lrltornie No. 42 1 %-KO Bolivia: Problemas y Opciones en el Sector de Energia Abril de 1983 PROGRAMA CONJUNTO PNUD/BANCO MLlNDIAL PARA EL ANALISIS DEL SECTOR ENERGETIC0 REPORTES PUBLICADOS Fe cha No. Indonesia Noviembre 1981 M a u r i t i u s Diciembre 1981 Kenya Mayo 1982 S r i Lanka Mayo 1982 Zimbabwe J u n i o 1982 H a i t i J u n i o 1982 Papua New Guinea Junio 1982 Burundi J u n i o 1982 Rwanda J u n i o 1982 Malawi Agosto 1982 Bangladesh Octubre 1982 SOLAMENTE PARA US0 OFICIAL Informe No. 4213-B0 BOLIVIA PROBLEMAS Y OPCIONES EN EL SECTOR DE ENERGIA Abril de 1983 Este informe forma p a r t e de una s e r i e d e l Programa Conjunto PNUD/Banco Mundial para e l Anhlisis del Sector Energetico. Este trabajo es finan- ciado, en parte, por l a Cuenta de Energia d e l PNUD y fue realizado por e l Banco Mundial. Este documento e s de circulaci6n limitada y 6nicamente puede s e r u t i l i z a d o en e l desempeiio de funciones o f i c i a l e s con l a autori- zaci6n del Gobierno, d e l PNUD o del Banco Mundial. Abreviaturas y s i g l a s Abreviaturas B b a r r i l Bd b a r r i l e s d i a55os BPC billones (10 ) de pies cubicos GNC gas natural comprimido GPL gas de petroleo licuado c;w gigavatio kgep kilogramos equivalentes de petroleo M m i l , miles MBd m i l e s de b a r r i l e s d i a r i o s MM millon, millones MMB millones de b a r r i l e s MMPC millones de p i e s cubicos MMTEP millones de toneladas equivalentes de petroleo MPC/ b miles de pies cubicos/barril MW megavatios PCEG pies cubicos equivalentes de gas TEP toneladas equivalentes de petroleo Siglas MEH Ministerio de Energia e Hidrocarburos DNH Direccion Nacional de Hidrocarburos DINE Direccion Nacional de Electricidad YPFB Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos ENDE Empresa Nacional de Electricidad INER I n s t i t u t o Nacional de Electrificacion Rural GCD Gas Development Corporation TASAS DE CAMBIO Unidad Monetaria Peso Boliviano ($b) Tasa O f i c i a l $b 2 0 0 / ~ ~ $ EQUIVALENTES ENERGETICOS (Valor Bruto: Usado por MEH) Producto Unidad G r . Esp. Kcal /kg M M B u/Unidad ~ Petroleo Crudo B Gas Natural MPC GLP B Gasolina Automotor Gasolina Aviation-800 Nafta Kerosene Jet Fuel A-1 Diesel O i l Fuel O i l O t ros Combustibles Petroleo Equivalente Lubricantes Asfalto Lena Carbon Vegetal Bagazo Electricidad Generacion MWh Consumo MWh Este informe refleja 10s resultados de l a mision que v i s i t o Bolivia en Enero de 1982. Los integrantes de l a misma fueron: Srta. Ursula Weimper ( J e f e de isi ion), Srs. Takashi Takayama (~conomista),Andres Liebenthal (Economista-Especialista en Conservacion), Luis Luzuriaga ( ~ n g e n i e r o ~ l e c t r i c o ) , William Beattie (Ingeniero ~ o r e s t a l ) , Charles McPherson (Especialista Legal), R. Ritter ( ~ e o l o g o , consultor). Prestaron servicios s e c r e t a r i a l e s l a s Sras. Angelica Fernandes y Josefina Regino- Suarez . INDICE Pagina RESUMEN Y RECOMENDACIONES ................................... 1 Introduccion............................................... 1 Proyecto de exportaci6n de gas a1 Brasil .................. 2 Mercado interno ........................................... 4 A . Deficit petrolero ..................................... 4 Inversiones para incrementar la oferta de petr6leo .. 5 Inversiones en gasoductos ........................... 6 Gestion de la demanda ............................... 7 Comercio exterior ................................... 8 B. Energia electrica ..................................... 9 C. Recursos forestales y otros recursos renovables ....... 10 D . Implicaciones de politica energetics .................. 11 Inversiones ......................................... 12 Precios de energia .................................. 12 Hidrocarburos ..................................... 12 Tarifas electricas ................................ 13 Instituciones ....................................... 13 Asistencia tecnica .................................. 15 LA ECONOMIA Y LA ENERGIA .................................... 16 Antecedentes .............................................. 16 Tendencias economicas ..................................... 18 Actual estructura de la demanda energktica ................ 19 Tendencias en el consumo de energia ....................... 20 Consumo de energia en el decenio de 1980 .................. 23 Proyeccion del Balance Energetic0 a1 afio 2010 ............. 24 RECURSOS ENERGETICOS ........................................ 26 Hidrocarburos ............................................. 26 Campos de petr6leo .................................... 28 Campos de gas condensado .............................. 29 Campos de gas ......................................... 29 Exploration ............................................. 30 Potencial hidroelectrico .................................. 3 1 Energia geotermica ........................................ 3 1 Carb6n .................................................... 32 Recursos renovables ....................................... 33 Reservas forestales ..................................... 33 Energia solar ........................................... 34 Estanques solares ....................................... 35 Energia eolica .......................................... 35 Productos agricolas de desecho .......................... 36 Recomendaciones ........................................... 39 Pagina IV. EL DEFICIT DE PETROLEO Y LA GESTION DE LA DEMANDA ........... Balance entre oferta y demanda ............................ Pronosticos de la production de hidrocarburos liquidos .. Balance proyectado para liquidos ...................... Balance cualitativo ................................... Balance entre oferta y demanda de GLP ................. Opciones de corto plazo para mejorar el balance cualitativo ......................................... Gestion de la demanda ..................................... Potencial de sustitucion y de conservation ............ Industria ........................................... Transporte .......................................... Eficiencia energetica en transporte ................. Sector domestico y comercial ........................ Gasoductos ................................................ Potencial para sustituir asfalto .......................... Recomendaciones ........................................... V . ENERGIA ELECTRICA ........................................... El sistema electric0 interconectado ....................... Proyeccion de la demanda de energia electrica ........... Expansion de la capacidad de generaci6n ................. Generaci6n de electricidad en sistemas aislados ........... Recomendaciones ........................................... VI . REFORESTACION Y POSIBILIDADES DE USAR LA ENERGIA RENOVABLE EN PEQUERA ESCALA ........................................... Leiia ...................................................... Altiplano ............................................... Tarija .................................................. Chuquisaca .............................................. Carbon vegetal ............................................ Cocinas de leiia y de carbon vegetal ....................... Recomendaciones ........................................... VII . IMPLICACIONES DE POLITICA ENERGETICA ........................ A . Inversiones en el sector de energia ................... No se ejecuta el proyecto de exportacion de gas ... Se ejecuta el proyecto de exportacibn de gas ...... B . Precios de la energia ................................. Precios absolutos ................................... Precios de 10s productos del petroleo ............. Tarifas electricas ................................ Costo marginal a largo plazo de generacion electrica ....................................... Pagina Precios relativos ................................... 83 Costo marginal de produccion de gas natural ....... 83 Costos de exploracion ........................... 84 Costos de desarrollo ............................ 84 Costos de operacion ............................. 85 Costos de transporte ............................ 85 Resumen de 10s costos marginales del gas ........ 85 Relacibn entre el precio del fuel oil y el del gas .................................... 86 Estructura de 10s precios de 10s productos liquidos ........................................ 86 Precio del GLP .................................... 87 Precios de la gasolina ............................ 87 Relacion de precios entre gasolina y diesel ....... 87 Relaci6n de precios entre GPL y kerosene .......... 88 C . Instituciones ......................................... 90 Hidrocarburos ....................................... 91 Sector elkctrico .................................... 94 Electricidad rural .................................. 94 Recomendaciones ....................................... 95 Precios ........................................ 95 Instituciones ....................................... 95 VIII UTILIZACION DEL EXCEDENTE DE GAS ............................ 97 A. Proyecto de exportaci6n a Brasil ...................... 97 Reservas .......................................... 99 Precios de exportaci6n ............................ 99 Contratos internacionales de exportation de gas ..... 101 Precio basico ..................................... 101 Situacion energetica del Brasil ..................... 104 B. Industrializacion del gas natural ..................... 107 Amoniaco-urea ....................................... 107 Consideraciones relativas a1 mercado .............. 108 Mercado nacional de 10s fertilizantes nitrogenados .................................. 108 Mercados internacionales ........................ 109 Costos de produccibn .............................. 110 Combustibles sinteticos ............................. 111 Mktodo Mobil de conversion de metanol en gasolina ................................... 111 Metanol ........................................... 112 Mercado interno ................................. 112 Potencial de exportacion ........................ 113 Costo de produccibn ............................. 116 SASOL - Procesos de licuefacci6n Synthol y Arges ...................................... 116 CUADROS . Page No 1.1 Estructura d e l mercado energetic0 de Bolivia en 1981 .... 1.2 Recomendacion de cambio en e l patron de consumo f i n a l .............................................. de energia 2.1 ................. Los hidrocarburos y l a balanza de pagos 2.2 La estructura d e l mercado energetico de Bolivia en 1981 2.3 Consumo de energia comercial. 1981 ...................... 2.4 .......... ...... Intensidad energetica en l a economia boliviana 2.5 Ventas nacionales de productos petroleros. 1971-81 2.6 ......... ......... Proyecciones de l a demanda de energia comercial 2.7 Proyeccion d e l consumo energetic0 a largo plazo 3.1 ........... Reservas probadas remanentes de hidrocarburos ................................. 3.2 Proyectos de energia hidroelectrica: programa de expan- sion de ENDE 1981-91 3.3 ......... Industria azucarera - balance energetic0 - 1980 4.1 ........................ .................... Produccion de petroleo y condensado 4.2 .. Pronosticos de produccion de gas 4.3 ........... Capacidad de extraccion de GLP y f a c t o r de u t i l i z a c i o n 4.4 ........... Balance de hidrocarburos liquidos 1981-1985 4.5 ..................... Balance de hidrocarburos liquidos --1986-1990 4.6 Desequilibrio c u a l i t a t i v o 1981-1990 ......................................... 4.7 Consumo de energia en 10s principales proyectos metalurgicos 4.8 ................................ Mercado potencial de gas 5.1 ............... Demanda proyectada de e l e c t r i c i d a d - 1990 5.2 Proyeccion - Generation bruta y demanda t o t a l de Bolivia 5.3 Desarrollo hidroelectrico versus termoelectrica a gas - Sensibilidad a l a s t a s a s de descuento y a 10s precios ........................................ de gas - Costos de l a generacion y precios de equi- l i b r i o d e l gas 7.1 Requerimientos de inversion en e l s e c t o r de energia ..... 7.2 Precio de 10s productos d e l petroleo: Venta a 1 por ................. menor f r e n t e a 1 costo de oportunidad 7.3 ................ Precio promedio de l a energia e l e c t r i c a 7.4 .................................. Costo marginal d e l gas ..................................... 7.5 Precios a 1 consumidor. en terminos energetic08 - .. Noviembre. 1982 7.6 Uso de combustible en e l transporte terrestre. 1975-81 .......................... 7.7 ............................ Sector residencial/comercia1 8.1 Estimation del excedente de gas 8.2 Precio basico y factores de escalamiento en e l comercio ................................ internacional d e l gas .......................................... 8.3 Brasil: Oferta y demanda proyectada - Balance de refina- cion a 1985 8.4 Brasil: Precios de 10s combustibles a 1 consumidor f i n a l .......... 8.5 ....................... Brazil: Precios d e l gas n a t u r a l 8.6 ....................... Oferta y demanda de f e r t i l i z a n t e s nitrogenados 8.7 Precios de exportacion de la urea Pagina 8.8 Capacidad de produccion de metanol en America Central y d e l Sur. 1979...................................... ............. 114 8.9 Analises d e l excedente ( d e f i c i t ) de metanol ....................... 115 8.10 Proyeccion de precios d e l metanol 116 ANEXOS Producto Interno Bruto por Sector Economico. A Precios Constantes .................................... ............................... Balance Energetico - 1981 ................. Balance Energetico - Notas Explicativas ............................... ...................... Balance Energetico - 1981 1981 Uso Final Efectivo de Energia Balance Energetico Proyectado a 1990 - Caso Base ............ ........ Resumen de l a s Hipotesis para 10s Escenarios Balance Energetico Proyectado a 1990 ...................................... - Escenario Base con Sustitucion Balance Energetico Proyectado a 1990 - Escenario Base con Sustitucion y Conservation....................... Balance Energetico Proyectado a 1990 - Escenario Creci- ............. .. miento Acelerado con Sustitucion por Gas Cambios Estructurales en l a Oferta y l a Demanda a 1990 Proyeccion Requerimientos Internos de Gas a 2010 ........ ............................... Reservas de Hidrocarburos .... Resultados d e l Esfuerzo Exploratorio Entre 1960-1980 ...... Proyeccion de Produccion de Hidrocarburos Liquidos Proyeccion Revisada ...................................... - Produccion de Hidrocarburos Liquidos a 1990 ............................ Capacidad de Refinacion 1981 ............................. Balance de Gasolinas - 1981 ............... Ventas Internas de Derivados d e l Petroleo .......... 1981 Ventas Internas de Derivados d e l Petroleo Costo-Beneficio d e l Comercio Exterior de Productos Petroleros ........................................... ....................... Oferta de Gas - Campos Petroleros ................... Oferta de Gas - Campos de Condensados ........................... Oferta de Gas - Campos de Gas ................................. 1981 Utilization de Gas 1981 YPFB Ventas Industriales de Productos y de Gas Natural .............................................. Mercado Potencial para Gas Natural ...................... Mercado Potencial para e l Gas Natural ................... ........ Lista de Proyectos Hidroelectricos Identificados .................. 1981 Capacidad de Generacion E l e c t r i c a Setor Electrico - Informacion Estadistica y Proyeccion Demanda Pico ......................................... Energia Electrica - Informacion Estadistica y Proyeccion Generacion Bruta Pagina ..................... 1.29A Proyeccion de l a Demanda de Energia 151 1.30 Alternativas para Generacion Electrica ............................................ - Comparacion de Costos 152 1.31 Requerimientos de Inversion ........................................ - Sector de Energia - .......... Hidrocarburos 153 1.32 YPFB - Revision d e l Ingreso Operational - 1982 ........................... 154 1.33 ENDE: Program de Inversiones 155 ............................................ 1.34 Precios a 1 d e t a l de Principales Productos Petroleros. en La Paz ...................................... Area d e l Boomerang -Estimado de Costos de Exploracion ...... y de Desarrollo Costo de Transporte por el Gasoducto Altiplano Sur ............................. Costo de Transporte - Gasoducto A1 Altiplano - Santa .................... Cruz-Cochabamba y La Paz Velocidad Media Anual de 10s Vientos ............................. Valores de Radiation Global Produccion de Azucar y Consumo de Energia en 10s ............................................. Ingenios ......... Produccion de Alcohol a P a r t i r de Melaza - 1980 .................................*...... Resena Geologica Planta de Amoniaco-Urea-Indicadores de Costo de Inversion ............. Complejo Amoniaco Urea-Analisis Financiero - Produccion de 52.8 MTA de Amoniaco y 80 MTA de Urea Complejo Amoniaco Urea-Analisis Financiero ................ - Produccion ............. 300 MTA de Amoniaco y 510 MTA de Urea .. Metanol: Indicadores de Costos de Inversion Metanol: Hipotesis para Calculo de Costo de Produccion ........................ Proyectos de Asistencia Tecnica IBRD 16591 IBRD 16592 IBRD 16593 IBRD 11938R RESUMEN Y RECOMENDACIONES 6 1.01 Bolivia tiene considerables recursos energgticos (1.230 x 10 TEP) si se 10s compara con el actual consumo de energia comercial (1,9 x lo6 TEP). El recurso m6s significativo es el potencial hidroel6ctric0, per0 s610 287 MW de un total de 18.000 MW han sido desarrollados. Los hidrocarburos 1/ consisten de gas natural (unos 6,7 x 1012 pies c6bicos o 176 x lo6TEP)y en un volumen menor de petr6leo y condensados (187 x lo6 barriles o 25 x lo6 TEP). El sector moderno de la economia boli- viana usa mayormente hidrocarburos liquidos, 10s cuales suplen cuatro quintos del consumo comercial final. El uso de gas natural es relativa- mente reciente y la participaci6n de esta fuente es a6n inferior a1 10% de la demanda comercial. Los incrementos futuros en la demanda comercial tendr6n que ser suplidos mediante un desarrollo ponderado de la capacidad de producci6n, transporte y utilizaci6n tanto de gas natural como de ener- gia el6ctrica basada en fuentes hidricas. S610 de esta manera se lograr6 satisfacer el consumo interno y realizar el potencial de exportaci6n de gas, con un minimo de recargo a la capacidad de endeudamiento del pais. Estas opciones se eval6an en 10s Capitulos 3, 4 y 5. 1.02 Adem6s de las opciones relativas a la oferta de energia, habrd que desplegar un programa masivo de asistencia a 10s consumidores, a fin de estimular La sustituci6n de hidrocarburos liquidos por gas natural y reservar 10s primeros a usos prioritarios. Esta campafia tambien debe tener por objetivo aumentar la eficiencia en el uso de energia. La condici6n esencial para lograr las metas de sustituci6n y de conservaci6n es la fija- ci6n de precios que reflejen Los costos de oportunidad de cada una de las formas de energia. Los elementos que deben conformar un cuidadoso y activo programa de gesti6n de la demanda se presentan en 10s Capitulos 4 y 7. 1.03 La ~oblaci6nrural de Bolivia depende extensamente de lefia para satisfacer sus necesidades energ6ticas. Desde hace siglos, la lefia esca- sea en el Altiplano y su uso continuado ha contribuido a una total defo- restaci6n y a la degradaci6n de 10s suelos. La deforestaci6n se ha exten- dido tambi6n a 10s valles adyacentes, especialmente en aquellas regiones pr6ximas a 10s centros mineros del Altiplano Sur. Aunque es evidente que la situaci6n exige un programa audaz de reforestaci6n y de mejor aprove- chamiento de 10s desechos agricolas, estos programas no pueden aislarse de 10s problemas de desarrollo rural que tienen que ser resueltos de una manera integral y en el context0 de una politica agraria y de reordena- miento de la poblaci6n a largo plazo. Algunas de las posibles iniciativas se discuten en el Capitulo 6. -1/ Incluye reservas probadas y probables. .1.04 Por encima de estos problemas, Bolivia experimenta un grave desequilibrio de l a balanza de pagos que ha paralizado a1 pais y que ame- naza l a s futuras perspectivas de crecimiento. Esto hace que sea urgente evaluar l a capacidad del s e c t o r de energia para incrementar 10s ingresos de divisas; las actuales exportaciones de gas a l a Argentina proporcionan ya e l 30% de estos ingresos (Capitulo 8 ) . Proyecto de exportacion de gas a1 Brasil 1.05 Se negocia en l a actualidad una propuesta planteada tiempo a t r a s para l a ejecucion de un proyecto de exportacion de gas a1 Brasil. La decision depende de l a c e r t i f i c a c i b n de reservas suficientes y de un acuerdo sobre e l precio de gas que sea mutuamente aceptable para las p a r t e s . 1.06 La mision ha evaluado 10s datos sobre l a s reservas de gas y con- s i d e r a , que en base a l a informaci6n disponible sobre l a magnitud de 10s recursos, existen bases para confiar en que pueda contraerse e l compromiso de exportacion. La evaluaci6n de l a s reservas, que ha de contratarse a corto plazo, proporcionara garantias adicionales. 1.07 Se ha estimado como caso extremo e l excedente de gas natural en funcibn d e l consumo interno proyectado sobre 30 aiios (2,7 a 3 , l BPC), y d e l compromiso de exportacibn de gas a Argentina hasta 1991 (0,8 BPC). La proyecci6n d e l consumo interno s e hizo suponiendo que l a economia creceria en 4% por aiio, que l a o f e r t a de crudo disminuiria en 2% por aiio y que toda l a energia e l e c t r i c a s e generaria a p a r t i r de gas natural. Ademas s e con- siderb e l consumo de gas necesario para alimentar a una planta de amoniaco- urea y o t r a de conversi6n a metanol o gasolina, a escala comercial, durante 20 aiios (Cuadro 8.1). 1.08 E l proyecto de exportacion de gas a 1 Brasil implica una demanda f i j a de 400 MMPCD o de 2,9 BPC sobre 20 aiios. Se producira un d e f i c i t de gas s i s e comprueba que l a s actuales reservas probadas (5,O BPC) y 10s estimados de reservas probables (1,7 BPC) son menores en l a realidad o si se continua exportando gas a Argentina despuks de 1991. Por tanto, en caso de que s e acuerde ejecutar e l proyecto de exportacion, l a evaluacion de reservas en campos conocidos y l a intensiva exploracion para descubrir nuevos campos tendrAn que s e r actividades p r i o r i t a r i a s . Por o t r a parte, s e r a prudente s u s t i t u i r en ese caso l a e s t r a t e g i a de ampliacibn de l a capacidad de generacion e l k c t r i c a de gas a una que tenga como base e l desarrollo hidroelectrico. E s de notar que 30% d e l consumo previsto de gas natural corresponde a generacion e l e c t r i c a . 1.09 Las negociaciones de precios son de importancia c r i t i c a para e l proyecto y d i f i c i l e s en v i s t a del actual excedente petrolero en e l comer- c i o internacional y debido a 10s esfuerzos del Brasil para reestructurar su mercado energbtico interno. En principio, 10s dos gobiernos habian acordado en 1978 f i j a r e l precio d e l gas en terminos d e l equivalente t k r - mico de 10s combustibles liquidos que han de reemplazarse en l a zona de Sao Paulo. A corto plazo, esto significa que el precio del gas estara relacionado con el precio de 10s combustibles industriales, principalmente el fuel oil. Hay varias interpretaciones posibles de este acuerdo (parra- fos 8.07), y de ellas se desprende un rango de precios para el gas com- prendido entre US$3,67 y US$5,30 por mil pies cubicos (MPC) J/ en Sao Paulo y de US$2,30 a US$3,92 por MPC en la frontera (en dolares de 1982). Estos precios se comparan con un precio de venta a la Argentina de US$4,27 por MMBtu en la frontera. 1.10 El gran diferencial entre el maximo y el minimo del rango de precios posibles evidencia la dificultad en llegar a un acuerdo favora- ble. A1 precio mas bajo, el proyecto no cubriria 10s costos economicos a largo plazo de Bolivia, considerando que el costo de produccion y trans- porte de gas hasta la frontera es de US$1,65 ?/ y que el costo incremental de capital, asociado con la expansion del sistema elkctrico en base a 10s recursos hidricos, es de US$0,94/MPC. Otro aspect0 a considerar es el efecto del proyecto sobre la balanza de pagos. Aun a1 precio mas bajo, el proyecto generaria un increment0 net0 en divisas de unos US$200 millones por aiio, asumiendo que el costo del proyecto (US$800 millones) se financie mediante emprkstitos internacionales y que kstos se amorticen en 10s pri- meros diez aiios del proyecto. Otros elementos a ser tornados en cuenta en la negociacion son la seguridad de suministro que este proyecto ofrece a Brasil y la contribution que el gas tendria en reducir la contamination ambiental en Sao Paulo. 1.11 La mision examino tambikn las alternativas de conversion de gas (amoniaco-urea y licuefaccion para producir metanol y gasolina) y encontr6 que en la actualidad ninguno de ellos proporciona una opcion realista frente a las exportaciones directas del gas. Estos proyectos tienen una tasa de rendimiento baja, inclusive valores negativos para el gas en algu- nos casos, debido a que el mercado interno es demasiado pequeiio para sus- tentar una escala razonable de produccion y el mercado internacional tiene un alto riesgo por razon de la excesiva oferta que es probable ocurra durante la segunda mitad del decenio de 1980. 1.12 Sin embargo, existe una posibilidad real de complementaci6n industrial entre el Brasil y Bolivia. En 1974 10s gobiernos de 10s dos paises acordaron llevar a cab0 empresas conjuntas para la transformaci6n de gas. Sobre la base de este acuerdo, la mision recomienda que Bolivia continue insistiendo en el desarrollo conjunto con el Brasil de una planta de fertilizantes o de metanol o de ambos productos (Capitulo 8). - 1/ Para el gas con un valor caloric0 de 1.010 Btu/PC. 2/ Se supone un costo medio de transporte entre Santa Cruz y la frontera boliviano-brasileiia de US$0,62 por MPC y un costo de produccion de US$1,03 por MPC. Mercado interno 1.13 En 1981, Bolivia consumi6 internamente unos 2,8 millones de toneladas equivalentes de petroleo (MMTEP) de energia primaria y export6 1,9 MMTEP. E l envio de gas natural a l a Argentina represent6 e l 98% d e l t o t a l exportado y e l r e s t o consisti6 en gas licuado (GLP), gasolina y nafta. La estructura de l a demanda interna s e describe en e l Cuadro 1.1 a continuacibn. Cuadro 1 : l Estructura d e l mercado energktico de Bolivia en 1981 OFERTA BRUTA DEMANDA NETA Fuente MTEP % Sector MTEP % Biomasa 987 35 Industr i a 419 20 Hidroelectricidad 310 11 Petr6leo 1.100 39 Mineria 64 3 Gas natural 441 - 15 TOTAL 2.838 100 Transporte Demanda intermedia 351 12,4 Residential/ Ajuste comercial 1.002 46 e s t a d i s t i c o 342 12,1 Consumo f ina1 2.145 Consumo f i n a l 2.145 100 Fuente: Anexo 1.3. 1.14 La proyeccion a largo plazo de l a demanda futura de energia es especialmente d i f i c i l en e l caso de Bolivia, debido a que e l sector de energia y l a economia atraviesan por un period0 de transici6n. A f i n de proporcionar una base a n a l i t i c a sobre l a cual poder evaluar p o l i t i c a s alternativas, s e han formulado t r e s proyecciones de demanda a 1990. Estas proyecciones s e basaron en e l supuesto de que l a recuperation econ6mica s e r i a lenta hasta 1985 y que en l o sucesivo l a economia creceria en promedio a1 5% anual. A . Deficit petrolero 1.15 Las proyecciones de l a o f e r t a y l a s tendencias h i s t 6 r i c a s de l a demanda de petroleo indican que en 1990 s e producira un d e f i c i t de l a o f e r t a de mas de 13.000 b a r r i l e s diarios (MBD), equivalente a1 40% de l a demanda de productos de petroleo. A esto habria que agregar e l actual desequilibrio cualitativo e n t r e 10s rendimientos de r e f i n e r i a y e l patron de demanda (parrafo 4.11). 1.16 Para evitar que s e presente una situacion de d e f i c i t a medianil plazo, l a mision recomienda que s e adopte un plan integrado por 10s siguientes t r e s elementos: a) inversiones orientadas a incrementar l a oferta para compensar l a declinacion de l a production petrolera; b) inver- siones en l a infraestructura de transporte y distribucion de gas, y c) medidas de gestion de l a demanda, incluyendo p o l i t i c a s de fijacion de pre- cios, para inducir a 10s consumidores a cambiar sus patrones de consumo y hacer un uso mas e f i c i e n t e de l a energia. 1.17 Como objetivo minimo para 1990, l a misi6n propone s e reduzca de 77% a 55% l a dependencia de hidrocarburos liquidos en e l consumo t o t a l f i n a l de energia comercial, mediante un increment0 en e l uso direct0 de gas natural y de GLP derivado del gas (Cuadro 1.2). Cuadro 1:2 Recomendacion de cambio en e l patron de consumo f i n a l de energia Forrnas de energia 1981 1990 Productos derivados del petroleo 77 55 GLP derivado del gas 9 23 Gas natural 4 10 Electricidad -10 12 Total 100 100 Inversiones para incrementar l a oferta de petroleo 1.18 Se ha estimado que l a s inversiones necesarias para mantener una oferta suficiente de hidrocarburos liquidos para e l mercado interno ascienden a USS440 millones (a precios de 1980) en e l period0 1982-1990. Durante 10s primeros aiios se debera dar prioridad a1 desarrollo de 10s campos ya descubiertos de gas condensados y a 10s proyectos de recupera- cion suplementaria de crudo. Algunos de estos proyectos ya han sido pos- tergados y de continuar l a mora, Bolivia tendra que enfrentar un d e f i c i t petrolero c r i t i c 0 en 1985. La mision respalda totalmente las acciones para ejecutar e l proyecto de desarrollo de Vuelta Grande, a s i como sugiere que s e eval6en otros campos recientemente descubiertos, como 10s de Tacobo y Montecristo. De mod0 similar, l a mision apoya 10s esfuerzos de Yaci- mientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaminados a obtener financiamiento para 10s proyectos de recuperacion secundaria y t e r c i a r i a de Monteagudo y La Peiia, y para l a planta de extraction de GLP en Vuelta Grande. Sugiere ademas que s e lleven a cab0 estudios de f a c t i b i l i d a d para proyectos de recuperation suplementaria en 10s campos de Caranda, Camiri, Cambeiti, que todavia contienen cantidades apreciables de petroleo (Capi- t u l o 3). 1.19 La relacion reservas probadas/produccion para hidrocarburos liquidos es cercana a un nivel minimo aceptable (12 afios). Por l o t a n t o , durante e l primer periodo, l a actividad exploratoria debe concentrarse en determinar l a extension de 10s campos ya descubiertos, para confirmar l a existencia de l a s reservas probables de petroleo y condensados. Son modestas l a s perspectivas de encontrar nuevos campos de crudo en trampas estructurales y solo l a s trampas e s t r a t i g r a f i c a s , de mayor riesgo explora- t o r i o , brindan posibilidades de descubrir voliimenes importantes de l i q u i - dos. Aunque YPFB t i e n e i n t e r e s en i n i c i a r l a exploration de e s t e t i p 0 de trampas y e l programa s e j u s t i f i c a econ6micamente, l a mision considera que deberian aplazarse estos esfuerzos hasta l a segunda mitad d e l decenio, a menos que empresas privadas estkn dispuestas a asumir e l mayor riesgo (parrafo 3.14). 