matucana 120 75/120 658 450 Ca11ahuanca 68 55 497 350 Moyopampa 63 58 455 350 Huampan! 31 26 194 110 Cahua 40 26/38 257 185 Caft6n del Pato 150 91 1.184 850 Mantaro 798 448/625 3.536 2.500 Tota1es 1981 ·1.528 1.019 7.696 5.445 Proxectos futuros 1984 Matucana 30 1984 Mantaro-Transmisi6n 228 177 1.590 1.113 1985 Restituci6n 217 197 1.657 1.160 1986 Yuracmayo 15 88 62 1988 Yuncan 126 n.d. 800 n.d. 1988 Mayush 130 n.d. 930 n.d. - 107 ANEXO V.1 Pagina 2 de 4 Proyecciones de 1a demanda en e1 sistema Centro-Norte Crecimiento Energ:la ' . Demanda maXl.ma Factor de potencia Ano % GWh a1 anD NW % 1980 5.851 1 .1 35 58,7 3,0 1982 6.026 1.166 59,0 3,0 1983 6·393 1.226 59,5 4,5 1984 6.681 1 .271 60,0 6,0 1985 7.082 1.347 60,0 6,0 1986 7·507 1 .416 60,5 6,0 1987 7.957 1 .501 60,5 6,0 1988 8.435 1·578 61 ,0 6,0 1989 8.941 1.673 61,0 6,0 1990 9.477 1.759 61 ,5 Tasas de crecimiento anua1 medias (%) 1981-198~i 5,1 4,5 1985-1990 6,0 5,5 1981-1990 5,5 5,0 - 108 ANEXO V.1 PAgina 3 de 4 Centro-Norte - Balance de energ!a e1~ctrica - MW Allo 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 Demanda mAxima 1.136 1.166 1.226 · 1.271 1.347 1.416 1.501 1.578 1.673 1.759 Capacidad disponib1e Hidroe1~ctrica 1.019 1.019 1.019 1.226 1.423 1.438 1.438 1.438 1.438 1.438 T~rmica 120 240 240 Turbinas de gas 230 340 340 340 340 340 340 340 340 340 Total 1.249 1.359 1.359 1.566 1.763 1.778 1. 778 1.898 2.018 2.018 Capacidad de reserva % 10 16,5 10,8 23.2 30,9 25.5 18,4 20.2 20.6 14,7 ANEXO V.1 Pagina 4 de 4 Sistema Centro-Norte - Balances ener&etico I de ener~la e1ectrica Energia e1ectrica maxima disponib1e Energla generab1e anua1 MW GWh Hidroe l~ctrica Total Aao Prolectos HidroeUktrica Termica Total Firme Promedio Termicn Firme Promedio 1981 1. 019 230 1.249 5.4451.1 7.696 230.Y 5.67b 7.92b 1982 Santa Rosa 110 110 330~/ 330 330 Total 1982 1.019 340 1.359 5.445 7.696 560 6.005 8.25b 1984 Matucana-Mantaro 207 207 1.113 1.590 1.113 1. 590 Total 1984 1.226 340 1.566 6.558 9.286 560 7.118 9.84b 1985 Restituci6n 197 197 1.160 1.657 1.160 1.657 Total 1985 1.423 340 1. 763 7.718 10.943 560 8.278 11.503 1986 Yuracmayo 15 15 62 88 62 88 Total 1986 1.423 340 1.778 7.780 11.031 560 8.340 11.591 I-' 0 '-C 1988 Turbina de vapor 120 120 720'!./ 720 720 Total 1988 1.438 - 460 1.898 7.780 11.031 1.280 9.060 12.311 1989 Turbina de vapor 120 120 720 720 720 Total 1989 1.438 580 2.018 7.780 11.031 2.000 9.780 13.031 Total 1990 1.438 580 2.018 7.780 11.031 2.000 9.780 13.031 1/ 70% del promedio 2/ Operacion: 1.000 horas ~/ Operaci6n: 3.000 horas ':..1 Operaci6n: 6.000 horas ANEXO V.2 - 110 pigina 1 de 2 SECTOR DE ENERGIA ELECTRICA - DESCRIPCION DE ALGUNOS PROYECTOS IMPORTANTES A. Proyecto Sheque Con el doble proposito de aumentar la disponi bilidad de agua Y I8nerar energia para el area metropolitana de Lima, se ha estudiado la posibilidad de transferir agua de la parte alta de la cuenca del rio Mantaro situada en la cuenca del Atlantico hacia la cuenca del rio Rimac. A traves de un complejo de sistemas hidraulicos comenzando en el Lago Junin, el agua podria ser conducida y bombeada 530 metros a la boca del tunel trans-andino Marcapomacocha situado a 4.436 metros sobre el nivel del mar. Revistiendo y ampliando el ancho del tUnel, su presente capacidad de conduccion puede ser aumentada a un flujo