1.20 A juicio de l a mision, 10s resultados de l a s negociaciones con e l Brasil no afectan a mediano plazo l a produccion de crudo y condensados, puesto que e s t a produccion depende menos de l o anticipado de l a ampliaci6n del mercado de gas. Los campos de gas condensados, actualmente en explo- tacion, proporcionan e l mayor volumen de petroleo y gas. Durante 10s proximos diez afios, e l mantenimiento y l a maximizaci6n de l a produccion de liquidos en estos campos exige que s e reinyecte gas a l a formation. En consecuencia, su produccion neta de gas s o l o aumentara lentamente. Durante e s t e tiempo, l a s obligaciones de exportacion que s e contraten ten- dran que s u p l i r s e de campos de gas, desarrollados especificamente con e s t e objetivo. Los mismos no contienen cantidades de liquidos importantes. Sin embargo, e s t e c r i t e r i o tendrh que confirmarse por medio de estudios detallados de ingenieria de yacimientos para cada uno de 10s campos de gas. Este estudio a r r o j a r a l a information basica necesaria para alimentar un modelo de optimization que permita programar e l desarrollo ordenado de 10s recursos de hidrocarburos en Bolivia. Inversiones en gasoductos 1.21 E l 90% d e l fuel o i l y e l 60% de todos 10s productos petroleros s e consumen en l a region d e l Altiplano. Por t a n t o , e l primer objetivo del programa de sustitucion por gas natural t i e n e que s e r e l de dotar esa region con una infraestructura de transporte y distribucibn de gas. Exis- ten dos proyectos de construcci6n de gasoductos para e l Altiplano, que tienen un costo global de inversion de unos US$170 millones. E l primer0 (US$130 millones) consiste en un nuevo gasoducto de Santa Cruz a Cocha- bamba y en l a reconversion de un poliducto existente para permitir l a extension del servicio desde Cochabamba a Oruro y La Paz. E l B I D ha apro- bad0 un prestamo para e s t e proyecto i/. E l mismo e s t a disefiado con una -I/ Entretanto, YPFB ha rnodificado e l diseiro de ese gasoducto, por l o que t e n d r i que renegociar e s t e pr4stamo. capacidad i n i c i a l de 33 MMPCD, con una ampliacion u l t e r i o r a 90 MMPCD. E l segundo proyecto s e origin6 como medida de emergencia, decidida por YPFB a consecuencia de l a demora en e l desembolso del prestamo del BID. Este proyecto consiste en extender l a linea Monteagudo-Sucre existente no solo a Potosi, sin0 tambi6n a Cochabamba. A l l i conectaria con l a linea incluida en e l proyecto anterior, para llevar gas a Oruro y La Paz. Esta linea (USS40 millones) tendra una capacidad de unos 25,7 MMPCD. 1.22 La construction simultanea de ambos proyectos implica un exce- dente de capacidad i n i c i a l en Cochabamba de 39 MMPCD l/,elevando 10s cos- tos unitarios de transporte. Por o t r a parte, l a capacidad de l a linea de emergencia estara copada en 1985, limitando e l proceso de sustitucion en 10s afios siguientes. En v i s t a de las inversiones realizadas en l a exten- sion de l a linea Monteagudo-Sucre, l a mision recomienda que se termine l a ejecuci6n del segundo proyecto y s e posponga l a decision de contruir l a nueva linea Santa Cruz-Cochabamba a 1985-86, cuando s e espera s e hayan despejado las incognitas sobre e l crecimiento futuro del mercado boliviano. 1.23 La mision considera que e l proyecto de construccion de una red de gasoductos en e l Departamento de Tarija no s e j u s t i f i c a en estos momentos . Gestion de l a demanda 1.24 En todos 10s sectores de l a economia boliviana existe un poten- c i a l de ahorro de energia, y especificamente de petroleo. Se recomienda que e l esfuerzo i n i c i a l de conservation se oriente hacia e l sector de transporte y hacia l a industria, incluyendo las plantas metalurgicas y e l propio sector de energia. 1.25 E l sector de transporte debe recibir atencion p r i o r i t a r i a porque u t i l i z a e l 60% de l a demanda f i n a l t o t a l de productos petroleros. Un 15% de reduction en e l consumo proyectado de e s t e sector para 1990 implica que podria abastecerse l a demanda de combustibles liquidos del sector residen- c i a l , permitiendo posponer de e s t a manera las inversiones en redes de dis- tribucibn de gas en las principales ciudades de Bolivia. Se sugiere que s e establezcan de inmediato las siguientes medidas: a) Mejoramiento de 10s flujos del t r a f i c o en l a s zonas urba- nas, mediante l a adopcion y cumplimiento de disposiciones relativas a1 estacionamiento y parada de vehiculos en las calles, e l escalonamiento de las horas de trabajo para a s i esparcir en un period0 mas largo las horas de afluencia maxima en e l trafico; adopcion de vias preferenciales para e l transporte colectivo; b) Continuacion de l a prohibicion de importar vehiculos con motor diesel; -1/ Capacidad de 55 MMPCD en Cochabamba frente a una demanda conectable inmediatamente de 16,l MMPCD en Cochabamba, Oruro y La Paz. c) Realizaci6n de estudios para mejorar la utilizaci6n de la capacidad de carga de 10s camiones en el transporte de carga interregional. d) Continuacibn de las actividades para rehabilitar la infra- estructura vial y para mejorar el mantenimiento de carrete- ras, lo que contribuye a la eficiencia energetics en el transporte. e) En otro orden de ideas, la misi6n recomienda que se estudie la posibilidad de utilizar azufre mineral como elemento aglomerante, sustituyendo parte del asfalto usado en pavi- mentacion. La mayor parte del asfalto se importa y es posible que usando el azufre nacional se logre reducir el costo de pavimentacibn de carreteras en Bolivia. 1.26 En el sector industrial, se tiene la oportunidad de realizar auditorias energeticas y de establecer un programa de conservaci6n de energia en el momento en que las principales plantas industriales tengan que adecuar sus instalaciones para utilizar gas natural. Este programa de conservaci6n debe extenderse a todas las formas de energia (gas, combusti- bles liquidos y electricidad) y debe tener por objeto elevar la eficiencia a niveles thcnicos aceptables. La misi6n sugiere que YPFB establezca un servicio de asesoria tecnica para estimular estos proyectos de conserva- ci6n de energia para asistir a las empresas en su ejecuci6n. 1.27 Se estima necesario realizar estudios y auditorias energ6ticas en unas 24 plantas industriales, incluyendo las de cemento, vidrio, papel, ceramica, azkar, fundiciones de estafio y las refinerias de petr6leo. A1 mismo tiempo, se sugiere que se evaluen las posibilidades de recuperar materiales de desecho instalando equipos de purificaci6n de aire en las plantas industriales. Una vez identificado y cuantificado el potencial de ahorro, YPFB debera proporcionar asistencia tecnica para la evaluaci6n y definicihn de proyectos; igualmente, habra necesidad de establecer meca- nismos de credit0 a las empresas para facilitar la ejecuci6n de 10s pro- yectos acordados con YPFB (parrafos 4.16-4-29;. Comercio exterior 1.28 Actualmente, la industria petrolera tiene un excedente de gaso- lina y de GLP y se enfrenta a una escasez cada vez mayor de diesel y fuel oil. Este desequilibrio entre 10s rendimientos de las refinerias y la estructura de consumo no puede resolverse modificando las refinerias. A largo plazo, la sustitucion por gas aliviara considerablemente el problemaA/. - 1/ Los crudos bolivianos rinden como promedio 62% de productos livianos, 33% de destilados medianos y 5% de fuel oil, en tanto que el mercado interno tiene una demanda de 52% de GLP y gasolina, 38% de kerosene y diesel y 11%de fuel oil residual. 1.29 Entretanto, YPFB t r a t a de intercambiar sus excedentes con 10s paises vecinos. A pesar de 10s a l t o s costos de transporte, que probable- mente no pueden reducirse s i n inversiones considerables, Bolivia podria beneficiarse mas d e l comercio e x t e r i o r s i su industria pudiese u t i l i z a r combustible residual de a l t o contenido de azufre. La mision recomienda a YPFB explorar e s t a posibilidad con sus c l i e n t e s industriales mas importan- t e s (parrafos 4.13-4.14). B . Energia e l e c t r i c a 1.30 E l crecimiento mas lento a l o previsto de l a demanda de e l e c t r i - cidad, l a s restricciones financieras d e l pais y l a incorporation d e l mer- cado de La Paz a1 area de responsabilidad de l a empresa e s t a t a l , han indu- cido a l a Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) a revisar e l programa de expansion formulado en 1981. .31 E l nuevo plan preve una t a s a de crecimiento de l a demanda de ,2% anual entre 1982 y 1985 y de 6,5% anual para e l period0 1985-90. Por anto, s e espera poder s a t i s f a c e r l a demanda de energia y de potencia hasta 1986 con las obras actualmente en ejecucion. Esto permite postergar las decisiones r e l a t i v a s a l a expansion de l a capacidad de generacion y a l a seleccion de l a fuente primaria de energia (Capitulo 5 ) . 1.32 La selection entre gas natural y recursos hidricos como fuentes primarias alternativas para expander l a capacidad de generacion e l e c t r i c a del sistema interconectado, depende d e l costo de oportunidad d e l gas natu- r a l . La mision ha estimado (utilizando un t a s a de descuento d e l 12%) que a un precio de gas superior a US$3,20/MPC en Santa Cruz, l a solucion de menor costo consiste en d e s a r r o l l a r e l potencial hidroelectrico de Bolivia. 1.33 La mision, por l o tanto, recomienda que s e posterguen 10s pro- yectos h i d r o e l ~ c t r i c o shasta tanto s e finalicen l a s negociaciones de exportation de gas a1 Brasil y s e aclaren las perspectivas economicas de Bolivia. Esta demora permitira dilucidar 10s problemas tecnicos de 10s proyectos h i d r o e l ~ c t r i c o sI c l a y Misicuni y reevaluar l a s estimaciones de costo de 10s otros proyectos, incluyendo l a opcion geotermica. Entre- tanto, l a expansion en capacidad de generaci6n que sea necesaria r e a l i z a r , podra s a t i s f a c e r s e instalando turbinas de gas o de c i c l o combinado. 1.34 La mayoria de 10s sistemas e l e c t r i c o s rurales y aislados estan basados en unidades d i e s e l . ENDE gradualmente e s t a asumiendo l a responsa- bilidad por l a operacion de estos sistemas. En l a medida en que sea fac- t i b l e , ENDE debera estudiar l a s posibilidades de sustitucion d e l d i e s e l , bien conectando estos sistemas a 1 sistema nacional o bien instalando pequeiias plantas hidroelectricas u o t r o s equipos de generacion basados en fuentes renovables. C . Recursos forestales y otros recursos renovables 1.35 Bolivia cuenta con considerables recursos forestales y exporta alrededor de 90.000 m3 a1 aiio de productos madereros de a l t a calidad. Sin embargo, estos recursos s e encuentran situados principalmente en 10s l l a - nos tropicales, escasamente poblados. En e l Altiplano, prhcticamente no queda cubierta forestal y l a poblacion rural en su mayoria depende de arbustos y desechos animales para satisfacer sus necesidades energeticas, con 10s consecuentes efectos ecol6gicos adversos en terrenos que ya pre- sentan un a l t o grado de erosibn. En e l extremo meridional de Bolivia (Tarija), l a t a l a no controlada ha generado problemas de erosion de gran- des proporciones. Tambien en algunos valles del Altiplano, 10s suelos han perdido f e r t i l i d a d y no permiten realizar actividades agricolas continuas, por l o que l a reforestacion podria contribuir a aumentar 10s ingresos monetarios de l a poblacibn local. Se estima que e l consumo t o t a l de lefia fue de 2 , l millones de toneladas en 1980. De esta cantidad, 42% corres- pondib a1 Altiplano y 29% tanto a 10s valles como a 10s llanos. Ademis, s e producen unas 2.500 toneladas anuales de carbbn vegetal, proveniente principalmente de las regiones de Santa Cruz y e l Chaco, y s e consumen en l a fundicion de estaiio en Vinto, situada a unos 1.000 km de distancia. 1.36 En e l medio rural, las tecnologias no convencionales de energia, t a l e s como e l biogas, l a energia eblica, y l a energia s o l a r , son costosas comparadas con e l ingreso de l a s familias rurales y exigen condiciones sociales y tecnicas d i f i c i l e s de lograr a corto plazo. Ademas, las condi- ciones climaticas del Altiplano limitan considerablemente l a aplicacion de estas tecnologias para cocinar, que constituye e l uso primario de ener- g i a . La mision recomienda que e l problema energetico rural s e aborde como parte de 10s programas de desarrollo rural integrado y que s e adapten las tecnologias energeticas a l a s condiciones especificas de cada lugar. Por e l contrario, s e sugiere evaluar l a aplicacion de estas tecnologias a1 sector modern0 de l a economia boliviana. Concretamente, l a mision propone que s e evaliie l a diseminacion de sistemas de calentamiento de agua por energia solar a unidades residenciales y comerciales urbanas. La instala- cion de estos calentadores reduciria las necesidades de expansion de l a capacidad de generacion electrica y mejoraria e l factor de carga del s i s - tema electric0 nacional (parrafo 3.31). Tambien s e recomienda analizar e l uso del bagazo y de 10s residuos de l a caiia en 10s ingenios azucareros. Con las tecnicas actuales de procesamiento de caiia, 10s ingenios deberian tener un excedente energbtico susceptible a otros usos (parrafo 3.39). 1.37 Es necesario poner en ejecucion un programa forestal nacional para mejorar e l abastecimiento energetico, proteger 10s suelos contra l a erosion y racionalizar l a explotacion de 10s bosques tropicales. La mision ha identificado t r e s areas especificas de accion: a) En e l Altiplano, s e recomienda que 10s actuales proyectos de reforestacion en Los Omasuyos/Los Andes s e amplien para satisfacer tanto l a demanda de plantas de semillero, como l a asistencia tecnica a l a poblacion involucrada en estos proyectos. Ademas, s e sugiere obtener asistencia tecnica exterior para l a investigation agricola aplicada a: i ) cultivos de propositos multiples (alimentos y energia) y i i ) identificacion de nuevas especies forestales adaptables a1 clima del Altiplano. Finalmente, s e propone que s e establezca cerca de l a fundicion de estaiio en Vinto una plantacibn de drboles de crecimiento rapido para abastecer 10s requerimientos futuros de carbon vegetal de l a planta. b) En e l Valle de Tarija, e l actual programa de recuperacibn de suelos debe ampliarse para evitar mayores perdidas de t i e r r a s agricolas. (Se estima que se pierden unas 800 ha de t i e r r a a1 aiio.) Se sugiere que se establezcan pequeiios bosques y plantaciones industriales situadas estrategica- mente, a f i n de disminuir l a presi6n sobre las pocas zonas forestales remanentes y permitir a s i su regeneracibn. E l programa debe complementarse con medidas de control del pastoreo y con algunas obras de construcci6n c i v i l . c) En Chuquisaca, l a corporacion de desarrollo regional ha logrado buenos resultados en l a ejecucion de un proyecto de reforestacibn y conservacion de suelos, en una zona que se hallaba casi completamente deforestada. Este proyecto pro- mueve l a plantacibn de pequefios bosques cerca de industrias locales de cerimica, reduciendo a s i e l costo de leiia para estas compaiiias, creando empleo y nuevas fuentes de ingre- sos monetarios para l a poblacion rural. A 1 mismo tiempo, estos proyectos contribuyen a l a conservacion del suelo y a l a regulacion del agua. Se recomienda promover e l aporte de asistencia tecnica y financiera externa para aumentar l a capacidad de 10s viveros, para mejorar l a selection de especies, las tecnicas de reforestation y las actividades de supervision, y para extender e l programa a nuevas zonas rurales. d) En 10s llanos tropicales, s e recomienda obtener asistencia tecnica para racionalizar l a explotacion de maderas indus- t r i a l e s y para mejorar e l rendimiento en l a production de carbon vegetal. Este programa debe comprender tecnicas de administration forestal, practicas de cosechamiento, trans- porte y de uso de madera de desecho. D . Implicaciones de politica energetica 1.38 Los altos requerimientos de inversion, e l nivel de precios de 10s productos energeticos en e l mercado interno y aspectos institucionales constituyen 10s obstaculos mas importantes para que e l sector alcance sus objetivos a largo plazo. En v i s t a de ello, l a mision se permite formular algunas recomendaciones de politica energetica que contribuiran a salvar estas restricciones . Inversiones 1.39 Se estima que l a s inversiones minimas en e l sector energetic0 ascienden a US$2.300 millones en l a presente decada, s i s e ejecuta e l pro- yecto de exportacion de gas a 1 Brasil. Esto implica un gasto de c a p i t a l anual de unos US$210 millones en promedio para e l period0 1982-86 y de US$300 millones durante 1986-1990. Este volumen representa aproximada- mente e l 53% y 60%, respectivamente, del presupuesto de inversiones pfibli- cas t o t a l e s estimado. Considerando que 10s otros sectores economicos tam- bien requieren del estimulo de inversiones pfiblicas y que Bolivia t i e n e una capacidad de endeudamiento limitada, s e recomienda evaluar como e s t r a - t e g i a alternativa incrementar l a participation privada en e l desarrollo d e l sector energetico. 1.40 En e l caso de que no s e ejecute e l proyecto de exportation de gas, 10s requerimientos minimos de inversion s e estiman en unos US$1.000 para l a decada, distribuidos en un nivel de gasto anual promedio de US$82 millones durante 1982-86 y de US$142 millones entre 1986-1990. La p a r t i - cipacion de las inversiones d e l sector equivaldria a 21% y 28%, respecti- vamente, del gasto pfiblico de c a p i t a l t o t a l . La diferencia e n t r e 10s dos escenarios s e debe fundamentalmente a1 costo de desarrollo de 10s campos de gas y de construcci6n del gasoducto de exportacion, y a 1 costo incre- mental de c a p i t a l en que s e incurre a1 optar por e l desarrollo h i d r o e l k - t r i c o en vez de l a expansion de l a capacidad de generation e l e c t r i c a basada en gas natural. Precios de energia Hidrocarburos 1.41 La p o l i t i c a de f ijacion de precios de 10s derivados d e l petroleo t i e n e que tomar en cuenta t a n t o e l nivel absoluto de precios, como su estructura r e l a t i v a (Capitulo 7B). 1.42 E l 6 de noviembre de 1982, e l Gobierno boliviano elevo 10s pre- cios de 10s derivados d e l petroleo en e l mercado interno en aproximada- mente 200%, a un promedio de unos US$16 por b a r r i l compuesto. La medida constituye un paso importante en e l reestablecimiento d e l equilibrio financier0 de YPFB, aunque 10s nuevos precios no representan sin0 e l 50% del costo de oportunidad de estos productos en e l mercado de exportacion. La mision recomienda que e l Gobierno boliviano f i j e como objetivo de su p o l i t i c a elevar 10s precios a1 n i v e l d e l costo de oportunidad tan pronto sea posible. Para e l l o , deberii a j u s t a r l o s en funci6n de l a s variaciones de l a t a s a de cambio d e l peso boliviano con respecto a1 d6lar y elevarlos gradual y periodicamente a una t a s a superior a l a inflacion interna. 1.43 Los precios relativos de 10s productos d e l petroleo y d e l gas natural deben estructurarse de manera t a l que s e otorguen incentivos ade- cuados a l a sustitucion entre combustibles. E l precio d e l gas debe r e f l e - j a r su costo de produccion y de transporte o su costo de oportunidad. Los precios del fuel o i l y del diesel deben aumentarse a1 nivel del precio de la gasolina en terminos de equivalente de energia para reflejar su esca- sez. Simultaneamente, s e recomienda elevar 10s precios del kerosene y del GLP para evitar su uso como combustible en e l sector industrial. 1.44 E l costo de oportunidad del gas natural depende de la ejecucion del proyecto de exportacion a1 Brasil. Se recomienda que a corto plazo s e duplique e l precio del gas a US$2,00/MPC, para cubrir e l costo de produc- cion y de transporte. A ese nivel, e l precio del gas es equivalente a un precio para e l fuel o i l de US$ll,bO/barril y deja a1 consumidor un margen adecuado para que recupere 10s gastos de inversion en equipos para conver- t i r s e a1 nuevo combustible. Una vez que s e i n i c i e l a exportacion de gas a1 Brasil, e l precio del gas para e l mercado interno debera aumentarse a1 equivalente de su precio de exportacion, net0 en Santa Cruz, mas e l costo interno de transporte. Bajo l a hipotesis del precio m6s bajo, este valor s e r i a del orden de US$2,80 a US$3,65/MPC. Tari f as elkctricas 1.45 ENDE se encuentra en una situation financiera d i f i c i l . Aunque e l C6digo de Electricidad garantiza una tasa de rentabilidad del 9%, la empresa tuvo una rentabilidad de solo 6,8% en 1981. En 1982, e l gobierno autoriz6 aumentos en las t a r i f a s del orden de 517% (54% en febrero y 300% en noviembre). Sin embargo, l a t a r i f a para ventas en bloque (USc 3,7/kWh) afin es inferior a1 costo marginal de generacion a largo plazo ( e l cual s e estima en USc 5,85/kWh bajo l a alternativa de expansion basada fundamen- talmente en desarrollo hidroeliktrico) y no permite alcanzar l a tasa garantizada de 9%, n i satisfacer e l objetivo de autofinanciar e l 44% de su presupuesto de inversiones. Por tanto, l a mision recomienda que las t a r i - fas se ajusten gradualmente, a una tasa superior a l a inflation interna, para alcanzar e l nivel del costo marginal a largo plazo. 1.46 Mas afin, existen grandes diferencias entre las t a r i f a s que apli- can las compaiiias regionales de distribucibn, tanto en lo que s e refiere a 10s niveles tarifarios para energia, como a1 nivel y a la estructura de la t a r i f a por potencia. La mision recomienda que s e proceda tan pronto sea factible a realizar un estudio t a r i f a r i o nacional. Instituciones 1.47 Para hacer frente a las futuras necesidades de energia, e l Ministerio de Energia e Hidrocarburos debe asumir plenamente su responsa- bilidad en l a formulaci6n de politicas energeticas, coordinacion de planes y supervision de l a ejecucion de proyectos dentro de las empresas de ener- gia. A este f i n , l a mision sugiere crear una direction de planificacion centralizada, con personal idoneo y bien capacitado (Capitulo 7C). 1.48 A f i n de lograr cambiar l a estructura de consumo, es necesario informar a1 pfiblico y obtener su apoyo. Se sugiere realizar una campafia de information pbblica, crear un marco juridic0 que permita reglamentar e l cambio, prestar asistencia tecnica y desarrollar mecanismos financieros para f a c i l i t a r l a evaluacion y ejecucion de 10s proyectos de conversi6n y conservation de energia. 1.49 En e l sector de 10s hidrocarburos, hace f a l t a definir mas clara- mente las politicas relativas a l a participacibn privada en las activida- des d e l sector. Se recomienda revisar l a Ley de Hidrocarburos y/o sus reglamentos y las Leyes Tributarias, para a j u s t a r e l modelo de contrata- ci6n a las caracteristicas actuales de contratacion internacional. Se sugiere prestar atencion a formulas de participacibn del sector privado que relacionen directamente l a remuneracibn del contratista a aumentos de l a producci6n petrolera s i n por e l l o conferirle t i t u l o a l a produccibn. Tambikn s e r i a conveniente modificar l a ley impositiva, estableciendo como base de calculo e l ingreso net0 de las operadoras, en vez del actual sis- tema en que e l gravamen esta basado en 10s ingresos brutos y l o retiene YPFB. Estas medidas tenderian a hacer mas atractiva l a participacibn del sector privado en proyectos marginales y en actividades perifericas. 1.50 La pbrdida de personal profesional en YPFB, l a inadecuada dele- gacibn de autoridad y responsabilidad, y l a f a l t a de coordinacibn entre 10s objetivos operativos y financieros dificultan l a marcha. Por e l l o , l a misibn s e permite recomendar s e estudie l a implementacibn de las siguien- t e s medidas de reforzamiento institucional. a) Definicion de las funciones especificas de l a s unidades geren- ciales y de direction, con formulacion de objetivos, requeri- mientos de personal, y sistemas de control. b) Revision de 10s sistemas de s a l a r i o s , para relacionarlos direc- tamente con e l nivel de responsabilidad, productividad y e l s a l a r i o comparative en e l sector privado dentro y fuera del pais. c ) Definicion de un programa de desarrollo de carrera profesional, que tenga en cuenta las necesidades de personal de l a empresa a largo plazo. d) Implantation de sistemas y metodos de control administrativo y financiero, que proporcione a l a gerencia information actuali- zada y continua sobre inventarios y e l f l u j o de insumos y pro- ductos, y sobre las corrientes financieras. e) Utilizacion de instrumentos analiticos modernos para planificar y evaluar estrategias operacionales y optimizar actividades actuales . f ) Contratacion de un experto en productividad, investido con sufi- ciente autoridad, para racionalizar 10s costos de l a empresa. 1.51 En e l sector electrico, 10s problemas relacionados con l a posi- cion de l a Bolivian Power Company parecen hacer sido resueltos por l a decision gubernamental de nacionalizar esa empresa. La integracion del principal mercado (La Paz) a1 sistema interconectado, e s una de las razo- nes por l a cual s e hizo necesario revisar e l programa de desarrollo de ENDE. AdemAs, l a inision recomienda que proceda l o antes posible a1 estudio nacional de t a r i f a s . 1.52 Es necesario realizar un esfuerzo sostenido y ordenado para mejorar el suministro elGctrico a las zonas rurales. El Instituto de Electrification Rural no tiene la capacidad tecnica ni financiera para llevar a cab0 esta tarea. Se recomienda estudiar un marco institucional alternativo para ejecutar 10s programas de electrificacion rural. Asistencia tkcnica 1.53 Las principales areas que requieren asistencia externa pueden agruparse de la siguiente manera: a) planificacion de energia a nivel global, asi como en 10s sectores de hidrocarburos, energia elkctrica y recursos forestales; b) racionalizacion de la demanda, incluyendo evalua- cion y auditorias energeticas, y c) estudios especificos. Esta asistencia tiene que propender a1 entrenamiento de personal boliviano para asegurar la continuidad de las actividades. En el Anexo 4,se proporciona una lista detallada de trabajos a realizar. 11. LA ECONOMIA Y LA ENERGIA Antecedentes 2.01 Bolivia tiene una poblacion de 5 , 7 millones de habitantes y una superficie de 1,l millones km2, y comprende t r e s regiones geograficas con caracteristicas economicas y comerciales particulares. Alrededor de l a mitad de l a poblacion vive en e l Altiplano (3.000 a 4.000 m de altura) que ocupa cerca de una tercera parte de l a superficie en e l occidente del pais. En 10s valles y 10s llanos tropicales (65% de l a superficie), situados en e l noreste y en e l oriente, vive e l 49% de la poblacion boliviana. 2.02 S i bien cada region cuenta con abundantes recursos energeticos, el Altiplano actualmente registra un enorme deficit de energia. Los valles andinos tienen un considerable potencial hidroelictrico y e l a l t i - plano mismo tiene excelente radiation solar. Sin embargo, l a potenciali- dad de estos recursos no s e ha explotado intensivamente y tampoco s e han encontrado yacimientos petroliferos en esta region. La poblacion rural sufre de escasez, debido a l a ausencia casi t o t a l de cubierta forestal (agotada desde l a epoca colonial). Por e l l o , l a poblacion urbana y l a s industrias metalurgicas y l a mineria de l a region, consumidores intensivos de energia, dependen de 10s combustibles liquidos (60% del consumo t o t a l de Bolivia) provenientes de 10s llanos, que s e transportan por un sistema de oleoductos bien desarrollado. Actualmente tambien s e realiza l a inter- conexion e l e c t r i c a de e s t a region con e l sistema oriental, basado en gas natural. La nueva linea de transmision permite flexibilidad en la selec- cion de la energia primaria para generar 10s requerimientos electricos, pudikndose optar en e l futuro entre e l desarrollo de 10s recursos hidro- electricos del Altiplano y e l desarrollo a base de gas en 10s llanos. 2.03 Aunque 10s llanos aun tienen una baja densidad de poblacion, experimentaron un extraordinario crecimiento economico en l a decada pasada, debido a l a explotacion de sus hidrocarburos. Ademas, existe abundancia de t i e r r a s agricolas de elevada productividad. Esta region mantiene estrechas relaciones comerciales con e l Brasil y Argentina, mien- t r a s que e l Altiplano e s t i conectado con Peru y Chile y exporta por e l Pacif ico. 2.04 Bolivia es un exportador net0 de energia. La importancia de e s t e sector en e l comercio exterior (Cuadro 2.1) ha aumentado continua- mente en 10s afios setenta, a pesar de que ya no existe un excedente expor- table de petr6leo y de que en l a actualidad Bolivia depende de un solo cliente (Argentina) para comprar su gas natural. Cuadro 2.1: Los hidrocarburos y l a balanza de pagos (millones de US$) Exportaciones netas de hidrocarburos: /1 Petrbleo crudo 13,2 112,6 42,3 - - Productos derivados (1,1) (6,o) (6,8) 22,6 2,5 Gas natural - 59,9 - -- 78,5 220,9 326,2 P Total 12,l 166,5 114,O 243,5 328,7 Exportaciones totales 206 637 705 1.044 1.015 Importaciones totales /2 180 - - - - 674 912 958 1.048 Balanza comercial neta Participacibn de 10s hidrocarburos en e l comercio exterior: Hidrocarburos/Exportaciones totales 5,9 26,l 16,2 23,3 32,4 Hidrocarburos/Importaciones t o t a l e s 6,7 24,7 12,5 25,4 31,4 /1 Informacibn directa de YPFB - - / 2 Datos del Banco Central de Bolivia. Las exportaciones y las importaciones incluyen servicios no factoriales. 2.05 E l aislamiento de las regiones y l a poblaci6n relativamente pequefia de Bolivia, no han permitido crear vinculos internos l o suficien- temente fuertes entre 10s sectores productivos para lograr un crecimiento sostenido y autonomo. El crecimiento econbmico de Bolivia depende en gran manera de l a situacibn econbmica mundial. La estructura econbmica de Bolivia puede caracterizarse de l a siguiente manera: l a agricultura contribuye con cerca del 16%a1 PIB, da empleo a mhs del 45% de l a fuerza laboral y genera e l 10% a l a exportaciones; l a mineria y 10s hidrocarbu- ros representan e l 11%del PIB y e l 90% de las exportaciones, per0 emplean sblo 5% de l a fuerza laboral; l a industria manufacturera es inci- piente, genera e l 14%a1 PIB y emplea e l 7,5% de l a poblacibn activa; la participacibn del sector de servicios es de alrededor del 60% en PIB y 40% en e 1 empleo (Anexo 1.1) . Tendencias econbmicas: 2.06 En l a actualidad Bolivia atraviesa por una de l a s etapas mas d i f i c i l e s de su h i s t o r i a econbmica. Desde 1979, e l pais s e enfrenta a graves restricciones de l a oferta de divisas, por l a disminucion en 10s precios de sus exportaciones mineras y e l costo creciente del servicio de l a deuda externa. E l desequilibrio de l a balanza de pagos y e l d e f i c i t f i s c a l ha causado una desaceleraci6n del crecimiento del PIB, e l cual pas6 de un promedio anual de 5% durante 1970-78, a 2% en 1979, 0,8% en 1980, y un crecimientonegativo de -0,6% en 1 9 8 1 y d e -7,4% en 1982. En 1981, e l PIB per &pita fue 6% mAs bajo que en 1978; e l desempleo urbano ha aumentado, y l a utilizacibn de l a capacidad industrial ha disminuido continuamente desde 1979. 2.07 E l Gobierno boliviano tiene que tomar decisiones d i f i c i l e s para restablecer gradualmente l a economia. Ha optado por una p o l i t i c a cambia- r i a que da prioridad a1 pago de l a deuda externa. Esta asciende a1 equi- valente de dos afios de ingresos por exportacibn y su servicio en 1982 absorbib e l 66% de 10s ingresos por exportaciones. Para restablecer e l equilibrio, e l Gobierno ha reducido las asignaciones de divisas, ha deva- luado e l peso boliviano 1/ y ha eliminado 10s subsidios a 10s productos alimenticios basicos. ~ s t estrategia tiene un a l t o costo en terminos de a reduccibn de l a produccion y de bienestar social, y a s i l o han demostrado 10s acontecimientos en 1982. 2.08 Las perspectivas son sombrias para 10s proximos afios. La rece- si6n economica internacional ha reducido 10s precios de 10s productos mineros y agricolas, y kstos probablemente no s e recuperaran a mediano plazo aunque s e reanude e l crecimiento economico mundial. Las exportacio- nes manufactureras, que s e hacen mas competitivas por l a deflation interna, tienen una base i n i c i a l tan pequeiia que su efecto en l a balanza comercial no s e hara s e n t i r . A estas perspectivas hay que agregar e l peso de l a deuda externa, que es excesiva. Es evidente que e l pais continuara agobiado por l a f a l t a de divisas, l o que frenara las importaciones, las inversiones, y por ende, e l crecimiento economico, a menos que s e desarro- l l e una nueva fuente de ingresos. Para e l l o s e ha reactivado e l antiguo proyecto de exportacion de gas natural a1 Brasil. S i estas negociaciones tienen exito, s e construira e l gasoducto en unos cuatro aiios, y probable- mente s e triplicaran 10s ingresos por concept0 de exportacion de hidrocar- buros . - 1/ E l 5 de febrero de 1982 el peso fue devaluado de $b 25 a $b 44 por US$. En marzo de 1982 s e establecio un mercado cambiario doble; e l 40% de 10s ingresos por exportacion 10s cambiaba e l Banco Central a l a tasa de $b 44 por dolar, mientras que e l 60% restante s e vendia a t a s a l i b r e de mer- cado. En junio de 1982 el t i p 0 de cambio en e l mercado l i b r e era de $b 120 por dolar y en septiembre llego a $b 300/US$. E l 6 de noviembre de 1982 ambos tipos s e reunificaron en $b 200 por US$. 2.09 E l 6 de noviembre de 1982, e l Gobierno boliviano anuncio una s e r i e de medidas economicas con e l f i n de: a ) introducir c i e r t a e s t a b i l i - dad en e l mercado cambiario, mediante l a reunification de l a s dos t a s a s de cambio y b) aumentar 10s ingresos de l a s empresas d e l sector pfiblico y 10s ingresos t r i b u t a r i o s . Esto es especialmente s i g n i f i c a t i v o para e l desa- r r o l l o futuro del sector energetico. Los precios de 10s hidrocarburos s e incrementaron en un 200% y las t a r i f a s e l e c t r i c a s en cerca d e l 300%. Esto restablece un nivel de ingresos mhs adecuado, y permite financiar l a s inversiones biisicas necesarias para s a t i s f a c e r l a demanda proyectada de energia. Actual estructura de l a demanda energetica 2.10 En 1981 Bolivia consumio internamente cerca de 2,8 MMTEP de energia primaria y export6 1,9 MMTEP (vease e l Anexo 1 . 3 ) . E l consumo interno s e abastecio en un 39% por petr6leo crudo y condensados, en 16% por gas natural, en 11%por energia hidroelectrica y en 35% por biomasa (Cuadro 2.2). E l 98% de las exportaciones c o n s i s t i 6 en gas natural (a traves d e l gasoducto a l a Argentina) y e l r e s t o en GLP, gasolinas y naftas. 2.11 E l consumo de energia per chpita es de 500 kgep, comparable a1 de paises con niveles similares de ingresos, per0 bajo en relacion con o t r o s paises andinos (con un promedio de 880 kgep) y con e l promedio para America Latina (1.010 kgep). En Bolivia, como en otros paises en desarro- 110, hay una gran diferencia entre e l consumo urbano y rural de energia. La poblacion r u r a l probablemente u t i l i z a solo un cuarto de l a energia per chpita consumida por l a poblacion urbana, y l a obtiene de combustibles no comerciales. Estos indicadores sirven para i l u s t r a r e l impact0 del creci- miento economico sobre l a demanda de energia y evidencia l a necesidad de i n i c i a r programas tendientes a mejorar e l suministro de energia a l a s zonas rurales de Bolivia. Cuadro 2.2: La estructura del mercado energktico de Bolivia en 1981 OFERTA BRUTA DEMANDA NETA Fuente Miles % Sector Miles % Biomasa 987 35 Energia hidroelectrica 310 11 Petroleo 1.100 39 Gas natural - Industria 441 - 15 419 20 TOTAL 2.838 100 Mineria 64 3 Demanda intermedia 351 12,4 Transporte 660 31 Ajuste e s t a d i s t i c o 342 1 2 , l Residencial/comercia1 -- 1.002 46 Consumo f i n a l 2.145 Consumo f i n a l 2.145 100 - Fuente: Anexo 1.3. 2.12 La demanda intermedia de energia, consumida en transformation, transporte y distribucion, absorbe alrededor del 12,4% de l a oferta bruta. E l consumo de gas en e l gasoducto de exportacion es de casi 10% del volumen transportado. Dos refinerias han sido convertidas para u t i l i - zar gas como combustible, per0 l a mayor de e l l a s (Cochabamba) todavia depende de combustibles liquidos (principalmente gasolina). Las perdidas en transmision y distribucion electrica s e estiman en e l 16%de l a genera- cion bruta. Evidentemente s e puede mejorar l a eficiencia con que s e u t i - l i z a l a energia en e s t e sector y l a mision recomienda que s e l e incluya en e l programa de conservation. 2.13 E l consumo f i n a l de energia por sectores economicos (Cuadro 2.2) s e desagrega de l a manera siguiente: aproximadamente e l 31% en e l trans- porte; e l 23% en 10s sectores de mineria y de industria y e l 46% restante puede ser asignado a 10s sectores residencial, comercial y otros. Se estima que e l 75% del consumo residencial y comercial consiste en biomasa (leiia, arbustos y desechos animales y vegetales) la cual se usa con una eficiencia menor que l a s energias comerciales, y cerca del 30% del consumo industrial consiste en bagazo utilizado en l a industria azucarera. 2.14 Por otra parte, e l 60% del consumo f i n a l consiste en productos energeticos comerciales, fundamentalmente hidrocarburos liquidos. Aunque no existe informacion estadistica completa sobre l a distribucion de l a demanda de energia comercial, en e l Cuadro 2.3 1/ s e intenta agrupar l a demanda por sectores de consumo y tip0 de combustible. Tendencias en e l consumo de energia 2.15 E l consumo de energia comercial en Bolivia durante e l Gltimo decenio ha evolucionado siguiendo las tendencias economicas. Durante 10s aiios relativamente prosperos de 1970 a 1976, cuando la economia creci6 en casi e l 6% anual, e l consumo de energia comercial aument6 a un ritmo de 10,2% a1 aiio (Cuadro 2.4). Con l a desaceleracion de l a economia en l a segunda parte del decenio, l a tasa de crecimiento del PIB bajo en prornedio a1 3% anual, y l a del consumo de energia comercial a1 5,8% anual. La elasticidad consumo energetico/PIB aumenta de 1 , 7 a 2,O entre ambos perio- dos, probablemente debido a l a puesta en marcha de industrias energia intensivas, a s i como tambien a una disminucion en la eficiencia, caracte- r i s t i c a propia de periodos en que baja e l factor de utilizacion de l a capacidad industrial. - 1/ Por ejemplo, la mayor parte de las ventas de GLP s e hacen en garrafas de 10 kg destinados a1 consumo domestico. Sin embargo, hay industrias que las compran porque son mas baratas o porque l a infraestructura para pro- veer o u t i l i z a r GLP industrial es insuficiente. Tambien parece que un volumen importante de GLP se exporta ilegalmente. Por otra parte, l a mision incorporo e l diesel para generation electrica en sistemas aislados a l a demanda intermedia y no figura en e l consumo f i n a l . Este tratamiento estadistico realza l a importancia del sector de transporte como usuario de combustible diesel. Cuadro 2.3: Consumo de energia comercial, 1981 (Miles de TEP) Total Kerosene hidro- Elec- Gaso- Y Fuel carburos t r i c i - Sectores GPL lina jet-fuel Diesel o i l liquidos Gas dad Total Industria 8 - 28 34 116 186 54 32 272 Mineria - - 2 17 9 28 - 37 65 Transporte 4 389 99 165 3 660 660 Residencial/ comercial 140 62 202 - 55 25 7 Total 152 389 191 216 128 1.076 54 124 1.254 Participa- cion: % 86 4 10 100 - % 14 36 18 20 12 100 Fuente: Anexo 1.3. Cuadro 2.4: Intensidad energetics en l a economia boliviana Tasa de creci- miento anual (%) 1970 1976 1978 1979 1 9 8 1 B 1970-76/76-79/79-81 Todos 10s sectores Valor agregado (10 $US 1970) Consurno final de energia comercial (miles de TEP fi) Combustibles liquidos Electricidad Gas Intensidad de energia (kgep/US$) Intensidad marginal (MTEP/rnillones US$) fl E l t o t a l incluye otras formas de energia comercial como e l coque y el carbon vegetal. E l balance energetic0 correspondiente a 1981 fue elaborado por l a rnisi6n utilizando una metodologia algo diferente de 10s balances para afios anteriores preparados por e l MEH. Para f a c i l i t a r la comparacion, s e hicieron ajustes en las cifras correspondientes a 1981 que aparecen en e s t e cuadro. Fuente: Balances energeticos - Ministerio de Energia e Hidrocarburos, 1970-79. Estimaci6n de l a rnision para 1981. 2.16 La evolution del consumo de productos liquidos figura en e l Cua- dro 2.5. Cabe observar que desde 1978 s e han estancado l a s ventas de todos 10s derivados de petroleo, excluido e l GLP, y en 1981 fueron un 4% mas bajas que en 1978. Las ventas de d i e s e l y de combustibles para aviacion aumentaron en promedio a1 15% anual durante e l decenio. Las p o l i t i c a s de precios estimularon e l uso d i e s e l en e l transporte y ademas e l sector i n d u s t r i a l l o comenzo a u t i l i z a r mas debido a1 deterioro progre- sivo de l a calidad d e l combustible residual. E l rapido aumento de l a demanda de combustibles para aviacion r e f l e j a l a localizacion geografica de Bolivia y l a s deficiencias en l a s vias de comunicacion internas, tanto de carreteras como de f e r r o c a r r i l . Cuadro 2.5: Ventas nacionales de productos petroleros, 1971-81 Incrementos anuales Elasticidad promedios energia/PIB 0, Ventas t o t a l e s 8,5 GLP /1 34,2 Gas01inas 5,8 Diesel 14,6 Combustibles para aviacion 1 5 , l Fuel o i l 3,6 /1 Las ventas de kerosene aumentaron a razon de 4,3% a1 aiio e n t r e 1971 y 1978. Despues de ese aiio disminuyeron en promedio a1 15,4%, por s u s t i t u - cion con GLP. Fuente: Anexo 1.16. 2.17 Cerca d e l 72% de l a poblacion urbana y e l 9,1% de l a rural t i e - nen acceso a electricidad y e l consumo medio per capita (268,5 kwh en 1981) es bajo comparado con e l promedio latinoamericano (850 kwh). Las c i f r a s historicas indican que las ventas de electricidad aumentaron de un promedio de 6,5% anual durante 1970-76 a 8% anual en 1976-81, y l a e l a s t i - cidad con respecto a1 PIB s e elevo de 1,06 a 2,76. Sin embargo, e s t a ace- leracion de l a demanda fue regional y s e debio a l a rapida expansion i n d u s t r i a l de Santa Cruz y de Cochabamba aunque en menor grado, y a l a mayor capacidad de ENDE para financiar l a capacidad de generation necesa- r i a para abastecer e s t e atractivo mercado. Las ventas d e l Sistema Orien- t a l (Santa Cruz) aumentaron a un promedio de 20% por afio y l a s del Sistema Central (Cochabamba-Oruro) a1 8,8%, mientras que l a demanda en e l r e s t o del pais aumento en un promedio de 5,5% anual (Anexo 1.29). CONSUMO DE ENERGIA EN EL DECENIO DE 1980 2.18 Generalmente, l a proyeccion a largo plazo de l a demanda de ener- g i a e s t a s u j e t a a un amplio margen de e r r o r , y es especialmente d i f i c i l en Bolivia por l a transicibn en que s e encuentra l a economia y e l sector energetico. A f i n de proporcionar una base a n a l i t i c a sobre l a cual d e f i - n i r p o l i t i c a s energeticas y cuantificar l a magnitud de 10s programas de sustitucibn y de conservaci&n, l a mision ha optado por 10s siguientes escenarios para 1991: a) Escenario de base: e s t a proyeccion s e basa en i ) e l supuesto de que l a economia boliviana solo crecera en un 1% en 1983 y en 2% en 1984, despu6s de haber sufrido una pro- funda recesibn en 1982. A p a r t i r de 1985 y hasta e l f i n a l de l a decada, s e asume un crecimiento sostenide de 5% anual, y en i i ) una e l a s t i c i d a d consumo global de ener- gia/PIB de 1,2 y en una e l a s t i c i d a d consumo energetico comercial/PIB de 1,7. Bajo e s t e supuesto, l a demanda f i n a l de energia comercial s e e l e v a r i a en 58% de 1981 a 1990 y e l d e f i c i t de petrbleo en 1990 alcanzaria 610.000 TEP o cerca de 13.000 B/d. (Anexo 1.4). b) Escenario de base con sustitucion: a f i n de compensar e l d e f i c i t de petrbleo, e l gas tendria que s u s t i t u i r a todos 10s combustibles liquidos en e l sectdr industrial y tambien s a t i s f a c e r e l 32% de l a s necesidades de energia comercial de 10s sectores residencial y comercial. Esto supone un enorme esfuerzo de inversibn para l a construccibn de redes de distribucibn de gas en l a s principales ciudades indus- t r i a l e s (Anexo 1.5). c) Escenario de base con sustitucibn y conservacibn: es razo- nable suponer que l a e f i c i e n c i a con que s e u t i l i z a l a ener- g i a en Bolivia podria aumentar en por lo menos 15% y que, como resultado, l a elasticidad energia comercial/PIB dismi- n u i r i a a 1,2. En e s t a proyeccibn, e l suministro de elec- t r i c i d a d s e mantuvo a1 n i v e l proyectado en e l escenario a ) , l o que implica una s u s t i t u c i o n de productos petroleros por electricidad. Bajo e s t e escenario, e l d e f i c i t de petroleo s e reduce a 171.000 TEP, siendo s u s t i t u i d o por e l equiva- lente de unos 18 MMPC/d de gas natural en e l sector indus- t r i a l (Anexo 1 . 6 ) . d) Escenario de crecimiento acelerado con sustitucibn: a f i n de evaluar un caso de crecimiento energetico mas rapido, s e agregaron a l a s proyecciones d e l escenario a) a 10s consu- mos previstos para 10s proyectos industriales especificos del Gobierno boliviano y l a s empresas privadas. Ademas, s e introdujo l a proyeccion de l a demanda e l e c t r i c a usada por ENDE en su Plan de Desarrollo (Capitulo 5 ) . Bajo estos supuestos, e l d e f i c i t de petrbleo que t i e n e que s e r sus- t i t u i d o por gas natural s e eleva a 750.000 TEP, o sea 78 MMPC/d (Anexo 1.7). 2.19 En las proyecciones anteriores s e ha supuesto que la energia e l e c t r i c a d e l sistema interconectado s e genera en base a1 gas y que 10s sistemas electricos aislados siguen dependiendo de d i e s e l . Tambih se asume que e l gas es usado como combustible de r e f i n e r i a . Esta demanda intermedia, sumada a l a demanda f i n a l , permite estimar l a s necesidades t o t a l e s indicadas en e l Cuadro 2.6. Cuadro 2.6: Proyecciones de l a demanda de energia comercial (MTEP) Escenarios a 1991 Basico con Crecimiento sustitucion y Acelerado con 1981 BAsico conservacibn s u s titucion Demanda t o t a l de energia primaria 1.846 2.833 2.430 3.255 Hidroelectrica 310 310 310 310 Petroleo - /1 1.095 1.608 980 980 Gas 441 915 1.140 1.965 Demanda f i n a l Productos de petroleo 961 1.533 932 GLP a p a r t i r de gas 115 167 379 Gas natural 54 79 171 Electricidad 124 201 201 /1 No incluye l a gasolina natural que s e obtiene del gas y s e elabora en l a s r e f i n e r i a s . Esta categoria s e incluye en e l gas. PROYECCION DEL BALANCE ENERGETIC0 AL ARO 2010 2.20 Se considera que e l gas natural jugarA un papel creciente en l a economia boliviana como combustible de uso directo, como materia prima para procesos industriales, y como product0 de exportacibn. 2.21 E l suministro de gas a1 mercado interno e s p r i o r i t a r i o . E l gas tendra que s u p l i r e l d e f i c i t de petroleo que de o t r a manera habria que importar. E l periodo sobre e l cual s e calculan las necesidades nacionales de gas influye considerablemente en e l volurnen del excedente disponible para otros usos y, por ende, en l a p o l i t i c a de u t i l i z a c i o n d e l recurso. En general, s e f i j a e s t e periodo en funcion de l a s opciones energeticas de 10s paises y segim e l tiempo de gestacion que s e estime necesario para desarrollar nuevas tecnologias energeticas que puedan reemplazar economi- camente a1 gas. Usando e s t e c r i t e r i o , Canadh ha apartado reservas de gas equivalentes a 30 aEos de consumo nacional, y Nueva Zelandia ha promulgado una p o l i t i c a de conservacion, que limita l a produccion de gas a un nivel t a l que garantice l a existencia d e l 50% de las reservas contenidas en e l campo Maui para e l afio 2000, y permita asegurar e l abastecimiento a 10s consumidores directos de gas hasta e l 602030. 2.22 La definicion de e s t e period0 es crucial en e l caso de Bolivia, porque e l consumo interno de gas apenas ha comenzado y tomara por l o menos 20 afios establecer una red de gasoductos que permita abastecer a 10s prin- cipales sectores de consumo en las regiones de mayor densidad de poblacibn. Como escenario extremo para estimar l a demanda potencial maxima de gas de 10s proximos 30 afios s e adoptaron 10s siguientes supuestos: a) durante e l decenio de 1980 l a demanda seguira l a trayectoria descrita en e l escenario C (parrafo 2.18); b) e l crecimiento economico de Bolivia sera de alrededor del 4% anual entre 1990 y 2010 y l a elasticidad energia/PIB sera de 1,2 en e l decenio de 1990 e igual a l a unidad a p a r t i r de entonces; c) no s e desarrolla e l potencial hidroelkctrico durante e l periodo y l a producci6n de petroleo y condensados disminuira en 2% anual, y d) e l gas natural s a t i s f a r i en su totalidad l a demanda f i n a l incremental, a s i como 10s requerimientos propios del sector energktico. Los resultados de l a pro- yeccion muestran que bajo e s t e escenario extremo, e l 59% de l a demanda f i n a l de energia de Bolivia en e l afio 2010 s e suplira con gas natural y que e s t e recurso proporcionaria e l 69% de 10s requerimientos primarios de energia del pais (Cuadro 2.7). Cabe notar que e l 30% del volumen de gas s e destinaria a l a generacion elkctrica. Obviamente, Bolivia cuenta con un potencial hidroelectrico y geotermico que podria s e r desarrollado, liberando a s i un volumen considerable de gas. En l a definicion de l a p o l i t i c a energetica a largo plazo tendran que compararse 10s costos y beneficios economicos que s e derivan de l a utilizacion de gas natural para usos distintos a l a generacion electrica. Cuadro 2.7. Proyeccion del consumo energetic0 a largo plazo (MTEP y porcentajes) 1981 2000 2010 - ---- MTEP % MTEP % MTEP % CONSUMO INTERMEDIO 448 1.579 2.511 Gas natural Petrbleo CONSUMO FINAL Biomasa 891 42 898 22 898 15 Electricidad 124 6 374 9 645 11 Hidrocarburos liquidos 1.076 50 1.118 27 939 15 Gas natural 54 2 1.735 42 3.624 59 Fuente: Anexo 1.9. 111. RECURSOS ENERGETICOS 3.01 Los recursos energeticos comerciales de Bolivia s e estiman en 1.230 millones de toneladas equivalentes de petroleo (MMTEP);+, que a1 actual ritmo del consumo interno serian s u f i c i e n t e s para 10s proximos 400 afios. A pesar de e s t a abundancia r e l a t i v a , s e vislumbran restricciones graves en l a o f e r t a debido a l a explotacion no equilibrada de 10s recursos. Estos incluyen 18.000 MW de potencial hidroelectrico desarrollable 1/ (84% de 10s recursos t o t a l e s ) , 6,7 billones de pies cubicos de reservas proba- das y probables de gas natural (14%) y 187 millones de b a r r i l e s de reser- vas probadas y probables de petroleo (2%). Ademas, Bolivia t i e n e una excelente radiacion s o l a r y un vasto potencial agricola que podria propor- cionar energia renovable. Tambien cuenta con una zona geotermica, yaci- mientos de uranio en cantidades aun no determinadas, y pequefios depositos de carbon y l i g n i t o . Se requiere un programa bien estructurado para explotar estos recursos a un costo minimo y con maximos beneficios para l a colectividad boliviana. Hidrocarburos 3.02 Las reservas probadas s e estiman a1 1 de j u l i o de 1982 en 26 MMB de petroleo crudo, 78 MMB de condensados y 5,O BPC de gas natural (Anexo 1.10) z/. 3.03 Las reservas probables recuperables, para l a misma fecha, s e estiman en 83 MMB de crudo y condensado, y en 1,7 BPC de gas. Estas e s t i - maciones de reservas probables incluyen 10s yacimientos recientemente des- cubiertos por YPFB (Tacobo, Huayco, y Montecristo), y por Tesoro (Los Suris, Escondido y Taiguati). Ademas, s e estiman reservas posibles en un volumen de 17 MMB de petroleo crudo, 43 MMB de condesado y 1,6 BPC de gas. Sin embargo, estas reservas posibles son solo product0 de un a n a l i s i s estadistico, que s e esperan descubrir mediante e l programa exploratorio previsto para 10s proximos cinco afios. 3.04 E l h i s t o r i a l de l a s actividades exploratorias muestra que s e han evaluado 112 estructuras y s e han efectuado 34 descubrimientos. Mas de dos t e r c i o s de 10s recursos descubiertos consisten en gas natural y mAs Vease l a l i s t a de abreviaturas y s i g l a s . -1/ Calculado a1 equivalente termico de 2.867 kcal/kWh en 40 afios - 2/ Todas l a s estimaciones sobre reservas s e obtuvieron de fuentes i n t e r - nas de YPFB. La empresa no discrimina en sus informes l a s razones por las cuale s v a r i a e l volumen de reservas; es d e c i r , nuevos descubrimientos, extension de 10s limites de 10s yacimientos, o aumento d e l factor de recu- peracion. Las reservas probadas incluyen l a s Clases I y 11; l a s reservas probables incluyen l a Clase I11 a j u l i o de 1981, mas estimaciones de recientes resultados de exploracion. del 75% de todos 10s hidrocarburos s e encuentran en solo s i e t e yacimien- t o s . En e l Anexo 1.11 s e relacionan 10s esfuerzos exploratorios realiza- dos en 10s ultimos 20 afios con 10s resultados, medidos por e l volumen de reservas descubiertas. Se observa que l a t a s a de exito es elevada (un pozo productor por cada cinco pozos exploratorios), aunque 10s rendimien- tos son decrecientes. Mientras que en l a decada de 10s sesenta s e descu- brieron 195.0.00 millones de PCEG L/ por pozo exploratorio productivo, en l a decada de 10s setenta s e descubrieron solo 118.000 millones de PCEG. Ademas, practicamente no s e descubrio n i n g h yacimiento de crudo en l a ultima decada. Como nota optimista hay que sefialar, s i n embargo, que e l 20% de l a s reservas t o t a l e s de gas s e encontraron en t r e s descubrirnientos efectuados en 1978. Esto s e debe, s i n duda, a l a s mejoras en l a tecnolo- gia sismica, que permite conocer mas claramente la verdadera estructura de l a geologia boliviana. 3.05 En e l informe geologic0 preliminar (Anexo 2) s e expresa cautela porque l a complejidad de l a estructura geologica de Bolivia introduce un a l t o grado de incertidumbre en cualquier estirnacion de reservas de hidro- carburos. Sin embargo, e l informe aporta razones para estimar que en las areas tradicionales (Subandino y parte de l a llanura Chaco-Beniana) podrian encontrarse reservas adicionales de hidrocarburos, aunque en can- tidades moderadas. Por e l l o , YPFB s e propone extender l a exploracion a nuevas areas (en trampas estratigraficas a1 norte del subandino), en l a expectativa de encontrar yacimientos de mayor magnitud. Sin embargo, en funcion del volumen actual de reservas de gas probadas y probables, la misi6n recomienda una administracion cuidadosa de ese recurso, usandolo en 10s proyectos de mayor rentabilidad economica para e l pais. 3.06 La mayoria de 10s campos contienen gas y condensados; por con- siguiente, l a s reservas de liquidos han evolucionado a l a par de 10s aumentos en l a s reservas de gas. La excepcion a esta regla l a constitu- yen 10s campos de l a zona del Boomerang, que producen en su mayoria gas seco. La relacion petroleo/gas a nivel de reservas, permite agrupar 10s campos bolivianos en t r e s categorias. Para cada una de e l l a s , s e cuanti- fican l a s reservas remanentes de l a manera indicada en e l Cuadro 3.1: Cuadro 3.1: Reservas probadas remanentes de hidrocarburos fl Liquidos Gas 6 9 1 0 B y % 10 CF y % Total reservas Clase I , I1 y I11 187,2 6.696 Campos de petroleo crudo Campos de gas condensado Campos de gas natural Total fJ YPFB clasifica las reservas probadas de petrbleo en tres categorias: I , I 1 y 111. En e s t e cuadro e l grupo 111 esta incluido, aunque en YPFB hay pro- fesionales que opinan que esta categoria debe integrarse a l a s reservas probables. Cifras actualizadas a julio de 1982. Fuente: Anexos 1.10, 1.19, 1.20, 1.21 J/ Pies ccbicos equivalentes de gas 3.07 Campos de petroleo: Cerca del 27% de las reservas liquidas recuperables de Bolivia s e encuentra en estos campos. Los crudos que s e producen tienen una densidad que varia entre 47 y 50 API l/. Algunos campos ya agotados contenian crudos mas pesados, como 10s de Bermejo en e l sur, con 25,3 API. Todos estos campos producen gas natural asociado y l a relacion gas/petroleo ha aumentado en el tiempo llegando a 10 MPC/B. Por lo general, estos campos son pequeiios, estan en un estado avanzado de ago- tamiento y su capacidad de produccion disminuye a razon de 20% por aiio. Solo dos campos (Camiri y Caranda) contenian originalmente reservas de mas de 50 MMB y solo otros dos (Monteagudo y La Peiia) contenian mhs de 10 MMB. Actualmente, solo cinco tienen reservas probadas de mas de 1 MMB, y son Monteagudo (19 MMB), Caranda (16 MMB), Camiri (IOMMB), La Peiia (3,s MMB) y Cambeiti (1,3 MMB). 3.08 La mision recomienda que s e realicen estudios de ingenieria de yacimientos para evaluar l a factibilidad de i n i c i a r proyectos de recupera- cion suplementaria en estos campos, que ayudarian a compensar l a elevada tasa de declination de l a produccibn. YPFB, que tiene a su cargo l a ope- ration de estos campos, ha iniciado proyectos de recuperacibn secundaria y t e r c i a r i a en Monteagudo y La Peiia. En Monteagudo s e ejecuto con &xito un proyecto piloto de inyeccion de agua en 1980 2/, con l a intencibn de emprender e l proyecto definitivo en 1981. Sin embargo, ha habido retraso en l a obra por f a l t a de financiamiento 3/. E l proyecto reviste v i t a l importancia porque no solo compensa l a declinaci6n natural del campo, sin0 que permite escalar l a produccion a p a r t i r de 1985-86 para alcanzar un maximo de 5,2 MBd en 1990. De no efectuarse e l proyecto, l a produccion decrecera de 2,4 MBd en 1982 a 1,2 MBd en 1985. Simultaneamente, YPFB ha iniciado l a recuperacibn suplementaria en La Peiia, donde s e inyectaron en l a formation unos 30.000 m3 de GLP en 1981, y s e recuper6 un volumen equi- valente de petrbleo crudo de 49 API. La economia del proyecto parece s e r adecuada, ya que YPFB espera poder recuperar mas adelante e l GLP inyec- tado. La empresa s e propone duplicar e l volumen de reinyeccion de GLP 4/. Este product0 s e obtiene en Colpa, campo situado a unos 30 km a1 norte de La Peiia. - 1/ La densidad es indicativa de las proporciones de destilados livianos, medianos y pesados que pueden obtenerse de l a refinacion de estos crudos. Cuanto mas a l t o es e l numero API (American Petroleum I n s t i t u t e ) , mas bajos son 10s rendimientos en productos pesados. - 21 Financiado por e l BIRF, bajo e l Proyecto de Ingenieria para l a perfo- ration de confirmacion de reservas de petroleo y para recuperacibn secun- daria --1979. - 31 Incluido en e l prestamo propuesto del BIRF para Vuelta Grande. 41 Ha presentado una solicitud a1 BID para e l financiamiento de este - proyecto. 3 - 0 9 Campos de gas condensados: Alrededor del 68% de l a s reservas liquidas y 54% de l a s reservas comprobadas de gas s e encuentran en estos campos. ~roducencondensados con i n a densidad-que varia entre 55 y 70 API. La relacion gas/petroleo de reservas originalmente descubiertas varia entre 8 MPC/b (Tita) y m a s de 40 MPC/b (La Vertiente). Este grupo contiene 10s campos de mayor magnitud. Rio Grande originalmente tenia reservas recuperables de 78 MMB de condensados y 1,4 BPC de gas. Las reservas remanentes s e estiman en 23 MMB de condensados y 1,l BPC de gas. Otro gran campo es e l de Vuelta Grande que s e estima contiene 44 MMB de condensado y 800.000 MMPC de gas. Otros campos con reservas de condensado de mas de 10 MMb son Porvenir y Montecristo 11. 3.10 La produccion conjunta de gas y petroleo impone l a necesidad de simular cuidadosamente 10s yacimientos y reevaluar sus programas de pro- duccion. La recuperacion maxima t o t a l de liquidos s e logra reinyectando gas para mantener l a presion de 10s yacimientos. En 10s campos de gas condensado retrogrados, l a reinyeccion es indispensable y e l gas no debe s e r producido en tanto 10s ingresos provenientes de l a recuperacion de condensados cubran 10s costos de reinyeccion. En e l caso del Campo Vuelta Grande, s e estima que e l limite economico para l a produccion de condensado s e alcanzara 20 afios despues de l a explotaci6n i n i c i a l . Despuks de esa fecha operara como campo de gas. Sin embargo, tecnicamente es posible producir gas en una etapa mas temprana. E l nitrogeno parece s e r un buen s u s t i t u t o del gas natural para e l mantenimiento de l a presion. Econ6mica- mente, l a sustitucion es f a c t i b l e s i e l valor de mercado del gas natural es mas a l t o que e l costo de produccion del nitrogeno. Sin embargo, e s t e no es e l caso en las actuales condiciones economicas. 3.11 . -as: Solo en una de l a s estructuras de l a zona de Boomerang s e ha encontrado petroleo. En general estos yacimientos solo contienen pequefias cantidades de condensados y e l gas es usualmente seco. Solo estos campos de gas, ubicados a1 noroeste de Santa Cruz estan siendo evaluados actualmente 2/. Pueden haberse descubierto otros yacimientos en e l pasado, per0 no fueron evaluados debido a que no habia mercado para e l gas. 3.12 E l gas producido en las dos primeras categorias de campos con- tiene en general hidrocarburos mas pesados que pueden separarse del gas en forma de: a) gasolina natural (pentanos e hidrocarburos mas pesados), y b) GLP (propano y butano). Cerca del 4% a1 6% del volumen de gas consiste en hidrocarburos m i s pesados que pueden extraerse. La extraccion de GLP del gas del Boomerang tendra que s e r objeto de estudios de factibilidad tbcnica y economica. - 1/ Este ultimo fue descubierto en 1976 pero aun no ha sido completamente evaluado. No figura en algunos de 10s pronosticos de produccion prepara- dos por YPFB. - 2/ Prestamo para trabajos de ingenieria del BIRF y e l BID 3.13 Los recursos de hidrocarburos de Bolivia consisten principal- mente en gas natural. Por consiguiente, l a exploracion para descubrir nuevos yacimientos de petroleo no constituye una inversion atrayente hasta que s e haya desarrollado e l mercado del gas. 3.14 S i e l mercado permaneciera limitado a l a s necesidades internas y a l a s exportaciones a l a Argentina, 10s esfuerzos a mediano plazo deberian centrarse solamente en definir l a s extensiones de 10s campos ya descubier- tos. Las perspectivas de encontrar nuevos campos de petroleo en trampas estructurales convencionales son modestas. Por e l l o , YPFB tiene inter& en i n i c i a r l a exploracion en zonas de caracteristicas estratigraficas donde espera encontrar petroleo, aunque e l riesgo exploratorio es conside- rablemente mayor y dara por resultado costos mas elevados. La mision con- sidera que l a s inversiones en exploracion de zonas de caracteristicas estratigraficas son econ6micas, per0 deben postergarse hasta que disminu- yan las actuales restricciones financieras. 3.15 Si s e concreta e l proyecto de exportacion a1 Brasil, l a explora- cion serA necesaria y financieramente factible. En t a l caso, YPFB que tiene en reserva las zonas de mas a l t o potencial de hidrocarburos, podria celebrar acuerdos favorables con empresarios privados para acelerar l a investigation de estas areas (vease e l Capitulo 7). 3.16 En su plan de desarrollo para 1981-85, YPFB s e proponia intensi- f i c a r las actividades de exploracion con inversiones de unos US$320 millo- nes durante e l periodo. Tres cuartas partes d e l programa habrian de s e r realizadas por YPFB y e l resto por empresarios privados. Debido a las restricciones financieras que s e han producido desde 1980, es necesario modificar este programa. La mision recomienda que en e l futuro inmediato YPFB concentre sus esfuerzos en evaluar cabalmente l a s estructuras ya detectadas e investigue formulas alternativas que permitirian l a p a r t i c i - paci6n de empresas privadas en explorar zonas que presentan riesgos mas elevados . 