pico de 12 m'/s. En la cuenca del Pacifico, aguas arriba de la estacion electrica Huinco de Electrolima, una caida de 1 .000 metros podria ser aprovechada en una central subterranea con una capacidad instalada de 600 MW. El costo total de este proyecto tue establecido en US$1 .800 millones, incluyendo la escalacion y los intereses durante la construccion. Como este es un proyecto de proposito multiple, una parte sustancial de la inversion (50%) debera ser aportada por la com pafiia de agua SEDAPAL de Lima para satisfacer el crecimiento de su demanda. Debido a una reduccion en la demanda de electricidad y la muy dificil si tuacion financiera de ElectroperU y SEDAPAL, Sheque ha sido pospuesto p~r 10 menos unos cinco anos. Sin embargo, el estudio que se lleva a cabo por Electrolima para el desarrollo de centrales hidroelectricas integradas en la cuenca del Rimac podria considerar la alternativa de desarrollar el pro yecto de transf6rencia-Sheque en varias tases, B. Proyectos en la cuenca del Rimac Esta cuenca, ouyo desarrollo como fuente de energia para la region central ha llegado a una fase avanza da, aun ofrece un amplio campo para mejorar y expander su desarrollo. Los trabajos de almacenamiento bajo tierra de Matucana y la presa reguladora de Yuracmayo son algunos ejemplos. ELECTROLlMA ha empleado ingenieros consul tores para estudiar el potencial existente aguas abajo de la central elec trica Huinco, que tiene el nombre generico de Salto Bajo. Los 1 .300 metros de diferencia en el nivel de agua entre la salida de las aguas de Huinco y la cantidad que abastece Lima ofrece varias alternativas para estudio, in cluyendo la sobre-dimensi6n de la Central Callahuanca, un mayor uso de ca pacidad instalada en Moyopampa y Huampani, y la construccion de nuevas cen trales electricas. En la parte alta de la cuenca del Rimac podria ser po sible instalar centrales en la zona de Tamboraque; otra transferencia de agua transandina podria si tuarse en Lago Pomacocha, que es parte de la cuenca del Mantaro. Dado el aumento futuro esperado de caudal de aguas que result en del proyecto Sheque, estos desarrollos haran posible sumar algunos 500 MW de capacidad instalada en la cuenca del Rimac y mejorar la utiliza cion de las centrales existentes. Estastienen claras ventajas: hidrolo gia y geologia conocida, facil acceso, distancias de transmision corta, y buen soporte de construccion en la forma del esquema existente. Reciente mente el Proyecto de Jicamarca de 70 MW para la parte baja del Rimac ha si do aprobada al nivel de pre-factibilidad y el estudio de factibilidad esta llevandose a cabo con la financiacion del Banco Interamericano de Desarro llo. ~. Matuc~na, Segundo Almacenamiento Subterraneo La central hidro ~:i~,n;j':'- un caudal turbinado de 14 m Is, que la cuenca alta del rio Rimac 3 provee a traves de c: tunel de 20 kilometros. El caudal en la estacion se ca, sir. C'egulaclon, dismim.ye a 6 m Is, que a su vez reduce la capacidad 3 ANEXO V.2 Pagina 2 de 2 - 111 disponible a 50 MW. Un almacenamiento con 30.000 m3 de capacidad util fue construido para ampliar la capacidad disponible a 75 MW durante las horas de demanda pico durante el ano. La construccion del segundo almacenamiento 3 con otros 30.000 m darian 30 MW mas de capacidad disponible con las dos