3.17 En diversas etapas pasadas, e l Gobierno boliviano invito l a par- ticipacibn privada en actividades de exploracion. Actualmente solo las empresas Occidental y Tesoro (ambas de 10s Estados Unidos) operan en Boli- via. YPFB abrio nuevas licitaciones en 1981 y s e propone adjudicar t r e s areas ubicadas en l a zona noroeste de las estribacionessubandinas, l a porcion de Madre de Dios del Beni, y a1 e s t e de Santa Cruz. Estas parecen s e r las iinicas zonas no asignadas que cumplen 10s requisitos para l a pro- duccion de hidrocarburos. Como a l i c i e n t e , s e ha ofrecido a las empresas privadas l a participacion en posibles mercados de gas en e l futuro. En licitaciones futuras, YPFB debe considerar l a posibilidad de vincular l a exploracion dentro de l a zona conocida de produccion con l a exploracion de trampas estratigraficas en e l costado oriental de l a cuenca. Potencial hidroelectrico 3.18 E l potencial hidroelectrico economicamente explotable s e ha estimado en 18.000 MW con una capacidad de generacion anual de 90.000 GWh, lo que es suficiente para satisfacer el aumento de l a demanda de e l e c t r i - cidad durante otros 40 a 50 afios. Se han realizado numerosos estudios de algunos de 10s rios y s e han identificado proyectos con una capacidad de cerca de 10.300 MW y generacion de 51.000 GWh (Anexo 1.27). Actualmente l a capacidad hidroelectrica instalada (287 MW) representa menos del 2% del potencial del pais. 3.19 Algunos de estos proyectos son de muy vastas dimensiones y e s t h alejados de 10s principales centros de demanda. No puede preverse su rea- lizacion en e s t e momento. Otros comprenden l a construccion conjunta con paises vecinos y estan siendo estudiados dentro de un programa regional de l a OEA. Otro grupo de proyectos atiende finalidades multiples ( e l e c t r i c i - dad, riego, agua potable), y por consiguiente cada region participa a c t i - vamente en e l proceso decisorio. Este es e l caso de Misicuni en Cocha- bamba, I c l a en Sucre y Rositas en Santa Cruz. E l gobierno central debe ejercer rnoderaci6n a f i n de evitar presiones regionales que conduzcan a decisiones de inversion que disten de s e r optimas. Los proyectos incluidos en e l programa de expansion de ENDE se indican en el Cuadro 3.2 1/. - 3.20 La evaluation del programa de ampliacion ha planteado varios interrogantes: a ) i a que costo de oportunidad del capital deben compa- rarse 10s proyectos de desarrollo hidroelectrico con 10s termoel~ctricos basados en gas?, b) icuhl es e l futuro precio economico del gas natural?, y c) ison'confiables 10s estimados de costos de inversion y reflejan eva- luaciones realistas? Estos interrogantes s e analizan en e l Capitulo 5. Energia geotermica 3.21 Bolivia t i e n e un potencial geotermico de desarrollo factible que permite i n s t a l a r una capacidad de generacion electrica de por lo menos 350 MW 21. E l campo "Sol de maiiana" ubicado en e l area de l a Laguna Colorada, ha sido identificado como mas promisorio. Un pozo exploratorio perforado en ese campo indico l a existencia de condiciones de a l t a entalpia (150' C a 127 metros de profundidad) per0 no aporto informacion suficiente sobre l a s condiciones hidro-geologicas profundas. E s necesario realizar inves- tigacion geologica y geofisica adicional antes de disefiar un progrma de perforacion exploratoria. En un reciente estudio de prefactibilidad 3/ -1/ En febrero de 1983, ENDE actualize su programa de expansion, incluyendo solamente proyectos hidroelectricos puros, a saber, Huaji, San Jos6 y Sakahuaya. - 2/ "~valuaciony Aprovechamiento de Recursos Energeticos en Bolivia", Programa de l a s Naciones Unidas para e l Desarrollo (PNUD), 1979. - 3/ " ~ r o ~ e c tde Desarrollo Geotermico del Area de Laguna ~ o l o r a d a " , o Electroconsult, I t a l i a . Marzo de 1982. para este campo se estima que podria instalarse una planta de generation electrica con capacidad de 30 MW a un costo de US$2.000/kW en d6lares de 1980 (US$50 millones para el desarrollo del campo y US$43 millones para la construcci6n de una linea de transmision desde el campo a Antocha). Se recomienda continuar con la evaluation de este campo y compararlo con la alternativa hidroelbctrica tomando en cuenta su lejania de 10s centros de consumo. Cuadro 3.2: Proyectos de energia hidroelkctrica: programa de expansi6n de ENDE 1981-91 Generacion Capacidad anua1 Situacion actual Proyeto firme (GWh) y comentarios 1. San Jacinto 7 21 Construcci6n contratada en diciembre de 1981. 2. Sakahuaya 72 362 Diseiio final y documentos de licitaci6n listos. 3. Huaji 26 (En marcha el estudio de 180 (factibilidad. 4. Pachalaca 14 (Generation para el mercado (de La Paz. 5. Icla 90 365 En marcha el disefio de ingenieria. Proyecto de prop6sitos m6ltiples. 6. Misicuni 104 460 Estudios de viabilidad terminados. Proyecto de propositos multiples. 7. Palillada 110 632 Estudios de factibilidad en marcha. 8. San Josk 150 840 Se dispone solamente de estudios preliminares. Carbon 3.22 Aunque 10s yacimientos de carbon y lignito encontrados en Bolivia no parecen industrialmente explotables en la actualidad, el Insti- tuto Geologic0 debe evaluar mas a fondo sus magnitudes y caracteristicas. Debe prestarse consideracion a su explotacion en pequeiia escala, ya que esta produccion podria servir como combustible domestic0 para la poblacion rural del Altiplano. 3 . L3 Existe un yacimiento de carbon del t i p o antracita cerca de Copa- cabana en e l Lago Titicaca. Se han determinado reservas de cerca de 200.000 toneladas con un contenido de 35% a 50% de ceniza, de 0,38% a 13% de azufre y 14%de materias volatiles. Existen indicios menos conocidos de carbon en e l departamento de Cochabamba (Apillapampa y Apopaya), y de lignito en Cochabamba, Tarija y Chuquisaca. Finalmente, s e han encontrado algunos depositos de turba en e l Altiplano (Ulla-Ulla y cerca de La Paz). - Recursos renovables Reservas forestales 3.24 Bolivia t i e n e grandes recursos forestales y es un exportador importante de productos madereros de a l t a calidad. Sin embargo, estos recursos s e encuentran en 10s llanos tropicales poco poblados. E l A l t i - plano, donde reside e l 50% de l a poblacion, t i e n e escasa cubierta forestal por razones climaticas y porque desde l a epoca colonial s e viene u t i l i - zarldo madera para lefia, produccion de puntales para minas y en l a fundi- cion de mineral (plata, estaiio, oro). En e l Altiplano mismo (a 3.700 metros de elevacion) l a tension de oxigeno es 40% menor que a nivel del mar, las temperaturas son bajas y l a s precipitaciones estacionalmente limitadas. E l diferencial entre l a temperatura diurna y nocturna es del orden de 17 C y son frecuentes las heladas en l a noche. La combinacion de sequedad estacional y temperaturas bajas y rapidamente cambiables, retarda l a descomposicion de l a materia organica. Esto a su vez retarda e l reciclaje de nutrientes y l a formacion de suelos. Ademas, l a pobre composicion de 10s suelos y las condiciones atmosfericas contribuyen a l a sequedad del area porque permiten que l a s aguas escurran en l a superficie y evaporen. Por estas razones, las plantas del Altiplano tienen un creci- miento lento y consisten de herbaceas, arbustos y ocasionales grupos de arboles bajos. Otra region donde l a t a l a no controlada ha causado un pro- blema de erosi6n que ha alcanzado proporciones graves es en Tarija, a1 sudoeste de Bolivia. 3.25 Por contraste, las t i e r r a s bajas tropicales del nordeste del pais estan densamente cubiertas de bosques y escasamente pobladas. La eliminacion de bosques e s t a aumentando para fines industriales ( l a madera es un importante product0 de exportacion) y para l a colonizacion agricola, especialmente en l a region de Santa Cruz. En l a actualidad, s e ejerce poco control sobre las cantidades de madera que s e extraen. 3.26 A pesar de las dificultades, l a reforestacion es una actividad financiera, economica y tecnicamente viable, como l o ha demostrado e l exito de varios programas. Sin embargo, estos deben ampliarse considera- blemente y comenzar otros nuevos, a f i n de producir suministros adecuados de leiia, carb6n vegetal y otros productos forestales y mejorar e l control de la erosi6n y l a produccion agricola. Existen t r e s programas especial- mente importantes: 10s proyectos de Los Omasuyos/Los Andes en e l A l t i - plano, PERTT en Tarija y CORDECH en Chuquisaca. La misi6n recomienda decididamente que s e evalue l a experiencia de estos proyectos y s e amplien considerablemente estos programas (parrafos 6.03-6.13). Energia solar 3.27 En principio, l a radiacibn solar que recibe Bolivia es s u f i - ciente para aplicaciones termales y fotovoltaicas. Los valores globales de radiacibn se estiman entre 350 y 750 cal/cm2 /dia. Los valores mas elevados s e dan en e l Altiplano (Anexo 1.39). 3.28 En Bolivia se han hecho algunos esfuerzos en usar l a energia solar. Compafiias privadas han intentado construir calentadores solares en residencias urbanas. Otra compaiiia esta aplicando e l concept0 de uso pasivo de energia solar para e l calentamiento de casas en un proyecto de urbanizacibn de bajo costo en La Paz. E l Instituto de Investigacion Fisica ha construido viveros en e l Altiplano, en e l proyecto de desarrollo rural integral financiado por e l Banco Mundial (Ulla-Ulla). 3.29 En e l Altiplano, 10s viveros solares son rentables. La expe- riencia ha demostrado que en estos s e pueden producir con kxito vegetales y otras cosechas comerciales (flores), con e l consecuente mejoramiento del ingreso de l a poblacibn rural. Se recomienda que s e provean recursos tkc- nicos y financieros a las entidades de extensibn agricola para l a disemi- naci6n de esta tecnologia y para prestar asistencia tbcnica en l a opera- cibn de estos viveros. 3.30 Empresas privadas han comenzado en 1980 a construir e i n s t a l a r sistemas de calentamiento de agua por energia solar en unidades unifami- l i a r e s en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz. Sin embargo, l a tasa de pene- tracibn de e s t a tecnologia en e l mercado boliviano s e ha v i s t o frenada por 10s bajos precios de 10s productos petroleros y de las t a r i f a s elkctricas y por l a limitada experiencia tkcnica de 10s fabricantes locales de estos equipos . 3.31 Es posible estimar que en Bolivia podrian instalarse sistemas solares de calentamiento de agua en por l o menos 15.000 unidades familia- res y comerciales. Esto tendria por efecto e l reducir 10s requerimientos de generacibn elbctrica en unos 30 MW 1/. Haciendo e l supuesto de que e l costo instalado de 10s sistemas solares es del orden de US$200-300/kW y que e l desarrollo hidroelkctrico tiene un costo de US$Z.OOO/kW, s e ahorra- rian a1 menos US$50 millones aplicando esta tecnologia solar. Se reco- mienda que e l Ministerio de Energia e Hidrocarburos y ENDE realicen un estudio para determinar e l conjunto de medidas que habia de tomar para promover la instalacion de estos equipos. En primer lugar, sera necesario obtener asistencia tecnica externa para asegurar que 10s equipos fabrica- dos en Bolivia Sean de buena calidad y que l a instalaci6n s e realice con tkcnicas apropiadas. Ademas habra que crear mecanismos para obviar e l - 1/ Los calentadores soiares deplazan entre 3-4 kW de potencia por unidad familiar de altos ingresos que tienen instalados unos 200-300 kW (electri- cos), dependiendo de l a coincidencia de l a demanda por agua caliente con l a demanda pic0 dei sistema electric0 (generalmente l a coincidencia es del 50 a1 70%). obstaculo del costo de inversion i n i c i a l en estos sistemas solares. Las empresas e l e c t r i c a s (preferiblemente ENDE) deberian considerar l a posibi- lidad de financiar l a instalacion y supervisar e l mantenimiento de estos sistemas, recuperando e l c a p i t a l y 10s costos de operation en un plazo l o suficientemente largo a traves de un recargo en l a factura e l b c t r i c a men- s u a l . ENDE s e beneficiaria porque 10s calentadores solares mejorarian e l factor de carga en e l sistema e l e c t r i c o y porque lograria una expansion de su capacidad a un costo mucho mas bajo. Estanques solares A/ 3.32 E l Gobierno s o l i c i t 0 comentarios acerca de l a opcion de generar e l e c t r i c i d a d del lago salado mas grande de Bolivia, e l Salar de Uyuni, situado aproximadamente 400 km a1 s u r de La Paz. No s e disponen de datos acerca de l a s c a r a c t e r i s t i c a s d e l lago. Sin embargo, s e inform6 a l a mision que e l lago es muy poco profundo, l a s profundidades no exceden de 50 cm, y que e l lago t i e n e una superficie de unos 17.000 km2. Esto indi- c a r i a un potencial energktico t e o r i c o de 85.000 MW. 3.33 Los estanques solares constituyen una a l t e r n a t i v a a largo plazo par l a generation e l e c t r i c a . Sin embargo, l a tecnologia aijn no ha sido completamente probada y solo un estanque s o l a r de tamaiio i n d u s t r i a l (5 MW) s e e s t a construyendo actualmente en I s r a e l a1 costo de US$20 millones. Otros proyectos estan en estudio en Chipre y T6nez. En consecuencia, l a mision recomienda un estudio preliminar para obtener l a informacion nece- s a r i a para evaluar e l potencial r e a l del s a l a r ; entre o t r o s , es necesario conocer e l nivel de salinidad del lago, las t a s a s de evaporacion, l a estructura d e l subsuelo, e l f l u j o subterraneo d e l agua, l a velocidad de 10s vientos, etc. Tambien Bolivia debera mantenerse informado de 10s resultados que s e obtengan en 10s desarrollos de estos estanques en otros paises. A largo plazo, Bolivia podria incorporar e s t a fuente energetica en su e s t r a t e g i a de desarrollo e l e c t r i c o , si s e compara favorablemente con l a s opciones hidricas y geotermicas. Energia eolica 3.34 La informacion disponible sobre velocidades promedias anuales de 10s vientos en las diferentes regiones del pais (Anexo 1.38) indican que s o l o existen regimenes bajos a medianos, s o l o aplicables a bombeo de agua. 11 - Las lagunas saladas acumulan y almacenan energia s o l a r . Normalmente e s t a s lagunas con gradiente de salinidad s e caracterizan por una zona s u p e r f i c i a l de conveccion y una zona de gradiente que s i r v e como aislador transparente para una zona de conveccion mas baja donde l a radiacion s o l a r s e acumula y s e guarda como calor. Se requiere un permutador termico para extraer e s t e calor. Cuando s e agrega s a l para crear una mayor concentra- cion s a l i n a en e l fondo que en l a superficie a f i n de r e s t r i n g i r l a con- veccion, l a temperatura a1 fondo e s mucho mayor que l a del agua superfi- c i a l . Para un resultado optimo s e requiere mantener delgada l a zona de l a s u p e r f i c i e y un espesor de mas de un metro en l a zona de gradiente. 3.35 En 1981 s e construyb en e l Altiplano un molino de viento d e l t i p 0 Savonius a f i n de probar l a f a c t i b i l i d a d de u t i l i z a r e l molino junta- mente con un sistema manual de bombeo de agua. Aun no hay datos disponi- bles. E l molino t i p 0 Savonius t i e n e un h i s t o r i a l de operdci6n poco s a t i s - factorio, a pesar de que ha sido objeto de experimentacibn por mas de 20 afios en varios paises en desarrollo. Por e l l o l a misibn no recomienda que s e siga investigando e s t e molino en Bolivia y que en 10s proyectos de bom- be0 de agua s e u t i l i c e e l diseiio mas convencional de 10s molinos de m f i l t i - ples aspas y e l de sus recientes variantes. Productos agricolas de desecho 3.36 La dispersibn de l a actividad agricola y e l costo de recoleccibn de 10s residuos vegetales y animales es e l mayor obstaculo para e l uso extensivo de e s t a biomasa como fuente de energia. Los cultivos mas impor- tantes en Bolivia son l a caiia de azucar, maiz, t r i g o , arroz, papas, yuca, algodbn, soya, cafe, e t c . Un estimado burdo sobre e l contenido energetic0 de 10s residuos asociados con l a cosecha obtenida en 1980, a r r o j a un potencial equivalente a unos 10 MBd de petrbleo. Sblo una fracci6n de e s t e potencial s e usa como combustible de caldera en l a industria d e l azu- car y como combustible de cocina en e l medio r u r a l del Altiplano. En general, parece s e r que 10s residuos s e dejan en e l suelo en Bolivia. 3.37 Los residuos sblo pueden u t i l i z a r s e en e l lugar en que s e l e s produce. Por tanto, es necesario determinar s i t i o s en 10s cuales e x i s t e una demanda de energia que podria s e r satisfecha con 10s residuos que a l l i s e producen. Este es e l objetivo de un trabajo iniciado por USAID 1/ que s e propone desarrollar y aplicar una metodologia de investigaci6n para evaluar l a s necesidades energeticas rurales y 10s recursos energeticos existentes en diversos pueblos de Bolivia. Se recomienda que s e continue e s t e trabajo. 3.38 La produccibn y 10s ingenios de cafia de azucar de Bolivia estan ubicados en 10s Departamentos de T a r i j a y Santa Cruz. En l a actualidad, e l bagazo no s a t i s f a c e l a s necesidades energeticas de l a produccibn con- junta de azucar y alcohol y s e u t i l i z a gas natural, petroleo y lefia como complemento (Anexos 1.40-1.41). E l a n a l i s i s d e l balance energetic0 te6- r i c o d e l sector de l a cafia de azucar indica que s e u t i l i z a energia con una eficiencia de alrededor d e l 41% (Cuadro 3.3). - 1/ USAID-1980. "Una investigacibn energetica r u r a l y una metodologia de planif icacibn para Bolivia", elaborado por Practical Concepts Incorporated. Cuadro 3 . 3 : I n d u s t r i a azucarera - balance energktico - 1980 Energia t o t a l 10 9 Btu Requerimientos _energeticos Elaboracion de cafia de azucar 2.579.506 t x 1,38x10 Btu/t /1 = Produccion de alcohol 25.854.000 1 x 11,22 B t u / l t fi = - Requerimientos t o t a l e s Energia u t i l i z a d a Bagazo 850.000 t x 8,8x10 Btu/ton /3 = - Gas n a t u r a l 576,7x10 PCx1.045 Btu/PC - Petr6leo (diesel) 8.650 t x 44x10 Btu/t - Leiia 9.973 t x 13,9x10 Btu/t - Total de energia u t i l i z a d a - Diferencia Eficiencia de uso = 41% /1 Informe del Banco fiundial No. 3510-MAS, "~auricio: Issues and Options i n t h e Energy Sector", pag. 44. Las necesidades t e 6 r i c a s de energia son de 1,38 x 10 Btu/t de caiia d e azucar procesada. /2 E l alcohol fabricado a p a r t i r de l a melaza t i e n e una requerimiento energetic0 de 0,56 kcal/kcal de etanol. El valor c a l o r i f i c 0 d e l etanol es de 5.048 k c a l / l t . /3 Este potencial de energia s e calcula utilizando un valor cal6rico conservador de 8.800 Btu por kg de bagazo con 50% de humedad. 3.39 La mision recomienda que s e r e a l i c e un estudio para evaluar l a s implicaciones economicas derivadas d e l aumento en l a eficiencia de uso del bagazo y de 10s residuos de l a cafia de azficar. En un ingenio bien admi- nistrado, s e deberia generar un excedente net0 de bagazo de 15 a 75 kgs (peso en seco) 1/ por tonelada de cafia que e s t a r i a n disponibles para otros usos d i s t i n t o s a1 procesamiento mismo de l a cafia. E l monto d e l excedente depende de l a tecnologia usada y d e l porcentaje d e l peso seco de bagazo ( f i b r a ) contenida por tonelada de peso fresco de cafia. Este porcentaje es funcion de l a variedad de l a cafia y de l a s c a r a c t e r i s t i c a s de l a cosecha. Ademas, a1 cosechar l a caiia de azucar s e dejan generalmente en e l campo otros residuos que tienen un valor energhtico c a s i 8 veces mayor que e l excedente net0 de bagazo 2/. Se ha comprobado que e s t a practica no con- tribuye a l a f e r t i l i d a d de 10s suelos. Por tanto e l uso de estos residuos debe s e r analizado. Residuos de l a caiia de azucar Peso por tonelada de caiia (Kg) Peso en fresco Secado a1 horno Picadill o 90 72 Tope y hojas verdes 170 - 51 260 123 Se recomienda que s e estudie cada ingenio azucarero de Bolivia para deter- minar como mejorar su eficiencia y que usos dar a1 excedente net0 de bagazo y de residuos. Entre l a s utilizaciones posibles, deberian eva- luarse l a s siguiente: a) generacion e l e c t r i c a para su venta a1 sistema nacional; b) energia para l a produccion de alcohol; c ) conversion a pellas y su uso como combustible en calderas industriales; d) conversi6n a b r i - quetas para su uso como combustible domestic0 o i n d u s t r i a l ; c ) como insumo en una f i b r i c a de papel. 3.40 E l a n a l i s i s anterior indica que no s e j u s t i f i c a construir gaso- ductos para s u p l i r gas natural a 10s ingenios azucareros de Bolivia. Estas plantas deberian poder s a t i s f a c e r con bagazo y residuos no solo sus requerimientos energeticos para e l procesamiento de l a caiia, sin0 tambien para aumentar l a produccion de alcohol. Esta recomendacion s e aplica, en p a r t i c u l a r , a1 proyecto de gasoducto en e l Departamento de T a r i j a , e l cual no deberia construirse s i n antes conocer 10s resultados de l a evaluacion de l a eficiencia de 10s ingenios en Bermejo. -1/ De acuerdo con "Briquetting surplus sugarcane bagasse t o a material s u i t a b l e f o r export as a pulp and paper feedstock" publicado por l a Divi- sion of Chemical Technology (Technical Paper No. ll), Commonwealth Scien- t i f i c and Industrial Research Organization, Australia 1982. 2/ De acuerdo con: h he Potential f o r liquid Fuels from Agriculture and Forestry i n ~ u s t r a l i a " ,publicado por Commonwealth S c i e n t i f i c and Indus- t r i a l Research Organization, Australia, 1979. Recomendaciones a ) Las actividades futuras en e l subsector de hidrocarburos dependen de l a decision que s e tome en relacion a 1 proyecto de exportacion de gas a1 Brasil. S i e s t e proyecto no sigue adelante, YPFB deberia concentrar sus esfuerzos en mantener 10s niveles de produccion de liquidos; es decir, efectuar 10s proyectos de Vuelta Grande, Monteagudo y La Peiia, d e f i - n i r l a extension de 10s campos conocidos de petroleo y de gas y evaluar otros proyectos de recuperacion secundaria y t e r c i a r i a hasta que e l pais s e encuentre en una mejor situation financiera que l e permita realizar esfuerzos exploratorios. S i s e ejecuta e l proyecto de exportacion, habra que hacer un esfuerzo exploratorio considerable para d c f i n i r l a s reservas ultimas de gas. En ese caso deberia estimularse l a participation privada en l a s actividades del sector. b) A pesar d e l gran potencial hidroelbctrico de Bolivia, l a s decisiones de inversion deberian posponerse hasta t a n t o s e haya tomado l a decision r e l a t i v a a1 proyecto de exportacibn de gas y s e hayan aclarado 10s interrogantes tecnicos que han surgido en relacion a 10s proyectos hidroelectricos de I c l a y Misicuni. c ) Se requiere investigation geologica y geofisica adicional para evaluar l a f a c t i b i l i d a d economics del proyecto geotbr- mico Sol de Mafiana. Estas actividades deberian r e a l i z a r s e t a n pronto s e a l i v i e n l a s restricciones financieras. A largo plazo, tambien s e r i a conveniente evaluar e l potencial r e a l de estanques solares en e l Lago de Uyuni. d) E l uso de bagazo y de otros residuos de l a caiia de azucar deben s e r evaluados. En todos 10s ingenios s e puede mejo- r a r l a e f i c i e n c i a y generar un excedente de material ener- g e t i c ~cuyo uso optimo debe s e r analizado, incluyendo: i ) generation electrica par servicio publico; i i ) energia para l a produccion de alcohol; i i i ) conversion a p e l l a s y uso como combustible i n d u s t r i a l ; iv) conversion a briquetas y su uso como combustible domestico o i n d u s t r i a l ; v) insumo a fhbrica de papel. e ) Se deben evaluar 10s depositos de carbon e investigar su explotacion en pequefia escala para s e r v i r como combustible domestico a l a poblacion r u r a l d e l Altiplano. f ) Estimular l a diseminacion de viveros solares y de sistemas solares de calentamiento de egua. E l Gobierno boliviano debera s o l i c i t a r a s i s t e n c i a tecnica y financiera para estos programas. g) Continuar el estudios del USAID para evaluar las necesida- des energkticas y 10s recursos de energia disponibles en las zonas rurales de Bolivia. El resultado de este estu- dio permitira disefiar proyectos de reforestacion, reciclaje de materia orginica, energia e6lica; plantas hidroelkctri- cas de muy pequefia escala y otros proyectos de desarrollo de recursos renovables. IV. EL DEFICIT DE PETROLEO Y LA GESTION DE LA DEMANDA 4.01 La finalidad de e s t e capitulo es determinar l a naturaleza y l a rnagnitud del d e f i c i t de petroleo que s e cierne sobre Bolivia y evaluar posibles e s t r a t e g i a s a f i n de mantener un suministro adecuado de energia para e l sector modern0 de l a economia. En l a primera seccion, s e seiialan 10s supuestos en que s e bas6 l a proyeccion de produccion de petroleo hast? 1990 y s e l a cornpara con l a demanda proyectada. En l a segunda, s e examina l a viabilidad de 10s programas de sustitucion y de conservacion de ener- g i a , tornando en cuenta l a s limitaciones s e c t o r i a l e s y regionales. En l a t e r c e r a p a r t e , s e evaluan 10s diversos proyectos de construccion de gaso- ductos para s u p l i r gas a l a s regiones consurnidoras de energia mas impor- tantes de Bolivia. A . BALANCE ENTRE OFERTA Y DEMANDA Pronosticos de l a produccion de hidrocarburos liquidos 4.02 La o f e r t a de hidrocarburos liquidos (incluido e l GLP) depende de l a ejecucion de proyectos especificos. En 1981 s e esperaba que con e l arranque de 10s proyectos de Porvenir I / , recuperacion suplementaria en La Pefia 2/, y en Monteagudo 31, y especiairnente con l a puesta en produccion del camPo de gas condensado retrogado de Vuelta Grande 31 s e e s t a b i l i z a r i a l a produccion de crudos y de condensados durante l a primera mitad d e l decenio y s e dispondria de tiempo s u f i c i e n t e para evaluar detalladarnente e l potencial de 10s recursos remanentes de hidrocarburos y l a f a c t i b i l i d a d de explotar 10s campos de gas de l a zona d e l Boomerang. YPFB s e proponia adernas aurnentar l a produccion de GLP desde 3.000 Bd en 1981 a mhs de 12.000 Bd en 1986, principalmente aumentando e l volurnen de gas suminis- trado a l a planta de extraccion en Rio Grande y construyendo dos nuevas plantas en Vuelta Grande y Porvenir. En base a estos supuestos, s e espe- raba aumentar l a produccion t o t a l de hidrocarburos liquidos de 27.000 Bd en 1981 a 40.000 bd 4/ en 1986 (Anexo 1.12). La declinacion posterior que proyectaba YPFB, indicaba que e l efecto de estos proyectos habia sido com- pensado por l a rapida declinacion natural de l a productividad de 10s carn- pos. Pero Bolivia aun cuenta con un grupo de campos susceptibles de s e r estirnulados mediante proyectos de recuperaci6n suplementaria. 4.03 Los recursos financieros de que ha dispuesto YPFB han s i d o con- siderablemente inferiores a 10s previstos en su plan de desarrollo. E l proyecto mas irnportante, Vuelta Grande, no s e ha iniciado; e l proyecto de recuperacion en Monteagudo e s t a en rnarcha per0 aun no s e ha terrninado. - 1/ Occidental Petroleum - 2/ YPFB, prkstarno s o l i c i t a d o a1 BID. YPFB, que s e financiara mediante un prestamo del BIRF. - 3/ - 4/ Incluye 2.100 Bd de l a zona de Boomerang. La planta de gas de Rio Grande e s t a funcionando por debajo de su capacidad y YPFB ha considerado l a posibilidad de desmontar p a r t e d e l equipo de e s t a planta y u t i l i z a r l o para Vuelta Grande. - 4.04 Por consiguiente, ha sido necesario modificar 10s pronosticos de produccion, suponiendo que 10s proyectos pendientes s e reactivaran a mediados de 1983. En 1982 y 1983 l a produccion proveniente del Porvenir, proporcionara a1 pais un excedente exportable hasta 1984. Cuadro 4.1: Production de petroleo y condensado (Mbd) Est imacion revisada - Estimaciones de YPFB en 1981 por l a mision 1981 1985 1990 1985 1990 Campos de petroleo 6,8 5,7 5 , s 4,9 7,s Campos de condensados 15,2 19,4 10,7 12,4 10,4 Campos de gas Total Fuente: Anexos 1.12 y 1.13. La diferencia entre e s t a s estimaciones s e debe a un atraso estimado de dos afios en l a ejecucion de 10s proyectos. 4.05 En l a actualidad, e l mayor volumen de gas s e produce en 10s campos de gas condensados. A corto plazo l a producci6n neta de gas de o t r o s campos no puede aumentar mas a l l a de c i e r t o nivel s i n perjudicar l a recuperation de liquidos l/. Sin embargo, este volumen tendera a hacerse mayor por e l agotamiento de l a s reservas de condensados, y s e r a s u f i c i e n t e para s a t i s f a c e r l a s necesidades internas de gas y 10s comprornisos de exportation a la Argentina. Por consiguiente, l a s inversiones en e l desa- r r o l l o de 10s campos de gas en l a zona de Boomerang solo s e j u s t i f i c a en e l caso de que s e llegue a un acuerdo con e l Brasil para l a construccion d e l nuevo gasoducto. - 1/ Actualmente e s t e nivel de flexibilidad s e estima en alrededor de 25 MMPC/d o e l 5% de l a produccion actual, que es aproximadamente l a cantidad de gas que s e quema o s e pierde en estos campos. (Anexo 1.22). Cuadro 4.2: Pron6sticos de produccion de gas Gas natural (MMPC/d) Campos de petr6l.eo Campos de condensados Campos de gas Total . Fuentes: Anexos 1.19, 1.20, 1.21. 4.06 La producci6n futura de GLP depende de l a construccion de nuevas plantas de extraction y del desarrollo de un sistema de gasoductos necesa- rios para llevar gas a estas plantas. Como s e indica en e l Cuadro 4.3, l a utilizaci6n actual de l a capacidad instalada es baja debido a l a decre- ciente disponibilidad de gas natural. Los dos grandes proyectos de extrac- cibn, Vuelta Grande y Porvenir, estan relativamente pr6ximos y s e r i a con- veniente evaluar s i no resulta mas economico construir una sola de estas plantas y conectar ambos campos por gasoductos. - Cuadro 4.3: Capacidad de extraccibn de GLP y factor de utilizaci6n (t/d) Rio Grandefl Colpa/2 Camirio Vuelta Grande/2 / 3 PorvenirE Gasoducto a1 Altiplanofi Total (t/d) Total (B/d) Produccion (B/d) Utilizacion de l a capacidad (%) - /1 Informaci6n del programa de desarrollo de YPFB. J2 Informacion de 10s pron6sticos de produccion de YPFB. - / 3 YPFB proyecta i n i c i a r operaciones de l a planta en Vuelta Grande en 1986. 4.07 E l gas de l a region subandina y d e l Chaco t i e n e un contenido promedio de propano y butano de alrededor de 4% a 6% mol. Esto s i g n i f i c a que teoricamente por cada 100 MMPCD de gas puede extraerse 2.800 a 4.300 Bd de GLP. De a l l i que l a produccion de unos 12 MBD de GLP en 1990, pro- yectada por YPFB, representa probablemente e l 100% del volumen que es posible producir con 294 MMPC/d de gas. La mision, a1 modificar l a pro- yeccion de produccion, estimo que s e dispondra solamente de 10.000 Bd de GLP en 1990, o sea, e l 80% d e l potencial e x t r a i b l e l/. E l gas de l a zona de Boomerang es mucho mas seco. E l a n a l i s i s demostlara s i e l gas contiene una fraccion economicamente recuperable de liquidos. No s e han determi- nado l a s reservas t o t a l e s recuperables de GPL en Bolivia. Suponiendo que e l 4% de l a s reservas de gas en 10s carnpos de condensados ( 3 , l BPC) con- s i s t e de hidrocarburos mas pesados (C3 y C4), s e puede determinar un volu- men recuperable de GLP del orden de 88 millones de b a r r i l e s , equivalente a 24 afios de produccion a razon de 10.000 Bd. 4.08 La mision recomienda que s e r e a l i c e un estudio de ingenieria de yacimientos para cada campo, para determinar l a s tasas de produccion que permitan maximizar l a recuperation t o t a l de liquidos a1 costo minimo. La informacion que s e obtenga de e s t e estudio permitirh formular un modelo de optimization necesario para e l desarrollo coordinado de 10s campos, esta- blecer l a s r a t a s de produccibn por cada uno de e l l o s , p l a n i f i c a r l a cons- truccion de l a s redes de recoleccion y transporte de gas, y l a localizaci6n de l a s nuevas plantas de tratamiento. Balance proyectado para liquidos 4.09 La comparacion e n t r e l a s proyecciones de producci6n y de demanda realizadas por l a mision (Cuadro 4.4) indica que a corto plazo habrh un excedente de liquidos. E l d e f i c i t previsto para 1985, s e debe a1 atraso en 10s proyectos y puede s e r obviado con medidas de control de l a produc- ci6n en 10s afios anteriores. Sin embargo, a1 f i n a l de l a decada surge una situacibn de d e f i c i t dificilmente superable, a menos que s e introduzcan a tiempo programas de sustitucion por o t r a s fuentes de energia y medidas de ordenamiento de l a demanda. - 1/ En el escenario de base d e l balance energktico proyectado se supone una produccion de 10.000 Bd de GLP en 1990. S6l0 en e l escenario de cre- cimiento acelerado, se supuso una produccion de GLP de 12.000 Bd. Cuadro 4.4: Balance de hidrocarburos liquidos - 1981-1985 (Mbd) Produccion /1 Demanda /2 Excedente exportable 0,8 5,1 4,5 3,3 (0,6) /1 Proyeccion de production modificada por l a mision. /2 Escenario basico, incluye 2.400 Bd de demanda intermedia. 4.10 E l balance correspondiente a1 period0 1986-90 s e presenta en e l Cuadro 4.5, en base a1 escenario de demanda proyectada con medidas de con- servacion y suponiendo s e hayan efectuado todos 10s proyectos previstos de increment0 de l a oferta de hidrocarburos liquidos. Cuadro 4.5: Balance de hidrocarburos liquidos - 1986-1990 (Mbd Production de liquidosfi 33,5 36,5 35,2 34,7 34,2 Demanda/2 ?8,3 30,7 33,4 36,3 39,4 Excedente (D6ficit) 5,2 5,8 1,8 (1,6) (5,2) - /1 Crudos, condensados y gasolina natural. /2 Escenario basico con conservaci6n, incluye demanda intermedia. Balance cualitativo: 4.11 E l mercado boliviano demanda proporciones relativas de 10s dife- rentes tipos de derivados petroleros que no pueden obtenerse del crudo nacional. Los crudos y 10s condensados bolivianos son extraordinariamente livianos y tienen un rendimiento en refineria de aproximadamente 15%de diesel, 5% de combustible residual, y de 56% de gasolinas y naftas. Esto s e contrasta con una demanda que exige un 34% de diesel y de combustible residual. E l consumo de diesel y residual s e increment0 sustancialmente en e l pasado, en parte debido a que e l Gobierno siguio una p o l i t i c a de precios ajustada a l a estructura internacional de precios y no consider0 las caracteristicas de 10s crudos bolivianos. E l desequilibrio empeorari en e l futuro, porque habra una proportion creciente de condensados en l a mezca de crudos. Actualmente, para balancear l a estructura del consumo con e l patron de refinacion, YPFB raciona e l uso de combustible residual, diluye e l diesel y residual con gasolina (35% en e l diesel y hasta un 95% en e l residual), intercambia excedentes con paises vecinos y fomenta la utilization de GLP y de gas natural. Cuadro 4.6: Desequilibrio cualitativo 1981-1990 Rendimiento de las ref inerias Consumo Excedente/ (deficit ) 1981 1990 1981 -1990 1981 1990 % MBd MBd MBd % MBd MBd MBd /4 /3 Gas01inas 56 13,6 12,4 8,3 35 13,4 5 , 3 (1,o) Kerosene 10 2 ~ 4 292 1 , 8 8 2,6 096 (0 ,4) J e t -Fuel 8 1 ~ 9 1,8 1,6 7 2,9 0,3 ( l Y 1 ) Diesel 15 3,6 3,3 5,4 23 7,9 (1,8) (4,6) Residua 1 1 0,2 o y 2 2,7 11 3,7 (1,s) (3,s) Crudo redu- cido/l 4 1,o - - - GLP - 1,5 6 2-3s- 17 6,3 (2,6) /2 (4,O) /2 Total 100 24,2 22,2 23,9 100 36,8 0,3 (14,6) /1 Esta es una carga de alimentacion para l a planta de lubricantes. Una parte (82%) de l a corriente s e recircula a l a corriente de residual, una vez extraidos las parafinas. /2 E l GLP proveniente del gas natural cubrio con creces e s t e d e f i c i t en 1981. /3 Proyeccion del consumo segun e l escenario basico, suponiendo que no hay sustitucibn. - /4 Incluye l a gasolina natural. Balance entre oferta y demanda de GLP 4.12 La disponibilidad de GPL es c r i t i c a durante e l periodofde tran- sicion de l a economia boliviana, toda vez que puede reemplazar a 10s deri- vados del petroleo en practicamente todas las aplicaciones, en aquellas zonas donde l a densidad de l a demanda de energia es ixisuficiente para jus- t i f i c a r l a construccion de gasoductos. Suponiendo paaa 1990 una disponi- bilidad de 10.000 Bd de GLP procedente de las plantas de gas y 1.300 Bd de las refinerias, e l GLP supliria e l 53% de 10s requerimientos del sector domkstico y comercial, e l 32% de las necesidades industriales y e l 20% del combustible para transporte por carretera - 11. Un suministro menor de GLP implica que habrian de aumentar las inversiones en redes de distribucion de gas, que deberia incurrirse en costos adicionales p.ara acelerar l a extraction de petroleo, o que habria que importar combustibles liquidos. En e l presente se exportan volumenes signif i c a t ivos de' propano, butano y gasolina natural dentro de l a corriente de gas exportada a Argentina, en parte porque este gas s e produce en una zona donde no s e ha instalado una planta de tratamiento. Se recomienda dar atenci6n a l a futura demanda interna de GLP en 10s estudios de optirnizacion de gas propuestos. Opciones de corto plazo para mejorar e l balance cualitativo 4.13 Actilalmente Bolivia intercambia GLP y nafta por diesel y combus- t i b l e residual con 10s paises vecinos. E l comercio internacional a mayor escala s e ve obstaculizado por l a f a l t a de oleoductos para importar liqui- dos y porque e l parque industrial boliviano, incluyendo las refinerias, fue construido tomando en cuenta e l muy bajo contenido de azufre del crudo boliviano. 4.14 En e l Anexo 1.18 s e muestra que e l intercambio comercial con e l Caribe de productos livianos por combustible residual s e j u s t i f i c a r i a s i e l diferencial de precios entre l a gasolina y e l residual en ese mercado es de aproximadamente US$13 por b a r r i l . Este diferencial es igual a l a suma de 10s costos de transporte tanto de exportacion como de importacibn. Si e l intercambio comercial es con Ecuador, e l diferencial de precios s e reduce a unos US$10 por b a r r i l . En las actuales condiciones del mercado, e s t e diferencial puede darse, per0 para e l l o Bolivia deberia poder comprar combustibles o crudos con a l t o contenido de azufre. Por tanto, s e reco- mienda investigar s i e l contenido de azufre causaria daiio a las instala- ciones industriales. Lasegunda limitacion es mas d i f i c i l de resolver. En l a actualidad, las importaciones s e hacen por ferrocarril. Las expor- taciones de c i e r t o volumen pueden bombearse a traves del oleoducto exis- tente a Arica (Chile). La mision recomienda que YPFB investigue otras rutas para reducir 10s costos de transporte. E l uso mas intensivo de l a opcion de intercambio comercial permitiria programar con mayor f l e x i b i l i - dad l a produccion interna y obviar costos de sustitucion excesivos. -1/ Con un esfuerzo de conservacion de 15% segiin e l escenario basico. Vease e l Anexo 1.6. B . GESTION DE LA DEMANDA Potencial de sustitucion y de conservacion 4.15 La industria petrolera boliviana tendra dificultades crecientes para mantener vol6menes constantes de produccion de hidrocarburos liqui- dos. Para finales de. l a decada, l a demanda incremental no podra s e r satisfecha a menos que previamente s e hayan hecho esfuerzos por eliminar e l despilfarro en e l uso de energia y s e haya establecido una politica para inducir l a sustitucion de liquidos por fuentes energeticas mas abun- dantes. A mediano plazo, e l uso direct0 de gas natural parece s e r l a alternativa de sustitucion mas economica. A un plazo mayor, habra que evaluar 10s beneficios economicos resultantes de l a sustitucion entre gas natural, electricidad y liquidos producidos a p a r t i r del gas. A continua- cion, s e examina e l potencial de conservacion y de sustitucion en cada sector economico. i ) Industria 4.16 Este sector ofrece l a oportunidad de lograr cambios estructura- les considerables con recursos tecnicos y financieros relativamente l i m i - tados, por l a a l t a concentracion del consumo energetico. Unas 12 plantas industriales absorben casi l a mitad del consumo de petrbleo; 10s s e i s principales clientes consumen e l 15%de las ventas totales de electrici- dad, y una fundicion compra pricticamente todo e l carbbn vegetal. E l con- sumo industrial de GLP, kerosene, diesel y combustible residual fue de unos 260.000 TEP en 1981 (Anexo 1.23). La t o t a l sustitucion de estos vol6menes por gas natural equivaldria a un consumo de 27 MMPC/d. En e l escenario basico, las necesidades susceptibles de sustitucion de este sec- t o r s e proyectan a1 aiio 1990 a un maximo de 381.000 TEP o 40,O MMPC/d de gas natural. 4.17 Una evaluacion del consumo industrial de combustibles, realizado por l a Gas Development Corporation (GDC) L/ llego a l a conclusion que, a 10s precios corrientes y desde e l punto de vista de 10s consumidores indi- viduales, no existen impedimentos tecnicos o economicos para s u s t i t u i r 10s combustibles liquidos por gas natural en ese mercado 2/. En ese inforrne no s e analizo l a factibilidad economica y financiera de l a construction de l a red de gasoductos necesaria para abastecer e l mercado. -1/ " ~ n t e r n a lDemand for Natural Gas and LPG i n Bolivia" (Dernanda interna de gas natural y LPG en Bolivia), por GDC, Inc., version preliminar de a b r i l de 1982. - 2/ Hay unos pocos casos en que l a posibilidad de intercambio no es com- pleta; por ejemplo, las necesidades de combustibles especificos o de tem- peraturas extremadamente a l t a s de l a industria metalurgica. 4.18 Por o t r a parte, l a rnision v i s i t 6 ocho grandes plantas indus- t r i a l e s (de las cuales cinco eran d e l sector pfiblico) y obtuvo l a impre- sion que existe un amplio margen para mejorar l a eficiencia con que s e u t i l i z a n 10s combustibles liquidos y en menor grado l a electricidad. Un increment0 d e l 15% en l a eficiencia, hubiese significado en 1981 un ahorro de liquidos de 30.000 TEP (o 650 barriles diarios) y de 100 GWh de energia electrica. 4.19 La industria metalfirgica e s t a integrada por las tres plantas de estafio y antimonio de ENAF en Vinto, que funcionan desde 1970 y por otros cinco grandes proyectos en diversas etapas de ejecucibn. La fundicibn de Vinto consume cerca del 36% del combustible residual que s e vende en Bolivia y usa carbon vegetal como agente reductor. La capacidad de estas plantas y su consumo de energia s e resumen en e l Cuadro 4.7. Cuadro 4.7: Consumo de energia en 10s principales proyectos metalfirgicos Consumo de energia Capacidad a plena Departa- de materia capacidad Situacibn Propie- mento de prima (miles de Planta actual t a r i o ubicacion Mineral (MTA)" TEp) Vinto En funcio- ENAF Oruro Estaiio y 90 71 namiento antimonio concentrados La Palca Puesta en COMIBOL Potosi Estafio 140 26 marcha (mineral) Karachipampa Planeado ENAF Potosi Plomo y 53 16 p l a t a (mineral) Machacamarca Planeado COMIBOL Oruro Estafio ? 20 Hierro Previsto SIDERSA Santa Hierro ? 18 esponj a Cruz Procesamiento de mineral Previsto SIDERSA Mutun Hierro ? * Miles de toneladas anuales. 4.20 Todas 10s proyectos en construccion o planeados estan siendo cuestionados porque: a ) hay dudas acerca de s i s e dispondri de s u f i c i e n t e mineral para operar e s t a s plantas con un f a c t o r de carga aceptable; b) l a f a c t i b i l i d a d econ6mica de La Palca e s t a en t e l a de juicio porque l a s inversiones han excedido considerablemente 10s montos presupuestados y porque l a eficiencia de procesamiento es menor a l o originalmente proyec- tado; c ) l a planta t i e n e un grave problema de contaminacion d e l a i r e . Debido a estos problemas posiblemente s e r e t r a s e l a ejecucion de 10s otros dos proyectos. YPFB s e ha comprometido a s a t i s f a c e r l a s necesidades ener- geticas de Vinto y La Palca con gas natural para 1983, y de no hacerlo, l a empresa t i e n e l a obligaci6n de abastecer e s t a s plantas con combustible residual a un precio igual a1 d e l gas natural. La mision recomienda que s e revalGe l a f a c t i b i l i d a d economica de estos proyectos antes de r e a l i z a r l a s inversiones en 10s gasoductos. La rentabilidad economica de e s t a s plantas no debe e s t a r basada en e l subsidio implicit0 a 1 s u p l i r gas natu- r a l a un precio i n f e r i o r a su costo de oportunidad. 4.21 La mision recomienda que s e efectGe una evaluation y una audito- r i a de energia en Vinto para ayudar en l a conversion a gas natural y a1 mismo tiempo lograr mejorar su eficiencia. Tambien s e sugiere que s e aproveche esa oportunidad para examinar l a f a c t i b i l i d a d de i n s t a l a r equi- pos de control de l a contaminacion d e l a i r e y de recuperation de 10s mate- r i a l e s de desecho. 4.22 E l sector manufacturer0 e s t 6 integrado por unas ocho plantas energia intensivas, incluyendo cemento, v i d r i o y ceramics; unas 12 indus- t r i a s medianas, de t e x t i l e s , procesadoras de alimentos y de bebidas, y un gran nGmero de empresas pequeiias y dispersas. 4.23 La mayoria de l a s industrias que integran 10s primeros dos gru- pos s e establecieron en 10s aiios setenta con tecnologia moderna. Sin embargo, l a eficiencia energetica de e s t a s plantas s e ha v i s t o afectada por l a baja calidad d e l combustible residual disponible en 10s Gltimos afios; por l a incertidumbre en cuanto a l a fecha de l a sustitucion obliga- t o r i a , primer0 a GLP y luego a1 gas natural; por l a c r i s i s econ6mica, que ha limitado l a disponibilidad de piezas de repuesto y ha incidido en e l mantenimiento de las plantas, y finalmente, por l a f a l t a de incentivos que tienen 10s gerentes de l a s empresas publicas para mejorar l a eficiencia economica de las mismas. 4.24 En las zonas de Santa Cruz y Sucre, l a mayoria de las plantas industriales s e han convertido a gas natural. En e l Altiplano, algunas s e han convertido temporalmente a GLP, en espera de l a construcci6n del gaso- ducto. Una conversion mas rapida a GLP no ha sido posible, aparentemente por f a l t a de suministro y por f a l t a de una infraestructura adecuada para transportar, almacenar y d i s t r i b u i r GLP. 4.25 La mision recomienda que s e realicen auditorias energkticas en l a s principales empresas bolivianas, con e l f i n de identificar y cuantifi- car e l potencial de ahorro y ayudar a estas empresas a convertirse a gas natural. Este esfuerzo tiene que complementarse con l a revision del desempefio financier0 de las empresas de propiedad piiblica. Muchas de las industrias, en l a s que l a Corporacion de Fomento de Bolivia es accionista principal, no son economicas y estan siendo subsidiadas. Deben encon- t r a r s e mecanismos para que 10s gerentes de esas empresas asuman l a respon- sabilidad y tengan incentivos para reducir 10s costos y economizar energia. 4.26 Se sugiere que s e desarrolle dentro de YPFB l a capacidad tkcnica para realizar auditorias energeticas y para elaborar proyectos concretos de mejoramiento de l a eficiencia, como un servicio de asistencia tecnica a sus clientes. YPFB debera recibir e l apoyo de consultores externos, para establecer ese servicio. Esta actividad proporcionara a YPFB information valiosa que l e servira para mejor planificar l a ampliacion de sus instala- ciones de refinacion, transporte y distribution. La mision recomienda que YPFB establezca un servicio de asesoramiento energktico que a largo plazo tendra por funcion promover y ayudar a l a utilizacion eficiente en todos 10s sectores de l a economia. 4.27 Dentro del subsector manufacturero, l a industria procesadora de cafia de azucar y de alcohol debe considerarse como un caso especial, por e l uso poco eficiente que s e hace del bagazo (parrafos 3.38-3.39). S i bien no s e prevk que aumentara l a produccion de aziicar, l a industria tiene planes para ampliar l a produccion de alcohol y desviar e l bagazo como materia prima para una fabrica de papel. 4.28 La mision sugiere que s e efectiien t r e s estudios separados ten- dientes a: a) evaluar l a actual utilizacion de energia en 10s ingenios azucareros y alternativas para aumentar su eficiencia; b) revisar l a fac- t i b i l i d a d economica de una mayor produccion de alcohol, tomando en cuenta otros usos de l a melaza y e l mercado del alcohol, y c ) estudiar l a f a c t i - bilidad y l a ubicacion de l a fabrica de papel proyectada para Tarija, y sus efectos sobre 10s requerimientos energkticos de e s t a region. 4.29 La industria minera es un sector de consumo de energia relativa- mente menor (4%). Se caracteriza por su aislamiento geografico y e l uso predominante de electricidad (50% de sus necesidades). En 1981, cerca de l a mitad del consumo elkctrico del sector s e suplio del servicio piiblico, y e l resto fue autogenerado utilizando energia hidroelectrica (25%) y equipos diesel (25%). E l uso direct0 e indirect0 de diesel y de combusti- ble residual en e l sector minero representa cerca del 115 del consumo t o t a l de estos combustibles. Debido a su aislamiento geografico, l a s posibilidades de sustitucion son limitadas. En algunos lugares especifi- cos podrian desarrollarse pequefias plantas hidroelectricas, en otros cabe evaluar l a conversion a GLP y e l desarrollo geotermico. Actualmente, las prioridades de e s t e sector s e orientan a aumentar l a productividad e intensificar las actividades de exploracion, para contrarrestar 10s cre- cientes costos de l a produccion. i i ) Transporte 4.30 E l 93% del transporte interno de carga (principalmente productos agricolas) y e l 96% del movimiento de pasajeros s e realiza por vehiculos automotores. La mayor parte de este transporte tiene lugar a lo largo de un e j e principal de carreteras que une a las ciudades del Altiplano de La Paz y Oruro con e l valle de Cochabamba y l a ciudad de Santa Cruz en 10s llanos. E l comercio exterior depende mas de 10s ferrocarriles, que trans- portan cerca del 58% de las exportaciones (principalmente productos mine- rales) y e l 81% de las importaciones. Las principales corrientes van desde las minas en e l Altiplano hacia 10s puertos de Chile y Per6 en e l Pacifico. Desde e l punto de v i s t a energetico, e l sector de transporte depende completamente de 10s productos de petroleo, y absorbe e l 61% de todo e l consumo final de petroleo. De e s t e t o t a l , 10s vehiculos automoto- res consumieron e l 80%, 10s ferrocarriles e l 3%, y 10s aviones e l 17%. Es importante destacar que e l 58'7; de las ventas de diesel s e hacen a1 sector i e transporte. E l sector de transporte debe recibir atencion p r i o r i t a r i a en e l programa de gestion en l a demanda, por su elevado consumo de energia y por su exclusiva dependencia de 10s combustibles liquidos. 4.31 E l consumo de diesel en e l transporte ha aumentado rhpidamente, en especial de 1975 a 1981, periodo durante e l cual su participation en l a demanda t o t a l del sedtor s e elevo de 15% a 28%. A esto contribuyeron las politicas adoptadas en materia de fijacion de precios de 10s combustibles y de importacion de vehiculos. Si bien 10s precios del diesel e s t h ahora a1 mismo nivel que l a gasolina, todavia l a mitad de 10s camiones y autobu- ses usan diesel. La mayoria de estos vehiculos indudablemente han reem- plazado modelos anteriores con motor a gasolina. Se recomienda que e l Gobierno promueva l a reduccion gradual del numero de vehiculos que funcio- nan con diesel, aumentando aun mas e l precio del diesel en relacion con e l de l a gasolina. Una vez que se establezcan 10s incentivos de precios, podran liberarse gradualmente las rigidas restricciones a l a importacion de vehiculos diesel, permitiendo que estos s e u t i l i c e n en aquellas catego- r i a s (tamafios y tipos de vehiculos) para 10s cuales no s e dispone de alternativas a gasolina. Con este c r i t e r i o , tambien habra que revisar 10s planes del Gobierno para establecer una planta de ensamblaje de camiones con motor diesel, ya que podria resultar mas economico un vehiculo a gaso- lina (o a GLP, o GNC o un combustible sintetico) . 4.32 Conviene estudiar l a utilizaci6n de gas natural comprimido (GNC) en l a segunda parte de esta decada, ya que esta alternativa ofrece l a posibilidad de fomentar l a utilizacion del gas natural. Cabe destacar que e l GNC no solo tiene aplicacion en motores de ignicibn, sino que tambikn s e estan realizando pruebas para su uso en motores diesel. Como o t r a alternativa, debe examinarse l a utilizacibn de metanol derivado del gas natural. Un estudio de esta naturaleza tendra que tomar en cuenta l a demanda potencial de estos combustibles y las inversiones que habra que hacer en l a produccion, almacenamiento y distribution, a s i como otros fac- tores relativos a seguridad, entrenamiento de personal y mantenimiento. +.33 Desde 1980, YPFB ha iniciado l a distribucion de GLP para vehicu- 10s y en l a actualidad atiende cerca de 4.000 automoviles y camiones en s e i s estaciones de servicio especialmente equipadas. Las ventas s e han multiplicado de 415 TEP en 1980 hasta 4.073 TEP en 1981. S i bien l a actual diferencia de precios fomenta moderadamente l a sustitucion a GLP, e l Gobierno ha dejado de promover e l cambio por l a escasez de GLP en las bombas. A f i n de minimizar a corto plazo l a s inversiones requeridas en distribucion y venta de GLP s e recomienda concentrar e l esfuerzo en sumi- n i s t r a r e l combustible en l a s areas urbanas de mayor densidad y en usos t a l e s como f l o t i l l a s de autobuses, t a x i s , automoviles y camiones que reco- rren distancias cortas. Posteriormente, e l sistema de distribucion puede ampliarse a escala nacional. Eficiencia energetica en transporte 4.34 La intensidad del uso de energia en e l transporte disminuyo abruptamente en 1980, t a l vez como resultado de 10s aumentos de precios. Aunque limitada, e s t a experiencia indica que e l consumo del sector de transporte es altamente sensible a1 costo del combustible, e l cual s e g ~ n un estudio constituye entre e l 5% y e l 19% de sus costos de operacion 11. Indudablemente, l a fijacibn de precios es e l mecanismo mas importante para fomentar e l uso eficiente de combustibles. Como medidas complementarias, e l Gobierno debe procurar agilizar e l f l u j o del triifico en las zonas urba- nas, mejorar l a calidad de l a red v i a l y aumentar e l nivel de informacibn a 10s conductores sobre 10s metodos de ahorro de energia. Un paso impor- tante para racionalizar e l empleo de combustible en e l transporte de carga interurbano fue adoptado recientemente por e l Gobierno boliviano cuando elimino 10s monopolios en e l transporte interregional. 4.35 Un medio importante de lograr ahorros de combustibles es a t r a - vks del mejoramiento del f l u j o del t r a f i c o en l a s zonas urbanas. Los resultados mas inmediatos podrian lograrse introduciendo y haciendo cum- p l i r reglamentos de estacionamiento y de paradas de vehiculos en las prin- cipales arterias urbanas, escalonar las horas de trabajo a f i n de extender l a hora de mayor t r a f i c o sobre un period0 mas prolongado y reducir a s i l a duracion del viaje desde y hacia 10s lugares de trabajo. A mas largo plazo, convendria establecer vias p r i o r i t a r i a s para 10s autobuses en rutas de mayor densidad de t r a n s i t 0 y construir cruces de desnivel en las prin- cipales intersecciones. Considerando que estas medidas implican nuevas inversiones en control de t r a f i c o y mejoramiento v i a l , s e requiere mas informacion antes de adoptar una decision. Por e l l o se recomienda que e l Gobierno realice un estudio del transporte urbano, que incluya l a evalua- cion de como lograr ahorros de energia. Este estudio complementaria e l estudio sobre e l transporte nacional en ejecucibn, financiado por e l Banco, e l cual s e ha centrado en e l transporte interurbano. Estudio sobre e l transporte nacional en Bolivia, Documento de Trabajo - 1/ 33a, Analisis de 10s costos de operacion de vehiculos, junio de 1980. 4.36 Recientes informaciones de 10s Estados Unidos indican que l a modification de 10s habitos de conduction de vehiculos puede reducir e l consumo de combustible por vehiculo en cerca del 10% a1 15%. Estos aho- rros se han logrado entrenando a 10s conductores en tecnicas de ahorro de combustible y creando mecanismos de motivacion para que u t i l i c e n esas tec- nicas. Este t i p 0 de medidas no exigen ningiin gasto de capital y consis- ten, entre otros, en inducir a 10s conductores a que reduzcan 10s tiempos muertos, mantengan l a presion adecuada en 10s neumaticos, aceleren mas suavemente y practiquen mantenimiento periodic0 de sus vehiculos, etc. Estas tecnicas son probadas y bien conocidas y solo requieren que s e pro- porcione informacion y estimulo a1 publico. En 10s Estados Unidos se rea- lizan programas de concursos e incentivos financieros. Se recomienda que e l Gobierno establezca un programa de informacion, entrenamiento y motiva- cion para conductores. 4.37 Otra forma de ahorrar energia consiste en rehabilitar l a infra- estructura v i a l existente y mejorar e l mantenimiento de carreteras. En e l estudio sobre e l transporte nacional s e encontro que gran parte de l a red v i a l esta en condiciones deficientes, a consecuencia de mala construction, l a postergacion del mantenimiento, y de sobrecarga. Se estima que cerca de una tercera parte de 10s camiones excede e l limite legal de carga por e j e en Bolivia. En dicho estudio tambien se estimo que un camion consume cerca de 5% mas combustible en un camino de grava que en uno pavimentado y que un ahorro comparable ocurre entre caminos pavimentados en buenas y en malas condiciones. Por l o tanto, aunque e l ahorro de combustible consti- tuye solo una fraccion de las economias totales (50%-80%)en 10s costos del transporte que s e obtienen rehabilitando y mejorando las carreteras, estos ahorros son importantes cuando s e considera e l gran volumen de com- bustible que se consume en e l transporte v i a l . i i i ) Sector domestic0 y comercial 4.38 S i bien e l consumo de energia per capita en Bolivia es bajo com- parado con e l nivel promedio de America Latina, y l a mayoria de 10s hoga- res u t i l i z a energia solo en l a preparacion de alimentos y para ilumina- cion, e l consumo de e s t e sector representa casi l a mitad del consumo final de energia del pais. Debido a que l a poblacion crece a una t a s a de 2,5% anual y que e l nivel de vida debe mejorar gradualmente, s e preve que 10s requerimientos energeticos del sector aumentaran por l o menos tan rapida- mente como las del resto de l a economia. Tres cuartas partes de l a ener- g i a usada en e l sector domkstico proviene de l a biomasa, que consiste en lefia en 10s valles y llanos, y en arbustos y desechos animales en e l Altiplano. Estos combustibles continuaran siendo predominantes por lo menos durante este decenio, aunque es probable que aumente con rapidez l a sustitucion por combustibles comerciales, especialmente en e l Altiplano donde l a biomasa es muy escasa. E l combustible que aumenta con mayor rapidez es el GLP, sustituyendo a1 kerosene I/y a l a biomasa. Cerca del -1/ E l GPL s e vende a menos del 50% del precio del kerosene, sobre l a base del contenido calorico. 28% de l a s unidades familiares tienen acceso a l a electricidad y e s t a pro- porcibn aumentara paulatinamente como resultado de l a electrificacibn r u r a l . E l consumo de electricidad en e s t e sector ha aumentado en un pro- medio de 20% en cada uno de 10s ultimos seis afios. 4.39 Este sector debe incluirse en e l programa de reestructuracibn de l a demanda. Las proyecciones de balances energkticos indican que posible- mente l a o f e r t a de kerosene y de GLP disponible para e s t e sector no podra satisfacer l a demanda prevista. A largo plazo, habra que extender e l ser- vicio de gas a las principales zonas urbanas por medio de l a construccibn de sistemas de distribucibn de gas. Simultaneamente s e debe considerar l a posibilidad de fomentar l a sustitucibn por electricidad. C. GASODUCTOS 4.40 La naturaleza capital-intensiva de 10s gasoductos, hace necesa- r i o escoger e l trazado sobre rutas que garanticen un f l u j o i n i c i a l ade- cuado y disefios, en tkrminos de volumen y configuracibn, que tengan en cuenta expansiones futuras. Esto significa que las primeras lineas tron- cales deban construirse para s u p l i r aquellos mercados donde l a demanda energktica estk bastante concentrada y presente desviaciones estacionales o d i a r i a s pequefias respecto a1 f l u j o promedio. GDC, en su reciente estudio, identificb 10s principales consumidores industriales y su ubica- cibn geografica (Anexo 1.24). La misibn reajustb estas estimaciones (Anexo 1.25) utilizando informacibn adicional. En e l Cuadro 4.8 s e cuan- t i f i c a una demanda industrial maxima y s e l a compara con e l mercado que podria s e r captado mas rapidamente, integrado por l a s industrias energia intensivas. Esta informacibn esta agrupada regionalmente, para s e r v i r de base a1 analisis de proyectos especificos de gasoductos. E l mercado cons- t i t u i d o por 10s principales usuarios industriales de energia, puede s e r servido con gas con un minimo de inversiones 11 y en un tiempo relativa- mente corto. La demanda maxima, por e l contrario, s e r e f i e r e a1 universo de consumidores industriales, incluyendo consumidores medianos y pequefios dispersos en todo e l t e r r i t o r i o del pais. - 11 E l B I D ha estimado e l costo de inversion de l a s lineas laterales de l a linea principal en US$9,1 MM (US$ de 1981). Cuadro 4.8: Mercado potencial de gas (MMPC/d) 1990 Escenario de Escenario crecimiento Regiones 1981 basico moderado Altiplano - Norte.- La Paz, Oruro, Cochabamba Demanda i n d u s t r i a l maxima 24,4 31,O Mercado industrial conectable 1 6 , l 21,3 Altiplano - Sur Sucre. Potosi Demanda industrial maxima 5 , l 11,0 Mercado i n d u s t r i a l conectable 4,1 997 Santa Cruz /1 Demanda industrial mhxima 17,3 35,9 Mercado actualmente abastecido 13,6 30,s Tarij a Demanda industrial maxima 1,2 2,s /1 E l mercado conectable incluye l a generacibn e l e c t r i c a en base a gas. La proyeccion supone que todas l a s necesidades e l e c t r i c a s futuras de Bolivia s e generan en base a1 gas y que toda l a capacidad adicional s e i n s t a l a en Santa Cruz. Fuente: Anexo 1.25 4.41 En Santa Cruz ya s e han construido gasoductos que atienden a1 parque i n d u s t r i a l , l a central de energia termica de ENDE y un grupo de industrias ubicadas a1 norte de l a ciudad. Seg6n parece, estos gasoductos s e construyeron individualmente y no conforman un sistema integrado, que pueda ampliarse a largo plazo. +.42 Camiri y Sucre son abastecidos desde e l campo de petroleo de Monteagudo. La l i n e a s e ha extendido a Potosi, para s a t i s f a c e r l a s necesidades inmediatas de La Palca (metalurgia) y en l a c e n t r a l e l e c t r i c a asociada a l a planta. La capacidad de e s t e sistema regional es de 20,7 MMPC/d, sobrepasando l a s necesidades de l a region. Por e l l o , s e ha decidido proceder a l a Fase I1 de extension d e l gasoducto. Esta expansion consiste, en primer lugar, en conectar e l ramal con e l gasoducto de expor- tacion a l a Argentina, aumentando e l f l u j o de gas. Luego, s e extendera hacia e l norte hasta Cochabamba, utilizando parcialmente un oleoducto existente. Desde Cochabamba, YPFB s e propone conectarlo con e l poliducto existente, convirtiendolo a gas, que va a Oruro y La Paz. Este proyecto de ampliacion fue product0 de una decision de emergencia, surgida por l a apremiante necesidad de s u s t i t u i r e l combustible residual en e l Altiplano, e inducido por e l atraso en l a aprobacion y desembolso d e l prestamo d e l B I D para l a construccion de un nuevo gasoducto a1 Altiplano (parrafos 4.47 4.48). 4.43 Aparentemente, YPFB ha podido avanzar con e s t e proyecto en l a forma programada (ha de e n t r a r en funcionamiento a mediados de 1983). La mision considera que su capacidad s e r a s u f i c i e n t e para s a t i s f a c e r l a s necesidades inmediatas de combustible de 10s grandes consumidores indus- t r i a l e s , incluida l a generacion e l e c t r i c a y l a s r e f i n e r i a s de petroleo en e l Altiplano. En consecuencia, convendria r e t r a s a r e l segundo gasoducto hasta que s e aclaren l a s perspectivas de crecimiento de l a industria bo 1iviana . 4.44 La mision ha hecho un a n a l i s i s financier0 del gasoducto Monteagudo-Sucre arnpliado, e l cual indica que bajo e l escenario de demanda basica y a una t a s a de descuento d e l 14%, e l costo medio d e l transporte a traves de e s t e gasoducto ascenderia a US$1,12 MPC. 4.45 La region norte d e l Altiplano, que comprende l a s ciudades de La Paz, Oruro y Cochabamba, u t i l i z a e l 47% del combustible i n d u s t r i a l t o t a l y e l 90% del combustible residual. Es urgente abastecer a e s t a region de gas a un precio competitivo, debido a que e l principal consumidor de r e s i - dual es e l sector metalurgico e l cual t i e n e que competir en 10s mercados internacionales. 4.46 En 1980 YPFB negocio con e l BID un prestamo para l a construccion de un nuevo gasoducto en e l Altiplano. Esta decision s e bas0 en e l anali- sis comparativo con l a solucibn de extender e l gasoducto del Altiplano sur d e s c r i t a en e l parrafo 4.42. Parece que en esa epoca l a a l t e r n a t i v a de construir una nueva linea troncal e r a mas ventajosa. En aquella epoca s e consider0 que l a linea s u r solamente habria de atender 10s mercados de Sucre y Potosi. 