maquinas existentes. Su costo total ha sido estimado en US$8 millones, dando un eoste uni tario de US$266/kW, comparables a los de una turbina a gas. D. Central Hidroelectrica de Restitucion El proyecto de restitucion aprovechar; la cabeza disponible (257 metros) entre la salida de la central del Mantaro y el lecho del rio. Un puente de tuberias cruza el rio Colcabamba y 1,3 kilometros de tunel abierto conduce hacia un tanque de compensacion que conecta a la central subterranea. La capacidad instalada de 217 MW consiate de tres maquinas equipadas con turbinas Francis. El caudal turbinado es suficiente para aportar 197 MW en el pi co del sistema interconectadc'. El costo estimado total es de US$342 millones, de los cua les US$224 fueron invertidos hasta 1982. Se espera que el proyecto este puesto en 13ervicio en 1985. La linea de transmision que conecta la central a Pomacoch.:l y Lima (a 220KV) sera una linea de doble circuito extendiendose 292 km. S11 estudio de diseno final esta en progreso; la construccion debe ra ser puesta en licitacion en 1983 para que esta pueda entrar en servicio rapidamente. Laa fuentes de financiamiento para este proyecto no estaban definidas 13.1 final de 1982. E. Central Hidroelectrica de Yuracmayo Hay tambien la posibilidad de construir aguas arriba un almacenamiento abierto que regule la central de Matucana en la cuenca alta del rio Rimac. El reservorio tendra una ca pacidad de 50 millones de metros cubicos y, con el segundo almacenamiento subterraneo ya descri to, tendra toda la capacidad instalada disponible en horas-pico, agregando asi 15 MW para 1985. Esta proveera tambien 60 GWh de energia firme. El costo total estimado de este proyecto al final de 1982, incluyendo ingenieria, administracion, contingencias y los intereses duran te la construcci5n, fue de US$26 millones, con 7r:$ en moneda local. Los coatos dirElctos e indirectos de moneda extranjera estan siendo financiados por el Baneo Mandial. F. El Rio Chili Estudios han sido planificados para mejorar la re gulacion del rio Chili, aguas arriba de la planta hidroelectrica de Charcani; bay financiamiento disponible a traves de los prestamos del Banco Mundial para este proposito, pero los contratos aun no han side firmados. Los disenos finales para la Hnea de transmision Arequipa-Moquegua Toquepala, estudiados preliminarmente en 1973, recien han sido completadosj la linea sera de 114 kilometros de largo y tendra una capacidad de transmi sien de 150 MW. Su costo ha sido estimado en US$21 millones, incluyendo una nueva aub-estacion en Moquegua y una expansion de la sub-estacion de Toquepala. A pesar de que el financiamiento para este proyecto esta ya disponible, ninguna inversion ha side presupuestada por Electroperu para 1983 debido a :La falta de recursos locales. En el caso del sistema Tacna Moquegua, :.os planes son de construir una nueva Hnea de transmision de US$20 millones para fortalecer la interconexion entre la central hidroelec trica de Aricota (35 MW) y la sUbestacion de Calama (cerca de la ciudad de Tacna). 80' 76' TUMBES ;; PERU TUM ~ CENTRAL- NORTH INTERCONNECTED SYSTEM 4' ~.-'{.. .-' EXISTING AND MAIN PROPOSED HYDRO PLANTS ECHOS_ ( . / . , . .....,. CUI?UMUr !!'tJtQu/ '''\ i ~OAMOS S' BRAZIL UCAYALI \ R \ \ E \ 12' \ s / J ( l j' <{ r' > P UNO ( ....J PROPOSED EXISTING "- 0 - - - r' co - -- 220 kV TronsMission lines ( _ MOLLOCO ! 132 kV Troosmission lines Hydro Plonts AREQUIPA 16' · · Substotions Power Seclor Regions N \ ' ~ 16' Deportment Boundories Internationol Boundaries ) Rivers I j I c. NA ..) $I'" This map hal lHNtt f.1/fIP8IfId by the World BIIIlk'. 4K~qIy UK U. t;~ of the THfiers of tIM fIIPOJ1 M whiCh it i. attached. The detwmintrtions UHd ~ lint '\ f>- TACNA \ \. ~s shotIm 00 tIli. map do not imply. (JtJ t1ut pIJI1 of thf1 World Bank and ifs o } '. -' lIffi/;'fft, tInY judgmMl 00 rhe /eg81 $18lu$ of eny tem~ or eny IMdonemettt or acc.eptance of such boundsrie$. J' ~ 80' 76' 72' CHI L E IBRD-17126 I -----~ , MAY 1983 ~ ---". ',.,i fer I o. PERU '" 7~~' '"',...... , ",\ 'I 18 .~ \ COLOMBIA . ,i I \ 1 I ATIONt3 ~7 ~/,!;-~~,I~.. OPER r l ,f OIL AND GA S i I '9 ,. lA>- Mor'.~ ~'~ 20 I II~/ . 1'~";\~,F21 22~, 'A'~~ ~', ?hB/. /'~.6 '25~, Lrb"~_"";;)I'l'. ~.1")6/~_ ! ', 11T'~iIl; ,c', ,~"' · ITL,~."'\Lf'\r~ clDfNTg,L J- ::--l I /, /-"" r: \?J= L, / ',"-. I 23 _, . ;~SUPERIOR~ I I." i:, 1. \:.".0,.':" 27 --jI .;/ ~, ~r~~'.,;:"~ I ;,1 'i '.1 , / I;, J l · ' 4 (,C fiT,1,; II I -r::=,I I' ~ ,. " I I L_ .;...1' I _ I q ",_"" , /' I '- , · ,. " V . y' · ...-- 5' / ../ L[;::i~L --""-. ":...uJ.. ;"---.1 - {I- 'lL'--L 1.1 1- ~~~~f~ _[ I I ! L~ ' '~' ' b,'.!~"u' LI. ~'/_'\'_ H)' \ / I 41 \,._. / 't " I 39 I 40 1----.1 10' r Z-16 \ I '\\ Po"o 'I '\ ---1 \ 0, Ur--- .L __ , I 44 I-'~-"h' "~;::8 17 \Pammongo I\C."ode 1 I I 45 , i I I -20 \~/~ "'.~"'.. Z- - ' \ / \ T 43 "\L-J,~W ~")5e-~ \_~ Torma ' . ~ ,~ ,~.- IZ-18 \ / \\ f) ( 42 I \ '\. . < Z'19 ' \ . 1 C, · . I I 47 I... _N" .r Z~21 b~_. I -~ 49 ! I Z~2,-- ".... *_.. ,'''' °Huoncoveltto . .~ Meldonodo/ -[ Z ~23 ! « ".-' \ I ' .Z~24 ~,~ )»_ ~ OCCIDENTAL PETROPERU L,~Z25:"". r '" Z-26 . "" i \ , i . ~ 0 ~"..~. SUPERIOR SHELL .... Z~", ···. . !die ~ ".~...;:;~.~ BELCO HAMILTON· PETROINCA I1tI --Existing Refineries - - - Pot e n t i a I G a -'-Inte~national 0 $ Pip e I In e Pipelines Boundaries $ ~-~:~ (/1 Rive~s lA, c'::'rl Trto~end"'~.....,.."""of " - - TI>s "'''' "". ... r....... ·_or rhtt ~ Fmance ~~ =",,!!~':-:' CoIpcvs_~ :::::.'::t:'_ ""T"" 8ny __ 1IIW1'" =::'..::::-:... ~ "'by 11K' ""'= . . . - - . 01 ..., \' _' CHILE\ TO I I j r·'/· .", -.~ "-. ____ · ji\opon O \ ........... ,--.J'" Iberlo 0 DE DIOS I OJ o .. A5PHAl T ROADS ALL-WEATHER ROADS < DIRT ROADS RAILWAYS +++++ RAILWAY fERRY .;t. PORTS » RIVERS DEPARTMENT BOUNDARIES INTERNATIONAL BOUNDARIES ,.,. o ·500 t N 500" 2000 2000 - 4000 OVER 4000 30 0 30 ~ W 9(l 120 I I I I I I(llOMETEIiS I I ThiS map hIU been prtitpIiII'ed by The ~ Bartk:s sis' ~ fa fh& ~ d CD the readers and is ~ tor the tlremal U$I!I of The Kbr1d B8fW !KId the tttem.sbJJJI ::0 Fnw:8 CCN'porsbt The denomina/'ionf used and the botndarids Jihowfr 00 this map do not o 18" ~, on 100 p$'I 01 The Wiri1 Bm* 8Itd lite tJlc:ma1liooal FflltlJCe~, any judgrnf1nf on the legal status oIl:S11y kiIrrOOty or I:SI1y endorsetnet'tt or ~ oItu:h bourfdarief. PERU 1981 ENERGY flOW (TOE x 1()3) ~ IYDROENERGY 928 ELECTRICAL POWER PLANTS REFINERY GAS PlANTS 682 RESIDENTIAL COMMERCIAL FIREWOOD 3016 & PUBLIC 2342 SECTOR IMPORTATION COAL 71 22 PlANT & ANIMAL FUEL 522 NON-ENERGY CONSUMPTION LOSSES LOSSES 135 350 193 LOSSES 103 World Bank-25151