4.47 En el disefio del nuevo gasoducto a1 Altiplano s e prevk l a cons- truccion de una linea troncal de Santa Cruz a La Paz, con estaciones intermedias en Cochabamba y Oruro. E l proyecto t i e n e un costo t o t a l de US$138,5 millones, incluidos 10s gastos imprevistos y cargos financieros durante l a construction. E l BID aprob6 un prestamo de US$97 millones para e s t e proyecto en 1981. El gasoducto propuesto consta de 10s siguientes elementos: i ) Un nuevo gasoducto de 12" (30,5 cm) de diametro y 262 millas (421 km) de longitud entre Santa Cruz y Cochabamba, con un costo t o t a l de US$104,8 millones; i i ) La reparaci6n y e l reemplazo parcial de un poliducto exis- t e n t e de 6" (15,2 cm) y 231 millas (372 km) de longitud entre Cochabamba y La Paz, con un costo de US$7,5 millones; i i i ) Tuberias laterales de distribuci6n en ciudades principales, con un costo t o t a l de US$9,1 millones; iv) Estaciones compresoras y terminales en Cochabamba y Oruro (US$9,8 millones), y v) Una planta de tratamiento de gas en Santa Cruz (US$7,4 millones). Originalmente e l gasoducto se planifico para entrar en funcionamiento durante el t e r c e r trimestre de 1984, con una capacidad i n i c i a l de 33 MMPC/d y una capaci- dad fi.nal de 90 MMPC/d. No s e ha iniciado l a ejecucion de este proyecto . 4.48 Entretanto, YPFB ha rnodificado e l dise^no anterior, por l o que tendri que renegociar e l pr&stamo.~ientrasque el proyecto original del gasoducto contemplaba l a alimentaci6n de gas humedo desde Palma Sola, e l cual debia ser tratado en una nueva unidad de separaci6n y enfriamiento para lograr el punto de rocio adecuado, e l nuevo disefio establece la alimentacion desde Rio Grande, aprovechando e l gas seco que s a l e de l a planta de adsor- ci6n a una presi6n de 1.400 p s i . E l diametro de l a tuberia a Cochabamba (283 millas) s e reduce a lo", con una capacidad i n i c i a l de 41,4 M?lPCD y una capacidad Gltima de 60 MMPCD. Bajo e l nuevo esquema, YPFB estima l a inversi6n en l a primera fase en US$65 millones (a precios de diciembre de 1982), con un costo en divisas de US$32 millones. 4.49 En e l supuesto de que s6lo 10s consumidores industriales impor- tantes s e conecten a1 gasoducto, l a evaluacion financiers del proyecto original muestra que con una tasa de descuento del 14%, el costo medio de transporte de gas asciende a US$1,97/MPC (Anexo 1.37). Esto s e compara con una estimacion de US$0,72/MPC, s i el suministro de gas se extendiera a un mercado mucho mas amplio y mas consono con las necesidades de sustitu- cion a largo plazo. 4.50 S i ambos proyectos s e llevaran a cab0 simultineamente ( e l gaso- ducto ampliado de Monteagudo-Sucre y e l nuevo gasoducto a1 Altiplano), s e c r e a r i a una capacidad de alrededor de 60 MMPC/d para un mercado i n i c i a l no superior a 10s 20-23 MMPC/d. Por consiguiente, l a mision recomienda que se posponga l a decision sobre e l nuevo gasoducto por dos anos. 4.51 En e l s u r , YPFB ha considerado l a posibilidad de construir un gasoducto que atenderia a l a s ciudades de Tarija, Bermejo, Emborozc y E l Puente, con una capacidad i n i c i a l de 19,5 MMPC/d de gas. E l gas proven- d r i a de una estructura profunda d e l campo de Bermejo, donde s e adelanta l a perforacion, o de un campo de gas argentino (Ramos). Se estima e l costo de inversion en US$14,5 millones para una longitud t o t a l de 240 km. 4.52 E l Departamento de T a r i j a , en e l extremo s u r de Bolivia, t e n i a en 1981 un consumo i n d u s t r i a l de combustible de unas 13.000 TEP. Solo hay unos pocos consumidores grandes dispersos en l a region: una central elec- t r i c a y una fabrica de v i d r i o en T a r i j a y dos ingenios azucareros cerca de Bermejo; e s t a en construccion una fabrica de papel en Emborozu, que even- tualmente u t i l i z a r a e l bagazo como materia prima. Se argumenta en Bolivia que e l uso de bagazo en l a fabrica de papel y e l proyecto de ampliacion de l a production de alcohol considerado por 10s ingenios azucareros, elevaria sustancialmente 10s requerimientos energeticos de estos ultimos. La mision no considera validas e s t a s afirmaciones, como s e indico en e l parrafo 3.39. Finalmente, s e proyecta construir una planta de cement0 en E l Puente. La mision estima que l a demanda de gas de l a region para estos proyectos crecera bajo e l escenario base de unos 1,5 MMPC/d en 1981 a unos 2,5 MMPC/d en 1990, y a unos 7,7 MMPC/d s i s e ejecutan todos 10s proyectos industriales previstos. Este volumen sigue siendo muy i n f e r i o r a l a demanda usada para j u s t i f i c a r e l proyecto de gasoducto. 4.53 Por t a n t o , e l proyecto de gasoducto para Tarija no solo e s t a sobredimensionado, sin0 que ademas descansa sobre unos proyectos indus- t r i a l e s de dudosa rentabilidad economica. Los ingenios reciben subsidios; l a fabrica de papel operara inicialmente con insumos importados; 10s requerimientos de l a s centrales e l e c t r i c a s disminuiran cuando entre en funcionamiento l a c e n t r a l hidroelectrica de San Jacinto (7 MW) en 1983. En consecuencia, l a mision recomienda que s e posponga e s t e proyecto de gasoducto. D . POTENCIAL PARA SUSTITUIR ASFALTO 4.54 Aunque no tenga una incidencia d i r e c t a sobre e l balance energe- t i c o , l a mision recomienda estudiar e l uso de azufre mineral como aglome- rante para l a pavimentacion de c a r r e t e r a s , reemplazando hasta un 502 en peso a1 a s f a l t o . Se ha comprobado tecnicamente que r e s u l t a ventajoso usar azufre emulsificado en mezclas de a s f a l t o en c a l i e n t e para l a construccion y mantenimiento de carreteras. Las pruebas han demostrado que con e s t a tkcnica s e logran superficies pavimentadas mas densas, s e reduce l a pene- traci6n de humedad, s e logra mayor resistencia, y no s e requiere equipo especializado. 4.55 En las cadenas montafiosas de Bolivia existen varios volcanes donde hay dep6sitos de azufre mineral. Hay un grupo de empresas que pro- ducen azufre cerca de San Pablo de Naper en minas a cielo abierto. La capacidad productiva actual s e estima en 215 toneladas por afio - I/. Antes de tomar una decisibn, sera necesario evaluar el costo de aumentar esa capacidad de produccion. 4.56 E l consumo actual de asfalto en Bolivia es de unas 6.000 tonela- das por aiio, un t e r c i o para nuevas pavimentaciones y dos tercios para man- tenimiento. S6lo paracialmente s e suple de produccion nacional; e l mayor volumen s e importa en barriles a gran costo. Por tanto, l a sustituci6n de asfalto por azufre constituiria un ahorro importante de divisas. 4.57 Recomendaciones a) Para mantener un nivel de producci6n adecuado de hidrocar- buros liquidos durante e s t a dbcada y flexibilidad en e l modo de producci6n, s e recomienda ejecutar tan pronto sea posible 10s proyectos de desarrollo de Vuelta Grande y de recuperacibn suplementaria en Monteagudo y La Pefia. Igual- mente, s e recomienda construir una planta de extracci6n de GLP en l a regi6n del Chaco, para procesar e l gas de Vuelta Grande, Porvenir y otros campos. La localizaci6n 6ptima de esta planta debe s e r estudiada. b) Para mejorar e l balance cualitativo de 10s productos petro- leros, YPFB debe evaluar l a conveniencia de ampliar su comercio exterior y analizar s i e l parque industrial boli- - viano puede consumir combustibles con a l t o contenido de azuf re. c) E l programa de gesti6n de l a demanda debe comprender 10s siguientes elementos: i ) sustituci6n supervisada de hidro- carburos liquidos por productos energeticos mas abundantes; i i ) mayor eficiencia en e l uso de energia, y i i i ) incenti- vos economicos y financieros adecuados. Este programa debe aplicarse en primera instancia a1 sector industrial y a1 transporte. - - 1/ World Sulphur and Sulphuric Acid Atlas the British Sulphur. d) En e l sector industrial l a conversi6n y 10s esfuerzos de conservaci6n deben realizarse simultaneamente. Para e l l o es necesario realizar auditorias energeticas en las princi- pales empresas. YPFB, con ayuda de un grupo de consultores externos, deberia ejecutar e l programa de auditorias. A e s t e f i n , s e recomienda crear una unidad especializada dentro de YPFB, l a cual tambien guiaria a las empresas en e l disefio y ejecucion de 10s proyectos de conversi6n y conservacion. e) Se recomienda que antes de proceder en l a construcci6n de gasoductos laterales para abastecer con gas a empresas industriales, s e evalue l a rentabilidad econ6mica r e a l de estas empresas. E l precio actual del gas estA por debajo del costo de suministro y por debajo del costo de oportuni- dad. El gas no debe subsidiar a empresas ineficientes. f ) Los ingenios azucareros deben formar parte del grupo de empresas en que s e practiquen auditorias energeticas. Bajo l a actual tecnologia, estas plantas no solo deben autoabastecerse, sin0 que deberian disponer de excedentes energet icos . g) E l sector de transporte es e l mayor consumidor de productos petroleros y debe r e c i b i r atencion especial en e l programa de conservacion. Se recomienda introducir medidas tendien- t e s a a g i l i z a r e l t r a n s i t 0 en las vias urbanas y a aumentar 10s factores de carga en e l transporte interregional. Se deben apoyar 10s esfuerzos por rehabilitar l a red v i a l de Bolivia. h) Para reestructurar l a demanda energetica en e l sector de transporte, s e sugiere continuar a corto plazo con l a prohibicion de importar vehiculos diesel y con l a conver- sion gradual a GLP. A un plazo mayor, s e recomienda s e estudien l a s alternativas de introducir e l gas natural comprimido y de 10s combustibles sinteticos, t a l e s como metanol . i ) La inforrnacion disponible sobre consumo de biomasa en e l medio rural es insuficiente para s e r v i r de base a l a defi- nicion de p o l i t i c a a largo plazo. Por tanto, s e recomienda realizar una encuesta detallada, evaluando tanto e l consumo como l a eficiencia con que s e u t i l i z a energia en ese medio. j ) La construction simultanea d e l nuevo gasoducto a1 Altiplano y de l a extension del gasoducto Monteagudo-Sucre a Cochabamba, generara una capacidad ociosa a cortc plazo que incide fuertemente sobre e l costo de transporte de gas. Se recomienda completar l a extension del segundo y de u t i l i z a r parte del prestamo del BID para reconvertir e l poliducto a Oruro y La Paz y para construir 10s laterales para llevar gas a 10s usuarios industriales principales. La decisi6n de construir l a nueva troncal de Santa Cruz a Cochabamba debe posponerse a 1985-86. k) No s e j u s t i f i c a l a construcci6n del gasoducto en Tarija. 1) Se recomienda estudiar l a posibilidad de u t i l i z a r azufre mineral para pavimentaci6n de carreteras. V . ENERGIA ELECTRICA E l sistema e l e c t r i c 0 interconectado 5.01 Bolivia t i e n e una capacidad instalada t o t a l de aproximadamente 500 MW, de 10s cuales e l 62% es hidroelectrico, e l 25% es termoelectrico a base de gas y e l r e s t o (13%) consiste en generadores d i e s e l en centrales aisladas (Anexo 1.27). E l sistema interconectado comprende t r e s zonas: Norte (La Paz) conectado en 1980, Central (Cochabamba y Oruro) y Sur (Potosi, Uyuni y Sucre). E l Sistema Oriental (Santa Cruz) s e conectara a1 sistema nacional mediante una linea de transmision que s e terminara en 1985. Con e s t e proyecto e l sistema interconectado tendra una apreciable f l e x i b i l i d a d en l a eleccion de su fuente de energia primaria en e l futuro. Proyeccion de l a demanda de energia e l e c t r i c a 5.02 E l plan de desarrollo de l a energia e l k c t r i c a presentado por ENDE en 1981 s e basaba en e l continuo y rapido aumento de l a demanda: 8,8% anual en 1981-85 y 8,2% por afio en 1985-90. La proyeccion de ENDE suponia que, a1 igual que en e l pasado, e l crecimiento medio e s t a r a determinado por e l rapido crecimiento de l a prevista demanda en e l Sistema Oriental, donde s e calculaban aumentos de 16,4% anual para 1981-85 y de 11,1%en afios posteriores. Tambien s e preveia un cambio de l a estructura del consumo de e l e c t r i c i d a d , como r e f l e j o del crecimiento mas rapido del consumo i n d u s t r i a l en comparacion con e l consumo en mineria. Las perdidas d e l sistema fueron de 7,2% en distribucion y 4,7% en transmision en 10s afios setenta. Estas c i f r a s s e mantienen a1 mismo nivel en l a proyeccion. En febrero de 1983, ENDE reviso su plan de expansion, basandose en un crecimiento de l a demanda e l e c t r i c a t o t a l de 5,2X por afio e n t r e 1981 y 1985 y de 6,5% anual entre 1985 y 1990. E l increment0 mayor s e proyecta para e l sistema o r i e n t a l . (Cuadro 5 . 1 . ) 5.03 La mision considera que l a nueva proyeccion es mas r e a l i s t a considerando que l a actual c r i s i s economica necesariamente afecta l a demanda de l a s 4.000 unidades industriales y mineras que consumen e l 56% de l a e l e c t r i c i d a d que s e vende en Bolivia. De igual manera, l a extension de 10s servicios a zonas que no tienen acceso a l a e l e c t r i c i d a d en l a actualidad s o l o s e r a posible financieramente s i 10s ingresos de estos nuevos c l i e n t e s l e s permiten pagar por e l servicio. 5.04 Por consiguiente, l a mision sugiere que ENDE contin6e revisando periodicamente su estimacion de demanda tomando en cuenta l a evolution economica d e l pais en general, y de cada uno de 10s sectores econ6micos, a s i como e l efecto de 10s reajustes de t a r i f a s . E l period0 c r i t i c o es e l de 1981-85, porque segun l a s actuales perspectivas economicas en 1985 e l PIB todavia s e r a un 2% i n f e r i o r a1 nivel de 1981, en terminos constantes. Sin embargo, s i l a economia s e recupera rapidamente durante l a segunda mitad del decenio y s e hacen realidad 10s grandes proyectos de desarrollo i n d u s t r i a l d e l sector publico, e l crecimiento economico podria s e r supe- r i o r a1 5% anual supuesto en e l escenario basico asumido por l a mision. Por l o tanto, en e l escenario de crecimiento acelerado (Anexo 1.07), l a mision adopt0 l a proyeccion original de ENDE para 1990 como un caso extremo. Cuadro 5.1: Demanda proyectada de electricidad -1990 Efectiva en 1981 /2 Estimaciones para 1990 ENDE/ 3 ENDE / 4 Escenario basico % GWh % GWh GWh % GWh Mineria 31,O 393,7 Industrias 25,s 323,5 Resto de l a economia 43,5 551,l Total dcl SNI Q 100,O 1.268,3 Otras areas - 235,l Demanda t o t a l 1.503,4 Perdidas 10,O 173,9 Generacion bruta 1.677,3 Tasa de crecimiento anual (1981-90) 8,5% 5,9% 5,4% /1 Sistema Nacional Interconectado. El Sistema Oriental, que se integrarii a1 SNI en 1984, s e incluye en e l t o t a l del SNI correspondiente a 1981. L2 ,,,ras revisadas segun lo indicado en e l Borrador del Plan Nacional de Electri- f . 1F cidad, 1983. - /3 Estimacion de ENDE realizada en 1981. /4 Estimacion de ENDE realizada en 1983. Fuente: Para 1981 y ENDE en 1990: Anexos 1.28-1.29-1.29A. Escenario basico de l a mision: Anexo 1.04. Expansion de l a capacidad de generacion 5.05 Aunque e l largo period0 de gestation de 10s proyectos hidroelec- tricos hace aconsejable no u t i l i z a r estimaciones demasiado conservadoras de demanda que podrian dejar a ENDE con insuficiente capacidad de reserva, l a Empresa esta en proceso de revisar sus proyectos de ampliacion, para postergar 10s mayores cornpromisos de inversion hasta tanto las perspecti- vas economicas esten mejor definidas. Las proyecciones de demanda revisa- das aconsejan esa estrategia. Mientras que en base a l a proyecci6n origi- nal ENDE estimaba un aumento de capacidad de generacion de 300 MW durante e l decenio, en e l plan de expansion elaborado en 1983 s e preve un incre- mento de 161 MW. Se observa que e s t a ultima c i f r a es compatible con e l estimado de l a mision (Cuadro 5.2). Luadro 5.2: Proyeccion -Generacibn bruta y demanda t o t a l de Bolivia ENDE (Escenario de crecimiento acelerado) Requerimientos de generacion bruta (GWh) /1 Demanda mAxima (MW) Escenario basico (Estimado misibn) Requerimientos de generacion bruta (GWh) /L Demanda maxima (MW) Diferencias entre escenarios Requerimientos de generacibn (GWh) Demanda maxima (MW) Capacidad efectiva t o t a l existente (MW) Capacidad adicional requerida: (1980-1990) - /2 Proyeccion de ENDE (MW) Proyeccion basica (MW) /1 Las perdidas en transmision y distribution s e estiman en 13% de gene- ration bruta. - /2 Capacidad neta s i n considerar l a capacidad de reserva, l a cual debe ser aproximadamente igual a1 152 de l a capacidad instalada. 5.06 Otra fuente de incertidumbre en e l programa de desarrollo de l a energia elkctrica radica en l a eleccion de l a fuente de energia primaria. En e l Capitulo 3 ya s e ha proporcionado informacibn acerca del considera- ble potencial hidroelectrico del pais, que tiene un costo estimado prome- dio de inversion de US$2.000/kW, y un aprovechamiento identificado de energia geotkrmica que podria explotarse a un costo mas elevado. Por o t r a parte, s e e s t a construyendo una linea de transmision entre e l Sistema Oriental y e l Sistema Central Interconectado, que ofrece l a posibilidad de elegir entre e l desarrollo del potencial hidroelectrico en 10s valles y e l increment0 en l a generacion termoelectrica en base de gas en l a region oriental. 5.07 La eleccion entre estas opciones depende del costo del capital y e l precio del gas. A un costo de oportunidad bajo del capital y a precios internacionales del gas, las fuentes de energia renovable son l a solucion de costo minimo para l a ampliacion. Sin embargo, dadas las restricciones financieras actuales que eleva e l costo de oportunidad del capital y dada l a indefinicion del precio incremental de exportacion de gas, l a solucion de costo minirno a corto plazo favorece l a generacibn termoelkctrica. Para i l u s t r a r e s t e punto, en e l Cuadro 5 . 3 s e compara e l costo del proyecto hidroelkctrico de Sakahuaya ( e l primer0 que s e construira en e l programa de desarrollo con un costo de US$2.083/kW) con las opciones de terrnoelkc- t r i c a s a base de gas. Una turbina de gas tiene e l costo de inversibn efectivo mas bajo (US$403/kW - I / ) , per0 una eficiencia menor que las centrales de c i c l o combinado. Tambikn s e incluye en l a comparacion l a opcion de una central de c i c l o combinado en Cochabamba, con e l objeto de permitir evaluar l a alternativa de transportar gas desde Santa Cruz hasta Cochabamba y generar electricidad en ese lugar. Cuadro 5.3: Desarrollo hidroelkctrico versus termoelkctrica a gas Sensibilidad a las tasas de descuento y a 10s precios del gas Costos de l a generation y precios de equilibrio del gas Planta hidroelkctrica de Sakahuaya Costo de generacibn (centavos de US$ por kwh) 5,20 6,Ol 6,83 Ciclo combinado en Cochabamba Precio de equilibrio del gas (US$/MPC) 2,36 2,93 3,51 Ciclo combinado en Santa Cruz Precio de equilibrio del gas (US$/MPC) 3,13 3,78 4,44 Turbina de gas en Santa Cruz Precio de equilibrio del gas (US$/MPC) 3,33 3,91 4,51 Fuente: Anexo 1.30. 5.08 E l precio de equilibrio que a s i s e determina indica que, con una t a s a de descuento d e l 12%, l a construccion de una turbina de gas en Santa Cruz s e j u s t i f i c a s i e l costo de oportunidad del gas es inferior a $3,33/MPC; con una tasa de descuento del 14% (que e s t a mas de acuerdo con l a actual situacibn financiera de Bolivia) e s t e precio s e eleva a US$3,90/MPC. - 1/ Para turbinas a gas s e estima una disponibilidad d e l 75%. Por tanto, e l costo de inversion por capacidad instalada (US$300/kW) s e convierte en un costo por capacidad efectiva de US$403/kW. 5.09 E l programa de expansion original 1982-87, presentado en 1981 por ENDE, estaba integrado principalmente por proyectos hidroel&ctricos, que se seleccionaron suponiendo precios internacionales para e l gas. En v i s t a de las inciertas perspectivas de crecimiento economico del pais, de las dificultades en balanza de pagos y considerando que a corto plazo e l costo de oportunidad del gas natural probablemente no excedera a US$3,30/MPCY l a mision recomienda que l a ampliacion de l a capacidad de generacion en e l futuro inmediato sea a base de gas. E l efecto combinado del menor aumento de l a demanda y l a generacion incremental a base de gas reduciria 10s montos de inversion de ENDE, necesarios para abastecer las necesidades del pais durante e l resto de l a dhcada de US$600 rnillones a US$120 millones. Sin embargo, l a misibn considera que de efectuarse e l proyecto de exportation de gas a1 Brasil, ENDE debe comenzar a desarrollar sus proyectos hidroelectricos en l a medida en que lo permitan 10s recursos financieros y l o justifique e l crecimiento. De estas manera, Bolivia podra mantener e l equilibrio entre las reservas de gas y l a demanda pro- yectada (Cuadro 8.1). 5.10 Existe o t r a razon para sugerir que s e posterguen 10s proyectos de energia hidroelectrica. La informacion recientemente presentada en un estudio 1/ financiado por e l PNUD seiiala que 10s proyectos hidroelectricos de I c l a y Misicuni, requieren algunos importantes cambios de disefio y que sus costos de inversion podrian ser mayores a 10s estimados. Tambien sugiere e l consultor l a necesidad de evaluar otras soluciones de menor costo, que podrian consistir en proyectos de proposito exclusivo de gene- ration elhctrica, como San Jose y Rio Zongo. 5.11 Gran parte de estos argumentos ya han sido tornados en cuenta por ENDE en l a elaboracibn del borrador (febrero de 1983) de su nuevo Plan Nacional de Electrification. En el mismo se estima que l a demanda del period0 1983-86 puede s e r satisfecha con l a s obras actualmente en ejecu- cion (cuarta unidad de 18 MW en l a planta hidroelectrica de Santa Isabel, y ampliacion de l a capacidad de embalse de Corani, ambas previstas de entrar en operacion en 1984 y una turbina de gas adicional en Santa Cruz en 1983 con capacidad de 22,8 MW). Para l a expansion entre 1986-1990, s e estan evaluando diversas alternativas, incluyendo proyectos hidroelhctri- cos puros y plantas termicas en base a gas. La mision considera que este plan es razonable y que ENDE debe proseguir con e l analisis economico y financier0 de las alternativas para determinar su programa optimo de expansibn. Igualmente, se sugiere obtener asistencia tecnica para reva- luar 10s proyectos hidroel6ctricos de prop6sitos m h l t i ~ l e sy para l a actua- lizaci6n de l a s estimaciones de costos de construcciBn de todos 10s provec- tos, utilizando un metodo uniforme de costos. Para e l l o ser& necesario elaborar un manual de costos para Bolivia, con ajustes adaptados a l a s condiciones especificas de cada regi6n. -1/ 1 1Comparacidn Tkcnica de Proyectos Hidroel6ctricos en Bolivia", por Pierre Meystre, Suiza, marzo de 1982. Generation de electricidad en sistemas aislados 5.12 Los sistemas electricos aislados y rurales tienen poca flexibi- lidad en l a eleccion de l a energia primaria. Debe efectuarse un estudio continuo para evaluar nuevas alternativas. Para aquellos casos en que las alternativas son claras, l a mision s e permite formular las siguientes recomendaciones: a) Villamontes: ENDE ha instalado dos unidades tkrmicas (operables con gas y con diesel) de 1.200 kW cada una, que s e surten con e l gasoducto a l a Argentina. Se proporciona servicio a aproximadamente 3.000 personas. Toda vez que e l abastecimiento de gas a e s t a region es abundante, l a amplia- ci6n de l a generacion debe continuar sobre e s t a base. b) Yacuiba: ENDE suministra servicio a unas 13.000 personas, utilizando electricidad adquirida de Argentina, que por razones tecnicas esta limitada a 1.000 kW. Deben continuar las negociaciones con l a Argentina a f i n de aumentar e l volumen de electricidad disponible para satisfacer e l aumento futuro de l a demanda. c) Bermejo: SETAR proporciona servicio a 6.500 habitantes con una planta diesel de 600 kW. Debe investigarse l a posibi- lidad de comprar electricidad a l a Argentina para s u s t i t u i r l a planta existente y cubrir l a ampliacion del sistema. d) Camargo: ENDE ha instalado dos plantas diesel que generan 500 kW cada una para atender a 10.000 personas. Cuando e l crecimiento de l a demanda lo justifique, e s t a poblacion debe conectarse a1 SNI (Sistema Sur). e) Tarija: ENDE ha instalado 5.200 kW en una central diesel, y l a Asociacion San Jacinto, de l a cual ENDE es accionista, ha iniciado l a construccion del proyecto hidroelkctrico de San Jacinto de propositos m6ltiples, que permitira a ENDE generar 7.000 kW. Debido a l a importancia de e s t e sistema, debe s e r conectado a1 SNI en 1990. f ) Trinidad: ENDE tiene l a responsabilidad de proporcionar servicio a e s t a ciudad de 15.000 habitantes. La capacidad instalada es de 2.000 kW de generacion diesel. .Los estu- dios realizados por ENDE, con l a asistencia de un consul- t o r , eliminaron l a alternativa de u t i l i z a r lefia para gene- ration electrica. La leiia tendria que transportarse sobre una gran distancia y e l suministro s e d i f i c u l t a r i a conside- rablemente durante l a estacion de lluvias que dura s i e t e meses a1 afio. Dado que no parecen posibles emplazamientos hidroelectricos en e s t a zona, e l sistema tendra que seguirse expandiendo en base a plantas diesel hasta que s e hagan viables otras alternativas (biomasa, solar, ecjlica, e t c . ). g) Zona de Pando: E l Departamento de Pando en e l norte del pais, con su capital Cobija, tiene varias pequeiias instala- ciones diesel, que administra l a Corporation de Desarrollo del Noroeste. ENDE debe continuar estudiando l a posibili- dad de i n s t a l a r algunas centrales hidroelectricas para sus- t i t u i r parcialmente l a generacion a diesel en l a zona. h) Electrificacion rural: E l Instituto Nacional de E l e c t r i f i - cation Rural (INER), organism0 dependiente del Ministerio de Energia e Hidrocarburos, es responsable de proporcionar electricidad a poblados aislados y pequefios. Hasta l a fecha ha electrificado unos 50 centros poblados, principal- mente con plantas diesel. Ademas, las empresas locales de distribucion tienen programas para ampliar sus redes de distribucion a las zonas rurales vecinas. ENDE tambien ha invertido considerable cantidad de dinero en l a construc- ci6n de unos 4.500 km de lineas primarias y secundarias, instalaciones que normalmente s e traspasan a las empresas o instituciones locales de distribucibn una vez terminada l a construccion. Debe examinarse l a gestion de las actuales operaciones a s i como las nuevas decisiones de inversion en e l contexto de un plan de electrification rural global. 5.13 Recomendaciones a) Proseguir con e l analisis econ6mico y financier0 del nuevo Plan Nacional de Electrificacion para determinar l a solu- cion optima de l a expansion del sistema. b) Obtener asistencia tecnica para analizar 10s cambios de diseiio recomendados por e l consultor contratado por PNUD para 10s proyectos de propositos multiples, especialmente I c l a y Misicuni. c) Actualizar y uniformar l a information de costos disponibles para 10s proyectos considerados por ENDE. La empresa tambien debe procurar elaborar un manual de costos para Bolivia, haciendo 10s ajustes necesarios para tomar en cuenta las condiciones especificas de cada region del pais. d) En 10s sistemas electricos aislados, s e recomienda conti- nuar evaluando alternativas para reducir su dependencia de unidades diesel. En las areas rurales, l a gestion actual de las operaciones, a s i como las decisiones de inversibn, debe ser reevaluadas en e l contexto de un plan de e l e c t r i - ficacion rural global. e) La eleccion de l a fuente primaria de energia para l a exDan- - L sion de l a capacidad de generacion depende de l a decision ~ que s e tome con respecto a 1 proyecto de exportacion de gas natural a1 Brasil. V I . REFORESTACION Y POSIBILIDADES DE USAR LA ENERGIA RENOVABLE EN PEQUERA ESCALA 6.01 Bolivia posee considerables recursos forestales y exporta alre- dedor de 90M m3 anuales de productos madereros de a l t a calidad, per0 esos recursos e s t i n situados principalmente en l a s t i e r r a s bajas tropicales, escasamente pobladas. En e l Altiplano practicamente ya no queda cubierta forestal y l a numerosa poblacibn usa arbustos y desechos animales para satisfacer sus necesidades energeticas, con e l consiguiente efecto nega- t i v o para 10s suelos, que de por s i e s t i n muy erosionados. En e l extremo sur de Bolivia (Tarija), l a deforestacibn incontrolada del pasado ha o r i - ginado un problema de erosibn de gran magnitud. En 10s valles l a madera s e explota en forma mas racional y l a poblacibn tiene interes en incremen- t a r sus ingresos agricolas mediante l a reforestacibn. 6.02 Es escaso e l conocimiento acerca del uso de la leiia y otras for- mas de biomasa entre l a poblacibn rural. Sblo en 1980 s e comenzo una encuesta auspiciada por l a OLADE, que abarco 32 aldeas de 10s valles y zonas semitropicales del departamento de La Paz y una aldea del departa- mento del Beni. Basandose en 10s resultados de e s t e estudio y utilizando informacion de otros paises latinoamericanos, e l Ministerio de Energia e Hidrocarburos estimo que e l consumo per capita d i a r i o era de 1,9 kg en e l Altiplano, 2,s kg en 10s valles y 3 , l kg en las t i e r r a s bajas tropicales. No e s t a claro s i las c i f r a s que maneja e l MEH s e refieren solamente a1 consumo en 10s hogares o s i corresponden tambien a1 uso industrial de l a lefia. E l consumo t o t a l de lefia de 1980 s e estimb en 2 , l MM toneladas, de las cuales e l 42% correspondio a1 Altiplano, e l 29% tanto a 10s valles, como a 10s llanos. Se recomienda s e continL?en las encuestas sobre consumo de lefia para obtener informacibn mas confiable en que basar 10s proyectos de reforestacion. Altiplano 6.03 Las tecnologias no convencionales para e l uso de recursos reno- vables, t a l e s como e l biogas y l a energia eblica y solar, son costosas comparadas con e l irtgreso de l a s familias rurales y exigen condiciones sociales y tecnicas que solo puede lograrse mediante e l apoyo t4cnico con- tinuo. Ademas, las condiciones climaticas del Altiplano limitan conside- rablemente l a aplicacion de estas tecnologias para cocinar que constituye e l uso primario de energia en e l medio r u r a l . Por consiguiente, l a mision recomienda que e l problema energetic0 de esta region se aborde como parte de programas de desarrollo rural integrado y que las tecnologias energ6ti- cas s e adapten teniendo en cuenta las condiciones especificas de cada lugar . 6.04 Mediante l a investigation agricola s e debe intentar aumentar l a plantacion de cultivos de propositos mfiltiples. Por ejemplo, hay una especie que s e conoce en e l Altiplano desde antes de l a colonia, l a quinua (~hemo~odiumquinoa), planta leguminosa que produce granos de a l t o conte- nido proteinico y t a l l o s c e l u l ~ s i c o sque pueden usarse como combustible, l a cual ademas f i j a e l nitrogen0 a1 suelo. Se necesita promover l a inves- tigacion para aumentar l a productividad de e s t a planta y para procesarla a f i n de ampliar su mercado ( l a quinoa tiene potencial para reemplazar a1 trigo) . 6.05 La reforestacion, que s e e s t a llevando a cab0 bajo 10s proyectos de Omasuyos-Los Andes, ha dado buenos resultados. Esto forma parte del programa del I n s t i t u t o de Desarrollo Rural del Altiplano (IDRA), finan- ciado por e l Banco Mundial. E l componente forestal tiene por objeto refo- r e s t a r estas dos Areas del Altiplano para l a produccion de lefia y materia- les de construction locales. Tambien s e ensayaran d i s t i n t a s especies para identificar nuevos arboles que puedan sobrevivir en e l clima inhospito del Altiplano. Entretanto, s e plantaran coniferas y Eucalyptus grandis, espe- cialmente en l a zona proxima a1 Lago Titicaca, que t i e n e un microclima mas favorable. E l proyecto ha tenido gran exito en cuanto a crear entre 10s particulares y grupos comunitarios una demanda de plantones y de tecnolo- g i a para establecer pequefios viveros temporales y para plantar arboles. La demanda de plantones ya excede considerablemente l a capacidad de 10s actuales viveros d e l Gobierno. Por lo tanto, l a Unidad d e l Proyecto, mediante un acuerdo con e l Centro de Desarrollo Forestal (CDF), s e encar- gara de ampliar en 1982 l a capacidad de un vivero de dicho Centro, situado cerca de Huarina, de 200.000 plantones anuales a 600.000. A 1 v i s i t a r e l vivero actual y diversos lugares de plantacibn s e observo considerable interes entre l a poblacion local en e l programa de plantacion. Tarij a 6.06 En e s t a zona erosionada del sur de Bolivia s e e s t a llevando a cab0 e l Programa Ejecutivo de Rehabilitacion de Terrenos en e l Departa- mento de Tarija (PERTT). Bajo e s t e programa s e ayudan a 10s grupos de l a comunidad rural a establecer sus propios pequefios viveros, con una produc- ci6n de aproximadamente 30.000 plantas anuales para uso de 10s miembros d e l grupo. Dado que estas comunidades participan activamente en su propia produccion de plantones, tienen un interes inherente en que 10s arboles s e planten debidamente. PERTT presta l a asistencia tecnica necesaria para establecer 10s viveros, suministra semillas y materiales a las comunida- des, y ofrece asesoria tecnica para l a plantacion. Tambien s e mantienen varios viveros mas grandes (con capacidad de aproximadamente un millon de plantones anuales cada uno) en e l v a l l e de Tarija, que producen plantas para l a venta o para s e r plantadas en terrenos p ~ b l i c o s . Aunque e l pro- grama ha sido un exito tecnico y economico, sigue siendo de pequeiia escala en comparacion con las necesidades de l a zona. S i bien durante e l t r i e n i o 1978-80 s e plantaron poco menos de 500 ha, s e ha estimado --con l a ayuda de fotografias aereas-- que mas del 70% de 10s suelos del v a l l e de Tarija estan "gravemente" erosionados y que las t i e r r a s agricolas y de pastoreo s e estAn perdiendo a raz6n de rnis de 800 ha anuales. FA0 evaluo l a situa- ci6n de Tarija y recornendo un vigoroso prograrna de conservacion de suelos basado en servicios intensivos de extensi6n agricola, destinados a mejorar 10s pastos, e l pastoreo y 10s rnetodos de cultivo. Con pequeiios bosques comunales y plantaciones forestales industriales, ubicadas estrathgica- mente, s e podria a l i v i a r l a presion a que est6n sometidas actualrnente l a s pocas zonas boscosas que quedan. Estos bosques proporcionarian lefia, materiales locales de construcci6n y madera para fines industriales. Com- plementando este esfuerzo de reforestaci6n con medidas de proteccion con- t r a e l pastoreo excesivo, s e lograria que l a s laderas erosionadas s e rege- neren naturalmente en un plazo relativamente corto (3 a 5 afios). Tarnbi6n s e necesltan obras c i v i l e s (presas de retencion, gabiones metilicos para las rnargenes de 10s rios, etc.) y reforestacion en las zonas criticarnente erosionadas. 6.07 La mision sugiere que s e evaluen 10s esfuerzos realizados por PERTT, ya que tiene e l potencial de convertirse en un programa de desarro- 110 rural eficiente, de conservacion de suelos a bajo costo y de refores- tacion con bosques cornunales que proporcionan leiia para uso domestico, madera para construccion, produccion industrial de carbon vegetal y madera en rollo para l a industria (una fAbrica de pulpa y papel construida recientemente no cuenta con suficiente madera como materia prima para fun- cionar a plena capacidad y l a pulpa de madera s e importa de Chile). Chuquisaca 6.08 La Corporacion Regional de Desarrollo de Chuquisaca (CORDECH) e s t a llevando a cab0 otro proyecto de reforestacion y conservacion exclu- sivamente con fondos del Gobierno y tecnologia nacional. Ha dado excelen- t e s resultados, creando en l a poblacion rural de l a region una conciencia de reforestacion y de conservacion. Este programa es de gran importancia social y economica. 6.09 El Departamento de Chuquisaca tiene vocacion forestal, porque en general sus suelos no son aptos para l a actividad agricola sostenida. Muchos agricultores han abandonado sus t i e r r a s y s e han trasladado a las zonas tropicales mas bajas del e s t e , donde e l paludismo y otras enfermeda- des hacen estragos. Gran parte de l a superficie de Chuquisaca estaba cubierta de grandes y valiosos cedros, de 10s cuales solo quedan unos pocos. Estos y otros arboles han sido talados y usados como maderos en l a s minas, madera para construccion, y leiia y carbon para l a fundicion de plata, oro y estaiio. Corno consecuencia de e s t a t a l a y de condiciones c l i - m6ticas rigurosas que dificultan l a regeneracion natural, actualmente l a zona e s t i deforestada casi por cornpleto. Las fabricas locales de t e j a s y l a d r i l l o s , que en su mayoria son pequeiias, compran lefia a distancias de unos 60 km. Esta lefia, que representa casi e l 25% del costo de produccibn de las t e j a s , s e podria producir en areas proximas mediante l a plantacion de pequefios bosques cornunales. Este es uno de 10s objetivos del programa de reforestacion. A 1 promover l a reforestacion, no solo genera ernpleo a corto plazo en las plantaciones, sin0 que crea un medio de vida permanente , d r a l a poblacion. Los bosques tienen excelentes t a s a s de crecimiento y permiten que s e r e a l i c e en p a r a l e l o una a g r i c u l t u r a de subsistencia. Ya s e han dado casos de familias que han regresado a la t i e r r a que habian abandonado y desean r e f o r e s t a r l a . Tambien s e prevkn importantes benefi- cios en l o que respecta a l a conservacibn de 10s suelos y e l mejoramiento d e l caudal y l a calidad d e l agua. La demanda de plantones ya pasa de 10s dos millones de Arboles anuales, que e s l a capacidad de 10s viveros d e l programa. 6.10 Bajo un proyecto de US$1 millon, financiado por e l Fondo I n t e r - national de Desarrollo Agricola (FIDA), s e estableceran diez viveros en o t r a s t r e s provincias a1 s u r de Sucre (Oropeza, Yamparaez y Zudaiiez). Este programa, que ha dado excelentes resultados, n e c e s i t a a s i s t e n c i a tecnica adicional para el rnejoramiento de 10s viveros, l a selection de especies, 10s metodos de reforestacion y l a s actividades de seguirniento, y tambien necesita financiamiento para extenderse hacia nuevas zonas rura- l e s . E l Departamento F o r e s t a l de l a FA0 ha convenido en proporcionar a s i s t e n c i a t e c n i c a , aunque el envio de e s p e c i a l i s t a s a1 terreno s e ha atrasado. E l & x i t o de l a metodologia creada para promover l a reforesta- cion, l a s buenas t a s a s de crecimiento obtenidas con e l Eucalyptus grandis y e l Pinus r a d i a t a (mas de 5 m3/ha anuales) y l a existencia de mercados, t a n t o para l a lens de uso i n d u s t r i a l y domestico, como para puntales y madera en r o l l o para l a i n d u s t r i a , son factores que hacen de e s t e un exce- lente proyecto, para e l cual deberia s o l i c i t a r s e financiamiento externo. B . CARBON VEGETAL 6.11 E l consumo de carbon vegetal s e estima en 25.000 toneladas anuales. M a s d e l 85% d e l carbon se consume en l a i n d u s t r i a de fundicibn d e l estaiio de Bolivia (como agente reductor), y proviene de l a s regiones de Santa Cruz y e l Chaco. La d i s t a n c i a media de t r a n s p o r t e e s mas de 1.000 km por caminos s i n pavimentar. Este transporte desde lugares t a n d i s t a n t e s continua, a pesar de su elevado costo y consumo de energia, debido esencialmente a que l a madera obtenida de 10s residuos de l a f a b r i - cation de traviesas en e l Chaco y del desbroce de tierras cerca de Santa Cruz es "gratis", l o que se suma a l a f a l t a de materia prima cerca d e l centro de fundicion de Oruro. E l costo de transporte d e l carbon en 1981 f u e igual a s u valor en e l punto de produccion ($b 2.500/tonelada). De l a s v i s i t a s a l a Asociacion Nacional de I n d u s t r i a l e s de Carbon Vegetal (ANICARVE) y l a fundicion consumidora (ENAF), a s i como de l a s conversacio- nes sostenidas con sus funcionarios, s e desprende que 10s productores de carbon vegetal no estan organizados eficienternente en l o que s e r e f i e r e a l a extraccion de l a rnadera. Las t r o z a s grandes, de gran valor, s e trans- forman en carbon de valor relativamente bajo debido a : l a f a l t a de i n f r a - e s t r u c t u r a i n d u s t r i a l en l a s zonas r u r a l e s (pequeiios aserraderos); de rner- cados para l a s t r o z a s usadas para t r a v i e s a s y madera aserrada (recesion economica), y de equipo adecuado de extraccibn y transporte (10s arboles se cortan con s i e r r a s y s e cargan a rnano). Ademas, l a a c t u a l d i v i s i e n d e l t r a b a j o poco racional induce l a t a l a de arboles grandes. E l grupo encar- gad0 de l a t a l a de arboles l l e n a su cuota rapidamente cortando unos pocos drboles grandes, mientras que e l o t r o grupo de trabajo t i e n e que cargar l a s trozas en camiones y manipular 10s troncos grandes. ANICARVE s o l i c i t 6 una linea de crkdito para inversiones en pequeiios aserraderos y en equipo de extraccion de la madera. La asociacion tambibn s o l i c i t 6 asistencia tkcnica para mejorar l a utilization de sus recursos forestales. 6.12 Debido a1 actual balance entre o f e r t a y demanda de recursos madereros, la zona de Santa Cruz seguira siendo e l centro de produccion de carbon vegetal durante 10s proximos cinco o diez afios, a pesar de l a gran distancia del mercado principal. Por e l l o , s e recomienda proporcionar a 10s productores de carbon de esa zona asistencia tecnica para que aumenten l a eficiencia de su industria y lineas de credit0 para l a compra de bienes de capital destinados a modernizar sus operaciones, s i s e demuestra que estas inversiones s e justifican. 6.13 Entretanto, e l Gobierno debe establecer cerca de la zona de Oruro un programa de reforestacibn con arboles de crecimiento rApido para produccibn de madera convertible a carbon vegetal, con e l objeto de garan- t i z a r e l abastecimiento a largo plazo de 10s requerimientos de ENAF en Vinto y para reducir e l costo para l a fundicion. Se debe i n i c i a r cuanto antes con l a investigacion de l a s especies y con l a plantacion misma en zonas adyacentes a ENAF en Oruro. Esta zona fue productora de carbon vegetal en e l pasado, per0 e s t a totalmente deforestada en l a actualidad. Cocinas de lefia y de carbon vegetal 6.14 La escasez de lefia en e l Altiplano ha inducido a l a poblacibn del lugar a desarrollar a l o largo del tiempo una cocina que aparenta s e r bastante eficiente desde e l punto de v i s t a termico. Esta hecho con a r c i - l l a y arena y tiene en la parte superior una apertura que calza perfecta- mente la base de l a o l l a de barro. Se recomienda evaluar l a eficiencia de esta cocina tradicional y en caso positivo promover su diseminacion a1 resto del pais. Esto podria crear una nueva industria artesanal en e l Altiplano. Recomendaciones 6.15 E l prograrna de desarrollo forestal con fines energeticos debe comprender 10s siguientes elementos: a) Reforestacion de l a zona de Oruro para l a produccion de carbon vegetal. Habria que efectuar un estudio de factibi- lidad para determinar l a ubicacion de las plantaciones; identificacion de las especies que deban plantarse (mediante un programa de error y ensayo que debe formar parte del proyecto); desarrollo de l a metodologia y evaluacion de 10s costos detallados de l a plantacion, y e l costo del carbon entregado en l a fundicion. Desde e l punto de v i s t a estra- tegico y economico, e s t e es e l programa de reforestation potencialmente mas importante que puede llevarse a cab0 en Bolivia. Habria que determinar l a institucion ejecutora del proyecto (CDF, ENAF o l a Corporacion Regional de Desa- r r o l l o de Oruro, o una combinacion de e l l a s ) ; b) Asistencia tecnica y evaluacion de las actividades foresta- les y de fabrication y transporte de carbon en Santa Cruz. De las recomendaciones que s e desprendan de l a evaluacion, s e podran d e f i n i r las necesidades de a s i s t e n c i a financiera para mecanizar y modernizar e s t a s operaciones; c ) Un proyecto para ampliar e l programa de reforestacion en l a zona de influencia de CORDECH, para produccion de leiia de uso domestic0 e i n d u s t r i a l y de materia prima para l a industria; d) Ampliacion d e l proyecto f o r e s t a l de Omasuyos-Los Andes y realization de proyectos analogos en otras regiones del Altiplano para producir leiia. Con e s t o s e reemplazaria e l uso energetic0 de desechos animales, 10s cuales quedarian disponibles como f e r t i l i z a n t e . Se requiere que e l proyecto incluya investigacion f o r e s t a l aplicada para l a i d e n t i f i c a - cion y selection de especies que r e s i s t a n a1 clima inhos- p i t o del Altiplano. Tambikn es necesario continuar l a encuesta de uso de leiia en esa regibn, para determinar las zonas que tienen una escasez c r i t i c a de lefia; e) Preparacion de un proyecto f o r e s t a l que tenga como abjetivo producir leiia y conservar 10s suelos en e l v a l l e de T a r i j a . Tambikn debe considerarse l a f a c t i b i l i d a d de establecer una plantacion en gran escala para producir carbon y pulpa de madera en T a r i j a . FA0 ha sugerido que s e establezca una firma exportadora de carbon vegetal (a l a Argentina) en l a region del Chaco; f ) Investigacion agricola aplicada para fomentar l a plantacion de cultivos de a l t o contenido proteinico (como l a Chemopodium quinoa y o t r a s plantas leguminosas) en e l Altiplano, que contribuyan a resolver e l problema alimenti- c i o y energktico, y ademas ayuden a f e r t i l i z a r 10s suelos y contener l a erosion. g) Para l a ejecucion de e s t e programa s e estima que s e reque- r i r a n inversiones por un t o t a l de US$30 millones como minimo. Esta c i f r a e s t a compuesta por 10s siguientes e l e - mentos: i ) expansion del programa de reforestacion Omasuyos-Los Andes, incluyendo investigacion agricola a p l i - cada, US$7 millones; i i ) expansion d e l programa d e l Depar- tamento de Chuquisaca, US$4 millones; i i i ) programa de rehabilitacion de suelos en e l v a l l e de T a r i j a , US$10 millones; iv) a s i s t e n c i a tecnica para racionalizar l a pro- duccion de carbon vegetal en Santa Cruz, US$1 millon, y v) establecimiento de una plantacion de arboles de crecimiento rapid0 cerca de Oruro para l a produccion de carbon vegetal, US$8 millones. VII. IMPLICACIONES DE POLITICA ENERGETICA 7.01 Para que e l sector energbtico pueda satisfacer l a futura demanda interna y pueda contribuir a1 aumento de 10s ingresos en divisas del pais, tendra que realizar inversiones sustanciales y salvar obstaculos financie- ros e institucionales. En l a primera seccion de este capitulo s e cuanti- fican las inversiones minimas requeridas; en l a section siguiente, s e dis- cuten las bases sobre las cuales habra que d e f i n i r una p o l i t i c a de precios de 10s productos energbticos en e l mercado interno, y en l a eltima parte, s e formulan recomendaciones a1 marco institucional en e l que s e desen- vuelve e l sector. A . INVERSIONES EN EL SECTOR DE ENERGIA 7.02 La proportion del product0 interno bruto dedicado a l a inversibn del sector peblico consolidado ha disminuido de 15% en 1977 a 5,7% en 1980. En 1981, las inversiones pcblicas fueron de aproximadamente US$385 millo- nes, equivalente a1 6,61 del PIB. Dadas las limitadas perspectivas de crecimiento y las restricciones financieras de l a economia boliviana, parece prudente suponer que durante e l periodo 1982-85 las inversiones pcblicas no podran exceder a1 7% del PIB o e l equivalente a US$400 millo- nes por afio (a precios constantes de 1980). Se espera que s e eleve l a capacidad de inversion en e l periodo siguiente, especialmente s i s e pro- duce una reactivacion economica a las tasas proyectadas en e s t e informe (5% por aiio). Para establecer un parametro de comparacion, l a mision estima que durante e l periodo 1986-90, e l nivel promedio de inversiones pcblicas ascendera a US$500 millones por afio. 7.03 Los planes de inversion para 1981-86, presentados por las empre- sas pcblicas del sector energbtico en 1980, cifraban e l gasto de capital t o t a l en USS2.073 millones (a precios constantes de 1980). De e s t e t o t a l , correspondian USS1.553 millones a YPFB y US$520 millones a ENDE. E s t e monto equivale a un desembolso promedio anual de US$415 millones, e l cual es excesivo en las actuales circunstancias. E l Gobierno boliviano s e encuentra en e l d i f i c i l proceso de revisar las prioridades de inversion y de reasignar 10s escasos recursos a 10s proyectos mas urgentes. Para a s i s t i r l o en esa labor, l a mision reviso 10s programas de inversion de las empresas energeticas. 7.04 La decision relativa a l a ejecucion del proyecto de exportation de gas natural a Brasil es e l factor de mayor peso en l a determination de 10s montos de inversion minima requerida por e l sector. De ejecutarsele, s e producira una aceleracion del crecimiento economico y, por ende, del consumo de energia. E l proyecto exige inversiones directas para desarro- l l a r l a infraestructura de production y de transporte de aproximadamente US$800 millones, equivalentes a mas de l a mitad del programa de inversio- nes de YPFB. Indirectamente, e l proyecto afecta l a escogencia de l a fuente primaria para l a generacion futura de energia elkctrica, y e l efecto combinado de l a mayor demanda de electricidad y de l a escogencia de l a opcion hidroelectrica eleva 10s requerimientos de inversion en genera- cion de ENDE de USS120 millones bajo l a alternativa a gas a US$600 millo- nes (parrafo 5.09) para e l periodo 1982-90. , O.> . 7 . ~ 1 1 consecuencia, l a mision adopto dos escenarios de inversion, diferenciados por e l sentido de l a decision respecto a1 proyecto de expor- tacion de gas. En ambos, s e divide e l periodo 1982-90 en dos subperiodos de cuatro aiios y medio cada uno. E l estimado de 10s gastos de c a p i t a l no solo incluye 10s proyectos de YPFB y de ENDE, sin0 tambikn 10s otros pro- gramas que s e han discutido en 10s capitulos anteriores. Los resultados de l a compilacion s e presentan en e l Cuadro 7 . 1 . Escenario I . No s e ejecuta e l proyecto de exportation de gas 7.06 E l crecimiento de l a demanda energetics durante 1981-85 sera mucho menor a l o proyectado por YPFB y ENDE en 1980. Del mismo modo, e l crecimiento economico en e l segundo quinquenio s e r a i n f e r i o r a l o o r i g i - nalmente estimado. Por t a n t o , es razonable suponer que l a s inversiones que s e habian previso ejecutar entre 1981 y 1986 pueden extenderse a l o largo de l a decada. 7.07 Bajo e s t e escenario, l a inversion t o t a l en e l sector energktico s e estima en un rninimo de USS1.012 millones entre 1982 y 1990. E l gasto promedio anual asciende a USS82 rnillones durante l a primera mitad y a USS142 millones durante l a segunda mitad d e l periodo, representando e l 21% y 28%, respectivamente, de l a inversion publica t o t a l estimada. 7.08 Los requerimientos minimos de YPFB s e estiman en un t o t a l de USS587 millones, distribuidos a s i : US$181 millones durante 1982-86 y US$406 millones entre 1986 y 1990. Estos estimados estan basados en supo- ner que l a empresa reducira considerablemente sus actividades de explora- cion y solo ejecutara l a mitad d e l programa previsto durante 1986-90; en cuanto a1 desarrollo de campos, solo Vuelta Grande e s t a incluido en 1982-86, mientras que Espino y l a mitad d e l programa de desarrollo pre- v i s t o para nuevos campos s e ejecutara e n t r e 1986-90; las actividades de perforation para produccion y 10s proyectos de recuperation secundaria y t e r c i a r i a s e incluyen t a l como fueron previstos por YPFB en su plan quin- quenal. Los proyectos de transporte de gas s e limitan a f i n a l i z a r l a construcci6n de l a extension y ampliacion d e l gasoducto Monteagudo-Sucre a Cochabamba y a l a reconversion d e l poliducto a Oruro y La Paz antes de 1986. Hay una pequeiia suma asignada a l a construccion de redes de d i s t r i - bucion de gas en e l periodo siguiente, que s e r v i r a para abastecer otros consumidores en algunas zonas urbanas (Anexo 1.31). 7.09 Por su parte, 10s requerimientos de c a p i t a l de ENDE s e estimaron en USS293 millones, de 10s cuales USS113 millones corresponden a 1982-86 y USS180 a 1986-90. Durante e l primer periodo, s e incluyo un monto de US$60 miliones para f i n a l i z a r obras en proceso de ejecucion (Anexo 1.33) y que comprenden algunos proyectos hidroelectricos y l a linea de transmision que conectara e l sistema central con e l de o r i e n t e . Para e l periodo 1986-90, e l estimado e s t a basado en l a proyeccion de l a demanda energetica hecha por l a mision bajo e l escenario basico (Cuadro 5.1) y en e l supuesto de que toda l a expansion de generacion s e hara en base a plantas termicas a gas natural. En ambos periodos, s e incluyen gastos de inversion en construc- cion de redes de distribution, que no figuran en e l presupuesto de ENDE. 7.10 En l a s inversiones t o t a l e s d e l sector s e han incorporado tambihn 10s egresos correspondientes a 10s programas de reforestation (US$30 millones), conservaci6n de energia (US$54 millones) y fortalecimiento de l a s instituciones (US$10 millones). Escenario 11. Se ejecuta e l proyecto de exportacion de gas 7.11 La mision considera que bajo e s t e escenario, l a s disponibilida- des financieras continuaran restringidas. Pero aun limitando l a s inver- siones s6lo a 10s proyectos d i r e c t a e indirectamente relacionados con e l gasoducto de exportacion, 10s montos son muy elevados. Se l e s estima en US$965 millones durante 1982-86, l o que equivale a un promedio de US$214 millones por afio, o mas de l a mitad d e l gasto publico t o t a l previsto. Para 1986-90, l a s inversiones ascienden a USS1.312 millones, o sea, igual a c a s i US$300 millones anuales y a 60% d e l gasto publico t o t a l . Estas c i f r a s indican que e l Estado boliviano tendra que obtener un financia- miento externo consisiderable y que s e r a conveniente evaluar e s t r a t e g i a s tendientes a estimular l a participacibn privada en e l sector de energia. 7.12 Los requerimientos de c a p i t a l de YPFB s e estiman en US$770 millo- nes y en US$740 millones, respectivamente, para 10s periodos 1982-86 y 1986-90. Durante e l primer lapso, s e incluyen asignaciones minimas en exploracion, y e l grueso del gasto e s t a relacionado con e l desarrollo de 10s campos del Boomerang y con l a construction del gasoducto de exporta- ci6n. Durante 1986-90, s e estima s e r e a l i z a r a l a t o t a l i d a d del programa de exploracion y de desarrollo previsto por YPFB, y s e construira e l nuevo gasoducto troncal de Santa Cruz a Cochabamba. La mision no incluy6 l a inversi6n prevista en l a planta de amoniaco-urea, considerando que e s t e proyecto debe s e r pospuesto a l a decada proxima. 7.13 Las inversiones de ENDE s e estiman en US$685 millones para 1982-86. E l aumento considerable con respecto a1 escenario anterior s e debe a1 cambio en l a escogencia de l a fuente primaria de energia para generation. La estimacion supone e l desarrollo del potencial hidroelec- t r i c o y un crecimiento de l a demanda a una t a s a similar a1 escenario I. 0 o- 0 .- c s m o u m v 0 L lnm m m m 'I - 0 c.0.- 'al 0.- -.- a $ "O B. PRECIOS DE LA ENERGIA 7.14 La politica de precios debe tener por objetivo establecer a) un nivel absoluto de precios que permita generar ingresos suficientes para que las empresas del sector realicen las operaciones que Sean necesarias para satisfacer l a demanda interna a largo plazo y b) una estructura de precios relativos para las distintas formas de energia que ofrezcan e l incentive adecuado para que l a demanda se desplace hacia 10s productos energkticos mas abundantes. PRECIOS ABSOLUTOS 7.15 Se esta reajustando l a estructura interna de precios en Bolivia. Mientras l a devaluation del peso boliviano ha hecho aumentar la tasa de cambio en 700% I/ desde enero de 1982, l a inflation elev6 10s precios internos en aproximadamente 110% entre enero y agosto del mismo afio. La diferencia entre las dos tasas da una idea del a l t o costo social del rea- juste y perrnite comprender por qu& e l Gobierno vacila en llevarlo mis a l l a de un limite tolerable. 7.16 YPFB y ENDE han sido afectadas por estos acontecimientos. Sin embargo, su situacion financiera inmediata d i f i e r e considerablemente. La empresa de electricidad depende de 10s ingresos internos, que han aumen- tad0 en 517% (54% en febrero de 1982 y 300% en noviembre), en tanto que su programa de inversiones ha aumentado en por l o menos 460% 2/ y sus gastos corrientes en e l 1005. 7 . 1 7 La situation financiera de YPFB ha mejorado nominalmente porque una proporcion sustancial de sus ingresos proviene de exportaciones ?/. Sin embargo, l a empresa aparentemente no ha podido percibir esos ingresos. Precios de 10s productos del petroleo 7.18 Bolivia ha dejado de tener un excedente exportable de petr6leo. Es del interks nacional adoptar una politica de precios que estimule e l buen uso de energia y acelere l a transicion hacia una estructura de con- sumo equilibrada. Para orientar a1 consumidor, 10s precios de 10s deriva- dos del petrbleo deben basarse en e l costo de oportunidad. A mediano plazo, este costo debe reflejar l a escasez relativa de cada producto en e l mercado interno, es decir, su "valor de retorno" (fob), s i todavia existe un excedente exportable (naftas, gasolina y GLP), y e l costo t o t a l de importacion, s i e l producto ya esta en dkficit (diesel y fuel o i l ) . A mas largo plazo, 10s precios deben reflejar e l costo t o t a l de importacion. -1/ E l 6 de noviembre de 1982, e l Gobierno reunific6 10s tipos de cambio y f i j o una tasa de cambio unica de $b 200 por d6lar. - 2/ Suponiendo un componente externo de 60% afectado por un increment0 medio del 700% y un componente nacional del 40% afectado por un aumento del 100%. -3/ En e l Anexo 1.32 se estima un superavit en operaciones, con e l tipo de cambio doble, de US$370 millones, e l cual se compara con US$180 millo- nes presupuestados por YPFB. Cuadro 7.2: Precio de 10s productos del petr6leo: Venta a1 por menor frente a1 costo de oportunidad (US$/b) Proporcion en e l t o t a l Costo de Precio a1 por menor de ventas oportuni- 1981 Feb. 1982 Nov. 1982 % p dad - /1 Gasolina de a l t o octanaj e Gasolina de bajo octanaje Kerosene Diesel Fuel o i l J e t -Fue 1 Jet-Fuel LAB Gasolina de aviacion 100 Oct GPL uso residencial uso industrial autom6viles Barril promedio /4 /I Conversion efectuada a1 tip0 de cambio oficial de $b 44/US$1. Precio de importaci6n para productos escasos (diesel, fuel o i l ) y @ valor de retorno" de exportation FOB para productos con excedente expor- table (GLP, gasolina, gasolina de aviacibn); calculado tomando como base 11~ l a t t ' sOilgram", 24 de marzo de 1982; costos de transporte en buques de propositos generales, cotizados a WS 190, y e l costo efectivo de trans- porte t e r r e s t r e de 1981 proporcionado por YPFB. /3 Proporciones indicadas en e l Anexo 1.17. /4 Alrededor del 1,5% del volumen consiste en ventas de productos no energeticos. /5 E l precio para Lloyd Aereo Boliviano todavia no s e ha decidido. - /6 E l precio menor corresponde a transporte de carne. /7 Barril compuesto, excluyendo e l GLP. 7.19 Durante 1982, e l precio de 10s derivados del petrbleo aumento consi- derablemente en terminos nominales, pero disminuyo en terminos reales a conse- cuencia de l a inflaci6n interna y de l a depreciation del valor del peso boli- viano. Las medidas econbmicas adoptadas en febrero de 1982, hicieron bajar el precio del b a r r i l compuesto de US$34 a US$27. En 10s meses subsiguientes, e l precio r e a l fluctu6 en sentido descendente hasta un minimo de aproximadamente US$5,90/B. Las medidas econ6micas de noviembre, casi triplicaron e l valor real del b a r r i l vendido en Bolivia, situandolo en alrededor de USS16. A pesar de e s t e considerable aumento, el precio a h e s t a en menos de l a mitad del costo de oportunidad que, como s e indica en e l Cuadro 7.1, es de US$37/B. 7.20 La misibn estima que e l actual nivel de precios cubre 10s costos en que incurre YPFB para suministrar l a demanda (este costo s e estima en US$15/B) y, por consiguiente, asegura l a viabilidad financiera de l a s operaciones petroleras a corto plazo. Aunque estos precios no reflejen aun e l verdadero valor econ6mico del petrbleo, s e reconoce que s e ha dado un paso gigantesco. La mision recomienda que el Gobierno adopte como principio para l a fijacibn de -- precios e l concept0 de 10s costos de oportunidad y 10s eleve tan pronto sea posible.Durante e l period0 de transition, l a mision recomienda s e reajusten 10s precios en funcion de las variaciones de l a tasa de cambios y se eleven gradual y periodicamente a una t a s a superior a l a inflacibn interna hasta alcanzar e l nivel del costo de oportunidad. Tarifas electricas 7.21 Como s e indica en e l Cuadro 7.3, las t a r i f a s elhctricas han seguido l a misma tendencia de aumento en tirminos nominales y disminucion en t6rminos reales . Cuadro 7.3: Bolivia: Precio promedio de l a energia elhctrica (Precios corrientes para e l KWh promedio) 1980 1981 Febrero de 1982 Noviembre de 1982 Centavos Centavos Centavos Centavos $b de US$ $b de US$ $b de US$ $b de US$ ENDE (ventas en bloque) 0,69 2,8 1,20 4,8 1,85 4,2 7,40 3,70 BPC (La Paz) 0,82 3,3 1,35 5,4 1,51 3,4 7,lO 3,55 CRE (Santa Cruz) 1,15 4,6 1,78 7 , l 1,96 4,s 7,50 3,75 ELFEC (Cochabamba) 1,11 4,4 1,70 6,8 1,88 4,3 7,lO 3,55 CESSA (Sucre) 1,21 4,8 1,66 6,6 1,84 4,2 8,16 4,08 SEPSA (Potosi) 1,42 5,7 2,OO 8,0 2,18 5,o 7,50 3,75 SETAR (Tarij a) 1,64 6,6 2,39 9,6 2,57 5,8 7,50 3,75 7.22 ENDE s e encuentra en una situacion financiera d i f i c i l . Aunque el C6digo Nacional de Electricidad garantiza una tasa de rentabilidad del 9%, en 1981 l a empresa obtuvo una rentabilidad de solo 6,8%. La mision recomienda que s e examine l a situacion financiera de ENDE y que s e eleve l a t a r i f a para ventas en bloque para que l a empresa alcance tasas de ren- tabilidad crecientes, necesarias para poder financiar con recursos propios e l 44% de sus inversiones programadas. Costo marginal a largo plazo de generacion e l e c t r i c a 7.23 Los estudios previos efectuados por e l Banco indican que de basarse l a s t a r i f a s en bloque de ENDE en e l costo marginal a largo plazo, ENDE podria generar fondos internos suficientes para financiar e l 44% de su programa de expansion. Se habia estimado este costo marginal en centa- vos de US$5,85/KWhY s i s e escoge una alternativa de l a expansion basada principalmente en e l desarrollo hidroelkctrico, a precios constantes y a una t a s a de descuento del 12% 2/. Este valor comparado con l a t a r i f a pro- medio actual de centavos de U S $ ~ , ~ / K W indica que s e r i a necesario elevar ~ l a s t a r i f a s en por l o menos 58%. 2. Precios relativos Hidrocarburos 7.24 La estructura de precios entre derivados del petroleo y e l gas natural debe considerar incentivos apropiados para l a sustitucion entre combustibles. Se recomienda f i j a r e l precio del gas a1 nivel de su costo de produccion y transporte (sin e l gasoducto a Brasil) o de su costo de oportunidad (con e l gasoducto); igualmente, que 10s precios del diesel y e l fuel o i l s e aumenten a1 nivel del precio de l a gasolina, en tkrminos de equivalente energiitico, a mod0 de r e f l e j a r su escasez; simultaneamente, que e l precio del kerosene y del GLP para uso domkstico s e eleve a1 nivel de 10s combustibles industriales para e v i t a r su utilizacion en e l sector industrial. Se recomienda estructurar 10s precios sobre l a base del gas natural. Para determinar e l costo de kste, l a mision ha intentado cuanti- f i c a r 10s elementos que componen su costo marginal a largo plazo. Costo marginal de produccion de gas natural 7.25 Conviene establecer una distincion economica entre e l gas produ- cido en yacimientos de gas condensado y e l que s e origina de 10s campos de gas. Con l a explotacion de 10s primeros, s e persigue como objetivo prin- cipal producir 10s liquidos (tanto de condensados como de gases licuables). -1/ Quinto proyecto de electrificacion de ENDE, informe de evaluacion del Banco, No. 3617-B0. - 2/ Para e s t e cAlculo s e us6 un precio del gas para generacion elkctrica que aumenta de USS1,55/MPC en 1982 a US$4,5O/MPC en 1989, en terminos reales, manteniendose constante en aiios posteriores. En l a nueva evaluacion del plan de electrificaci6n s e toma un precio de gas de US$3,00/MPC. ~ d r a n t e10s proximos veinte afios, s e r i a posible satisfacer l a demanda interna con e s t e gas asociado. Por o t r a parte, l a explotaci6n del gas seco que s e encuentra en la zona de Boomerang s e j u s t i f i c a sblo s i s e desarrolla un nuevo mercado para e l gas. Por tanto, e l costo imputable a1 gas para usos convencionales internos debe s e r e l que s e incurre a1 produ- c i r l o en e l campo de condensados, mientras que para nuevos usos habra que imputar 10s costos asociados con l a produccion en 10s campos de gas. Costos de exploracion 7.26 Solo e l costo futuro de exploration es relevante para l a deter- minacion del costo marginal. Para l a estabilidad de l a industria es nece- sario reemplazar cada pie cubico de gas producido con e l descubrimiento de otro pie c6bico. Para estimar 10s costos exploratorios futuros, l a mision uso e l programa quinquenal de exploracion de YPFB (1981-85). E l programa prevb gastos por un monto de USS325 millones, a precios de 1980. 7.27 Suponiendo que las reservas descubiertas durante e l period0 1981-85 s e explotan durante 10s proximos 15 afios y que e l costo de oportu- nidad actual del capital es del 14:0, e l costo de prospeccion puede calcu- larse en US$0,47jMPC L/. Costos de desarrollo 7.28 Para estimar esta categoria de costos en l a zona de Boomerang s e us6 e l plan quinquenal de desarrollo de YPFB para 1981-85. Estos gastos incluyen nuevos trabajos geofisicos de detalle, pozos de avanzada para definir 10s limites de 10s campos y 10s diversos horizontes de produccibn, perforacion de produccion, inversion en una planta de separacion de gas/liquidos y redes de recoleccion y transporte. E l costo unitario pro- medio depende de l a rata de produccion y del costo del capital. Suponiendo que s e observe e l programa basico de produccion, e l costo de explotaci6n puede estimarse en USS0,45/MPC (Anexo 1.35). 7.29 Se ha indicado ya (parrafo 3.10) que en 10s campos de condensa- dos tecnicamente es posible producir gas por encima del nivel optimo, s i s e inyecta en l a estructura nitrogeno u o t r o gas para mantener l a presion. Usando como referencia a 10s Estados Unidos, s e estima que e l costo de l a produccion de nitrogeno, por medio de tecnicas criogenicas de separacion del a i r e , es entre US$0,80 y USS1,2/MPC, en lugares donde e l costo de l a energia en e l campo varian entre US$2 y US$3/M?lBtu. -1/ La recuperacibn anual de l a inversion e s ' d e US$53 millones. La pro- duccion anual media es 1703,6 x 109 PCEG en 15 aiios 6 113,6 x lo9 PCEG por afio. Evidentemente, con l a produccion acelerada e s t e costo disminuiria. Por o t r a parte, e s t e costo aumentara con el tiempo debido a 10s rendimien- tos decrecientes . Costos de operacion 7.30 Los costos de operaci6n s e calcularon a p a r t i r de 10s estados financieros anuales de YPFB - 1/ y s e estimaron en US$O,ll/MPC. Costos de t r a n s ~ o r t e 7.31 En base a l a s inversiones en 10s gasoductos a1 Altiplano y e l f l u j o previsto de gas, s e estima e l costo de transporte interno en US$1,20-US$2. Se recomienda que YPFB estudie 10s beneficios de f i j a r un precio 6nico para e l gas, distribuyendo e l costo regional de transporte entre todos 10s consumidores del pais. Resumen de 10s costos marginales del gas 7.32 En e l Cuadro 7.4, s e estima el costo tkcnico incremental para producir, recolectar y transportar gas natural en Bolivia: Cuadro 7.4: Costo marginal del gas (US$/MPC) Boomerang Campos de condensados Costo de exploration Costo de desarrollo Costo de operacion Total parcial Costo de transporte Total - /1 Se aplica solamente s i hay que producir volknenes incrementales y hay que s u s t i t u i r l a reinyeccion de gas natural por o t r o gas para mantener l a presion en l a formation. 7.33 E l analisis anterior permite estimar e l costo incremental de produccion de gas natural en US$0,58/MPC, e l cual resulta considerable- mente mayor a1 costo contable que calculo YPFB para 10s primeros cuatro meses de 1982 (US$0,18/MPC). La diferencia obedece a que YPFB basa sus - 1/ En 1980, YPFB produjo alrededor de 5 2 x 109 PC de gas. Los costos de operation son US$5,9 millones. Se han excluido 10s impuestos, regalias, compra de gas a empresas privadas, pago de intereses y depreciacion. estimados en inversiones pasadas. A ambos valores habria que afiadir e l pago de regalias y e l impuesto sobre la renta, que en Bolivia s e calcula en base a l a renta bruta. Segun estimation de YPFB, e l monto de kstos asciende a US$0,24/MPC en 1982. De a l l i s e tiene que YPFB compara e l pre- cio actual de gas de $l,O/MPC con un costo contable t o t a l de US$0,42/MPC. Sin embargo, su costo econ6mico real es de por l o rnenos de US$0,82/MPC. A 1 aiiadir a esa c i f r a e l costo medio de transporte de gas a1 Altiplano resulta evidente que e l precio del gas deberia elevarse a US$1,94-2,79/MPC, para hacer rentables las inversiones futuras. Relacion entre e l precio del fuel o i l y e l del gas 7.34 Un estudio sobre e l mercado de gas, realizado por l a GDC, indica que "en Santa Cruz la conversion industrial a gas s e habia realizado s i n problemas tkcnicos y a costo medio de $b 5,75/MMBtu de consumo anual (a 10s niveles de precios de 1980-81). Este costo vari6 entre un minimo de $b l/MMBtu y un msximo de aproximadamente $bl7,50/MMBtu. A 1 diferencial de precios entre estos combustibles a mediados de 1982, ($b 210,18/MMBtu frente a $b 42,85/MMBtu, o sea, una relacion de 4,9:1), e l consumidor industrial recupera l a inversion en un plazo promedio de 1,5 afios, con m6ximos y minimos comprendidos entre 3 meses y 4 , s aiios". Estructura de 10s precios de 10s productos liquidos 7.35 La actual estructura de precios relativos en tbrminos de equiva- lentes tkrmicos, s e presenta en e l Cuadro 7.5. Cuadro 7.5: Precios a1 consurnidor, en tkrminos energkticos - Noviembre 1982 Gasolina de a l t o octanaje Gasolina corriente Kerosene Diesel Fuel o i l GLP para uso residencial para uso industrial para automoviles Precio del GLP: 7.36 Actualmente existen t r e s precios para e l GLP,dependiendo del uso f i n a l a que se le destina: residencial, industrial y para transporte. E l precio del GLP para uso residencial e s t a por debajo de su costo de produc- ci6n (US$2,30/B en 1982 i/,excluyendo 10s costos de transporte y d i s t r i - buci6n). Considerando que l a s ventas a e s t e mercado son l a s de mayor volumen, resulta evidente que de mantenerse 10s actuales precios no s e justificaran l a s inversiones en nuevas plantas de recuperacibn de licua- bles. La mision recomienda s e intenten unificar 10s precios del GLP a largo plazo. Como medida inmediata s e sugiere unificar e l precio del GLP para uso domestic0 e industrial (para evitar l a sustitucion) y elevar ambos a por lo menos e l 50% de su costo de oportunidad. Precios de l a gasolina 7.37 E l gran diferencial de precios entre l a s gasolinas de a l t o y de bajo octanaje no s e j u s t i f i c a desde e l punto de v i s t a del costo de r e f i - nacibn, n i del costo de oportunidad. Ademas, alrededor del 60% de 10s vehiculos operan a altitudes a las cuales e l octanaje es menos importante. Por l o tanto, e l precio de l a gasolina de bajo octanaje deberia elevarse y l a distribucion de gasolina de a l t o octanaje deberia limitarse a 10s l l a - nos. Con esto s e reducirian 10s costos de refinacibn y de distribucibn de l a gasolina. Relacion de precios entre gasolina y diesel 7.38 La p o l i t i c a de f i j a r un precio del diesel menor a1 de la gaso- lina ha inducido l a sustitucion entre ambos en e l sector del transporte (Cuadro 7.6). Dado que l a oferta interna de diesel es limitada, s e reco- mienda elevar su precio a1 nivel del precio de l a gasolina en terminos de equivalentes termicos. I/ YPFB estima que el costo de producci6n del GLP en 10s primeros ocho - meses de 1982 fue de US$5/B en refineria (26% del t o t a l ) y de US$1,35/B en plantas de gas. Cuadro 7.6: Uso de combustible en e l transporte t e r r e s t r e , 1975-81 (MTEP) - Combustible 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 Gasolina 296 313 338 356 368 374 375 Diesel 54 63 98 130 134 147 150 GLP Total Precios (centavos de US$/galon) Antes de Dic. '75 Dic. '79 Ene. '81 Nov. ' 75 Nov.'79 Dic.'BO Ene.'82 Feb.'82 Nov.'82 Gasolina de a l t o octanaje N . D . 94,6 90,8 106,O 86,O 66,O Gasolina de bajo octanaje 20,8 66,2 75,7 90,8 68,6 47,3 Diesel 10,4 24,6 60,5 90,8 68,8 43,5 GLP N.D. N.D. 45,4 43,O 15,6 Relacion de precios entre GPL y kerosene 7.39 La actual relacion de precios entre estos combustibles e s ade- cuada para inducir e l reernplazo de kerosene por GLP en e l sector residen- c i a l . Sin embargo, s e teme que e s t a p o l i t i c a de precios no va a lograr e l objetivo s o c i a l que s e propone, porque e l a l t o diferencial de precios entre 10s combustibles para uso residencial y 10s combustibles industria- l e s conducira a l a sustitucion incontrolable en e l sector i n d u s t r i a l . Esto obliga a revisar 10s precios d e l kerosene y d e l GLP domkstico para elevarlos a1 nivel del precio del d i e s e l en tkrminos cal6ricos. Cuadro 7.7: Sector residencial/comercial (MTEP) Kerosene 134 117 108 99 98 90 62 GLP 34 43 56 69 84 115 140 Precios (centavos de USS/eal6n) Antes de Dic.' 75 ~ i c '79 . Ene.'81 Nov.'75 Nov.'79 Dic.'80 Ene.'82 ~eb.'82 Kerosene 4,7 5,7 15,l 60,6 43,O GLP N.D. 4,6 14,8 24,5 16,3 Fuente: YPFB y estimaciones del personal del Banco. C . INSTITUCIONES 7.40 E l Ministerio de Energia e Hidrocarburos (MEH) tiene l a respon- sabilidad de formular las politicas energeticas y de regular l a explora- cion, explotacibn, industrialization y utilizacibn de todos 10s recursos energeticos, except0 10s forestales, que son de responsabilidad del Minis- t e r i o de Agricultura. 7.41 En principio, e l MEH desempefia sus funciones de regulaci6n del sector de 10s hidrocarburos a traves de l a Direccion Nacional de Hidrocar- buros y tiene bajo su jurisdicci6n a l a empresa de petrbleo y gas Yaci- mientos Petroliferos Fiscales Bolivianos. E l sector de la electricidad esta regulado por o t r a dependencia del MEH, l a Direccion Nacional de Elec- tricidad (DINE). La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), a s i como e l I n s t i t u t o Nacional de Electricidad Rural (INER) tambien est5n comprendidos en l a jurisdiction de e s t e Ministerio. 7.42 E l MEH no esta suficientemente capacitado para desempefiar sus funciones y para servir de coordinador de las actividades del sector. Se recomienda crear dentro de e s t e Ministerio un departamento de planifica- cibn pequeiio, per0 competente, que debe e s t a r dotado de personal altamente calificado, equipado con instrumentos analiticos, y asistido por expertos externos durante sus primeros aiios de funcionamiento. Esta unidad tendra que coordinar e l f l u j o de informaci6n con l a s empresas de energia y con 10s demis ministerios del gabinete econ6mico. En cooperaci6n con l a s direcciones sectoriales fortalecidas (DNH y DINE), e l departamento de planificacion s e encargaria de promover y evaluar estrategias energeticas, organizar programas y supervisar su ejecucion. Velaria para que s e armo- nicen 10s objetivos economicos y energeticos, y coordinaria sus activida- des con l a s del Ministerio de Agricultura, a f i n de formular programas destinados a elevar e l nivel de vida de l a poblacion r u r a l , incluyendo e l abastecimiento de energia. 7.43 E s precis0 hacer que l a poblacion boliviana tome conciencia de 10s profundos cambios en l a estructura de l a demanda de energia que s e necesitan para asegurar e l crecimiento economico futuro. Por l o tanto, e l Gobierno, a trav6s del MEH, tendra que realizar una campaiia p6blica para explicar su estrategia y obtener e l apoyo popular. Los objetivos de con- version y conservaci6n deben perseguirse por dos medios: a) asistencia tecnica y lineas de credit0 para evaluation y ejecucion de proyectos, y b) formulacion de un regimen legal. 7.44 La organizacion y administracibn de las empresas de energia han sido analizadas en informes anteriores del Banco y estan en marcha progra- mas especificos para fortalecer estas instituciones. En 10s parrafos siguientes s e examinaran solo aquellas recomendaciones que s e relacionan con cuestiones tratadas en e s t e informe. Hidrocarburos 7.45 Se recomienda a1 Gobierno de Bolivia revisar su p o l i t i c a rela- t i v a a l a participacion de empresas privadas en e s t e sector. En caso de que s e llegue a un acuerdo con Brasil para l a exportation de gas natural, habra que desplegar un esfuerzo enorrne en exploracibn, desarrollo y cons- truccion de infraestructura. Los recursos financieros, tkcnicos y genera- les que s e requeriran para curnplir con e s t a tarea, bien pueden exceder l a capacidad de YPFB. En v i s t a de que el fortalecimiento institucional es un proceso de larga gestacion y las tareas a curnplir son urgentes, puede resultar ventajoso invitar l a participacion privada para que colabore en e l desarrollo de l a industria. 7.46 La rnision considera que e l actual marco juridic0 no es el mas favorable para 10s intereses bolivianos, n i para 10s posibles participan- t e s del sector privado. La actual Ley General de Hidrocarburos faculta a1 Estado contratar con ernpresas privadas convenios de operation para l a exploracion, explotaci6n y produccion de hidrocarburos. Asirnisrno, en su Articulo 51, l a Ley establece que YPFB podra pactar contratos, a solo riesgo del contratista, para l a fase de exploracion unicarnente. La Ley no preci.sa porcentajes de participacion y sisternas de reparticion de l a pro- duccion, quedando YPFB facultada para negociar estos terrninos individual- rnente con cada contratista. En cuanto a l a forma de pago de 10s impuestos nacionales y departamentales A / , l a Ley General de Hidrocarburos establece que YPFB retendri, a1 precio en boca de pozo, 10s volcrnenes necesarios para e l pago de 10s mismos. En 10s contratos vigentes, l a produccion bruta de hidrocarburos se distribuye entre las empresas y e l Gobierno en una proporcihn de 40/60 6 50/50 y l a participacihn de l a s ernpresas esta totalrnente exenta de pago de irnpuestos. YPFB paga estos irnpuestos sobre e l volurnen t o t a l producido, y con 10s ingresos que deriva de su participacion. 7.47 La forma como se aplica actualrnente l a Ley General de Hidrocar- buros adolece de varias deficiencias: a ) debido a l a rigidez de 10s con- venios, se desalienta l a participacion privada en carnpos o proyectos mar- ginales, rnientras que e l Estado deja de percibir e l rnhximo posible cuando las ernpresas descubren reservas irnportantes de hidrocarburos; b) corno YPFB paga 10s irnpuestos que corresponderian a las empresas, s e duda que las compafiias norteamericanas puedan acreditar e l pago de 15stos ante el impuesto de 10s Estados Unidos como impuesto pagado en e l extranjero; c) dado que l a ley limita l a participacion del sector privado a l a explora- cion, explotacion y produccion, YPFB s e ve en l a obligacion de llevar a cab0 todas las demAs act ividades per i f ericas (recuperation suplementaria, transporte, refinacion y mercadeo). Con esto se dispersan 10s limitados recursos tecnicos y financieros de l a ernpresa petrolera nacional cuando esta deberia concentrarlos en 10s objetivos que ofrecen l a mayor rentabi- lidad financiera y economica. -1/ Hay dos impuestos principales: a) l a s regalias de 11%, que se paga a 10s departamentos regionales, y b) e l irnpuesto sobre l a renta del 19% que s e paga a1 Tesoro Nacional. Arnbos se basan en 10s valores internacionales del petroleo crudo, rnenos deducciones por concept0 de costos de elabora- cion y transporte, y por e l de consurno propio. 7 . 4 8 Por consiguiente, la mision recomienda que e l Gobierno revise su Ley de Hidrocarburos y/o 10s reglamentos de su aplicacion y sus leyes impositivas. Debe obtener asesoramiento de especialistas juridicos y economicos en l o que respecta a las nuevas caracteristicas de contratacion internacional formulando un contrato modelo, incluyendo formulas novedosas que f a c i l i t e n l a participacion privada en: contratos de recuperacion secundaria en campos de YPFB, contratos de "exploraci6n exclusivamente", contratos de servicio y contratos sobre operaciones conjuntas. 7 . 4 9 Existe en Bolivia l a opinion de que 10s contratos de operacion deben limitarse a aquellas zonas donde realmente s e necesiten inversiones de riesgo, ya sea por su ubicacion geografica o por e l poco conocimiento de su geologia, y de que debe continuarse reservando para YPFB las zonas de mejores perspectivas. Este punto de v i s t a seguramente e s t a basado en e l deseo de dar maximo aprovechamiento de 10s recursos naturales naciona- les para e l desarrollo del pais. Sin embargo, e l valor de ese recurso es mayor cuanto mas pronto s e l e pueda aprovechar. Dadas las limitaciones financieras que enfrenta Bolivia, es imposible desarrollar e l potencial de hidrocarburos a1 ritmo que e l pais exige para su recuperacion econbmica y para apoyar e l crecimiento sostenido u l t e r i o r . Por e l l o , e l an5lisis economico aconseja considerar l a captacion de capitales extranjeros para e l desarrollo de 10s hidrocarburos. Una posible manera de hacerlo s e r i a invitar a empresas privadas a que firmen convenios de exploracion para objetivos de a l t o riesgo, como e l de trampas estratigriificas, compens5ndo- las con una participacion en las areas reservadas a YPFB. Otra posibili- dad consiste en ofrecer una participacion en e l mercado de exportacibn i/, proporcional a las reservas de gas descubiertas. Tambibn s e r i a de inter& examinar un t i p 0 de contrato de servicios, bajo e l cual l a contratista realizaria actividades en areas reservadas a YPFB, s i n derecho sobre e l producto, y su remuneration e s t a r i a predeterminada y condicionada a1 resultado de las operaciones. 7 . 5 0 Otro requerimiento para lograr e l pleno aprovechamiento de l a riqueza de hidrocarburos consiste en asegurar l a administration eficiente del sector, capaz de formular y ejecutar programas y proyectos cuyos obje- tivos estbn claramente definidos y adecuadamente coordinados, y de super- visar las actividades del sector privado. A nivel del Ministerio de Energia e Hidrocarburos es necesario garantizar l a independencia de ese organism0 como organo rector de l a politica petrolera y supervisor de las empresas operadoras. Como medidas especificas s e recomienda: a) Apoyar la estructuracion de l a Direccion de Planeamiento como unidad de formulacion y analisis de estrategias energeticas. - 1/ Tesoro y Occidental recibieron una participacion en e l mercado de exportaci6n de Argentina (un t o t a l de 80 MMPC diarios) y en 10s nuevos contratos que s e estan negociando s e garantiza a l a empresa una participa- cion de 50 MMPC diarios en e l mercado brasileiio, s i este proyecto s e con- vierte en realidad. b) Reforzar l a Direccion Nacional de Hidrocarburos, dotandola de personal tecnicamente calificado e independiente, corno ente supervisor de YPFB. 7.51 La perdida de personal profesional en YPFB, inadecuada delega- ci6n de autoridad y responsabilidad, y l a f a l t a de coordinacion entre 10s objetivos financieros y operativos, dificultan l a rnarcha de l a ernpresa. Por e l l o , l a mision sugiere que corno medidas de reforzamiento institucio- nal, s e estudien l a s siguientes: a) Definicion de las funciones especificas de cada gerencia y direccion, con forrnulacion de objetivos, requerimientos de personal, y un sisterna de control para asegurar que 10s objetivos Sean realizados. b) Revision de 10s sistemas de s a l a r i o s , para relacionarlos directamente con e l nivel de responsabilidad, productividad y e l s a l a r i o cornparativo en e l sector privado dentro y fuera d e l pais, estableciendo asimismo ajustes automaticos de salarios en funcion del costo de vida y a 10s salarios comparativos . c) Definicion de un programa de desarrollo de carrera profe- sional en e l area tecnica y ejecutiva de l a empresa que tenga en cuenta las necesidades de personal a largo plazo. d) Implantacion de sistemas y m6todos de control administra- t i v o y financier0 que proporcione a l a gerencia information permanente y actualizada sobre inventarios y e l f l u j o de insumos y de productos, y sobre las corrientes financieras. e) Irnplantacion de instrumentos analiticos que perrnitan plani- f i c a r y evaluar estrategias operacionales futuras y optimi- zar actividades actuales . e) Contratacion de un experto a plazo f i j o , por ejemplo 5 aiios, investido con suficiente autoridad, y con e l objetivo especifico de promover e l aumento de l a productividad de l a empresa y l a racionalizacion de 10s costos de operacion de l a misma. 7.52 La empresa debe ademas incorporar entre sus responsabilidades l a gestion de l a demanda, promoviendo l a conservacion de energia en Bolivia. Habria que establecer un grupo asesor especial orientado a prestar servi- cio a 10s usuarios, que trabaje en estrecha coordinacion con 10s departa- mentos de comercializacion. Este grupo ayudaria a 10s consumidores a eje- cutar proyectos conducentes a una mayor eficiencia en e l uso de combusti- bles y a l a sustitucion entre formas energeticas. Adernas, YPFB debe tener l a facultad de supervisar estos programas y exigir su cumplimiento. Sector elkctrico 7 . 5 3 Una evaluation preliminar del sector elgctrico de Bolivia 11, indico que es necesario realizar un analisis cuidadoso de 10s aspectos legales, organizativos, financieros y operacionales de las entidades que integran e l sector. La mision recomienda que s e ejecute e s t e estudio a l a mayor brevedad. 7 . 5 4 La mision comparte las recomendaciones preliminares relativas a la necesidad de actualizar e l C6digo Nacional de Electricidad y de otorgar a DINE mayor autoridad en las decisiones relativas a la fijacibn de t a r i - fas. En materia administrativa, e l estudio preliminar sugiere s e rees- tructure e l Directorio de ENDE y a las gerencias de e s t a empresa para mejorar e l proceso de delegacion de autoridad y la toma de decisiones. 7 . 5 5 El Gobierno boliviano anuncio en noviembre de 1982 su decisi6n de nacionalizar a l a Bolivian Power Company, l a cual prestaba servicio a La Paz bajo un contrato de concesiones. La incorporaci6n de estos activos ampliar5 l a base financiera de ENDE, y l a integracibn del importante mer- cad0 de La Paz permitira planificar la expansi6n del sistema nacional a una escala mayor y mas solida. Sin embargo, e s t a expansibn de ENDE exige que s e fortalezcan sus sistemas tecnicos y capacidad de planificacion eco- n6mica y financiera a largo plazo. Electricidad rural y recursos renovables en pequefia escala 7.56 E l I n s t i t u t o de Electrificacion Rural (INER) s e cre6 con e l objeto de llevar electricidad a las poblaciones pequefias y a las aldeas. INER establecio servicio electric0 en unos 50 centros rurales (principal- mente con plantas diesel), en 10s cuales form6 cooperativas para l a gene- racibn y l a recaudacion. Las t a r i f a s s e fijaron de manera que 10s ingre- sos cubran 10s costos. Muchas de estas cooperativas han fracasado por no tener l a capacidad para operar, mantener y administrar estas plantas elec- t r i c a s . La misibn recomienda que l a administration de las operaciones de INER, a s i como las decisiones relativas a nuevas inversiones, s e reconsi- deren en e l context0 de un Plan Nacional de Electrificacion Rural. 7.57 INER ha intentado ampliar sus programas a1 campo de 10s recursos renovables, haciendo investigacion sobre posibles aplicaciones de energia s o l a r , eblica, biogas y minicentrales hidroelectricas. Lamentablemente, e l i n s t i t u t o no t i e n e e l personal, n i la capacidad tkcnica, n i 10s recursos - 11 Informe sobre e l Estudio del Sector Electric0 de Bolivia (Report on the Study of the Power Sector of Bolivia), por Simons Resource Consultants, Canada 1982, financiado por PNUD. financieros para r e a l i z a r un programa de diseminacion de e s t a s tecnolo- g i a s . La mision sugiere s e estudie un marco instituc.iona1 a l t e r n a t i v o para ejecutar 10s programas de electrification r u r a l . Recomendaciones Precios a ) Establecer e l concept0 d e l costo de oportunidad como principio para l a p o l i t i c a de f i j a c i o n de precios Y elevarlos a ese n i v e l tan pronto sea posible. b) Relacionar 10s precios de 10s productos petroleros con l a t a s a de cambio del peso boliviano y a j u s t a r 10s precios gradual y periodicamente a una t a s a superior a1 de l a inflation interna. c ) Reflejar en l a estructura de precios l a escasez r e l a t i v a de 10s productos en e l mercado interno. Elevar 10s precios del d i e s e l y e l fuel o i l a1 n i v e l de l a gasolina, en termi- nos de contenido calorico. Igualmente, aumentar e l precio d e l kerosene y d e l GLP para uso domestic0 a1 nival de 10s combustibles i n d u s t r i a l e s , para e v i t a r l a sustitucion en e l sector i n d u s t r i a l . d) Elevar a corto plazo e l precio d e l gas natural a1 equiva- lente de US$2,00/MPC y hacerlo tender a su valor economico r e a l en un plazo mayor. e ) Ajustar gradualmente l a t a r i f a e l e c t r i c a a1 nivel de su costo marginal a largo plazo, mediante aumentos periodicos a una t a s a superior a l a t a s a inflacionaria. f ) Proceder a1 estudio nacional de t a r i f a s e l e c t r i c a s para racionalizar l a s diferencias e n t r e t a r i f a s aplicadas por las empresas regionales de distribution, t a n t o en l o que s e r e f i e r e a1 cargo por energia y por potencia, como a l a estructura de estos cargos. I n s t ituciones g) Garantizar l a independencia d e l Ministerio de Energia e Hidrocarburos, reforzando su capacidad de planificacion global de energia y fortaleciendo a l a Direccion Nacional de Hidrocarburos y a l a Direccion Nacional de Electricidad. h) Realizar una campaiia de inforrnacion p6blica para crear con- ciencia del problema energetic0 y lograr l a cooperacion de l a poblacion en l a implementacion de las e s t r a t e g i a s de conservation y conversion. i) Reorganizar la estructura administrativa de ambas corpora- ciones energeticas para facilitar delegacion de autoridad, la toma de decisiones y la coordinaci6n de operaciones. j) Revisar la Ley de Hidrocarburos y/o sus reglamentos y las leyes impositivas, incorporando formulas de contrataci6n modernas y adaptadas a las caracteristicas de Bolivia. - 97 - VIII. UTILIZACION DEL EXCEDENTE DE GAS 8.01 E l excedente de gas s e define como l a diferencia volumetrica e n t r e l a s reservas recuperables y l a s obligaciones de mercado contraidas. En e s t e capitulo s e intenta cuantificar e s t e excedente y evaluar 10s bene- f i c i o s que podrian obtenerse de su exportacion d i r e c t a o de su transforma- cion i n d u s t r i a l en f e r t i l i z a n t e s o combustibles liquidos. 8.02 En e l Capitulo 2 s e hizo una proyeccion de l a demanda mixima de gas natural a 1 aiio 2010. La estimation de l a demanda interna acumulada (2,7 BPC sobre 30 aiios), que figura en e l Cuadro 8.1, no incluye e l uso de gas natural como insumo a1 complejo i n d u s t r i a l proyectado para Mutun (una siderurgica de exportacion y plantas quimicas). Para garantizar e s t e suministro en e l futuro, s e r 5 necesario tomar decisiones r e l a t i v a s a l a asignacion optima de e s t e recurso escaso en un plazo cercano. La conse- cuencia obvia que r e s u l t a de l a decision de contraer un nuevo compromiso de exportacion, de l a magnitud contemplada en e l proyecto de gasoducto a1 Brasil, es que l a generation e l e c t r i c a incremental tendra que proceder d e l desarrollo d e l potencial hidroelectrico, geotermico u o t r o . Se estima que e s t a medida por s i s o l a l i b e r a r i a un volumen de gas de aproximadamente 0,8 BPC, equivalente a 30% del consumo interno t o t a l acumulado. La opcion hidroelectrica l l e v a asociada, s i n embargo, un mayor costo de c a p i t a l , que es un costo economico r e a l que habria de recuperar en e l precio de expor- taci6n de gas (parrafo 8.11). 8.03 Actualmente Bolivia t i e n e un solo compromiso de exportacion. Suministra de 200 a 220 MMPCD de gas a l a Argentina en v i r t u d de un con- t r a t o que vence a1 f i n a l de 1991 l/. Se preve que, por razones de indole p o l i t i c a , Argentina seguira comprando gas a1 terminar e l contrato, a pesar de que cuenta con considerables recursos propios de gas. Provecto de e x ~ o r t a c i o na Brasil 8.04 En octubre de 1978, Bolivia firmo con Brasi! una c a r t a de inten- cion referente a1 suministro de 400 MMPCD de gas a l a zona de Sao Paulo. Este contrato s e e s t a negociando en l a actualidad. E l mismo e s t i supedi- tad0 a : 1/ Este es un acuerdo firme de compra, con c i e r t a f i e x i b i l i d a d estacio- - nal en 10s volumenes de compra. E l precio basico s e revisa cada trimestre y a principios de 1983 e r a de US$4,27/MMBtu. Argentina tambien compra c i e r t o volumen de propano, butano y pentano, contenidos en l a corriente de gas, a un precio equivalente a1 precio "spot" vigente en e l Golfo Arhbigo para e l GLP y l a gasolina natural. a) La certificacibn de las reservas: iPuede Bolivia c e r t i f i - car una cantidad de reservas de gas natural suficiente para cumplir con e l contrato durante 20 afios y reservarlas para este fin? b) E l precio de compra: iPueden l a s partes convenir un precio para e l gas que resulte economico para e l comprador e inte- resante para e l vendedor? Cuadro 8.1: Estimacion del excedente de gas (109 PC) Reservas de gas (probadas y probables) 6.700 Mercado interno Uso direct0 como combustible (demanda f i n a l ) 383 Generaci6n electrica 315 Extracci6n de GLP 106 Pkrdidas y consumo en l a industria petrolera (10% de l a producci6n) 160 Total de compromisos internos 964 Exportacion a Argentina hasta 1991 (o hasta e l aiio 2001) Total de compromisos Excedente de gas 4936 /1 (4136)p Gas necesario para e l proyecto de exportaci6n a1 Brasil durante 20 aiios - --- -- - - - /1 Sobre la base de las exportaciones a la Argentina hasta 1991. /2 Sobre l a base de las exportaciones a l a Argentina hasta 2001. Fuente: Estimacion de l a mision. 8.05 Reservas: E l Cuadro 8 . 1 i l u s t r a claramente l a importancia de e s t a condicion. E l contrato implica l a venta de un volumen de gas de 2,9 billones de pies ciibicos, acumulado sobre 20 aiios. Esta cantidad s e equi- l i b r a precariamente con e l excedente, s i s e calcula l a demanda interna sobre 30 aiios. La situacibn de e q u i l i b r i o es aun mas dudosa, por l a incertidumbre que s e t i e n e sobre e l volumen r e a l de reservas de gas. Para d i s i p a r en p a r t e e s t a s dudas, YPFB ha comenzado, con a s i s t e n c i a d e l BID y e l BIRF, un programa de exploracion de 10s campos de gas de l a zona de Boomerang y d e l campo Vuelta Grande. E l programa s e e s t a ejecutando satisfactoriamente y s e espera cumplir e l objetivo hacia marzo de 1983. Por o t r a p a r t e , YPFB e s t a por contratar una programa de r a t i f i c a c i b n de reservas ya evaluadas por l a empresa y agrupadas en reservas Clase I , I1 y 111, en 10s campos Santa Rosa, Yapacani, Enconada, Palometas, San Roque, Naranjillos, Vuelta Grande, Caranda, Colpa y Rio Grande. Sin embargo, hay que seiialar que estos programas no aumentaran e l volumen de reservas (6,7 billones de pies ciibicos) que figuran en e l Cuadro 8.1, sin0 que simple- mente daran mayor certeza con respecto a dicha cantidad. Precio de e x ~ o r t a c i b n 8.06 En l a c a r t a de intencibn s e definieron 10s parametros de nego- ciacion sobre precios de gas. Se convino en que s e tomaria como base e l precio internacional de 10s combustibles liquidos a s e r reemplazados por e l gas natural en Sao Paulo. E l precio en l a frontera s e definio como l a diferencia entre e l precio bhsico y e l costo medio d e l transporte desde Sao Paulo hasta l a frontera boliviana. 8.07 E l precio basico elegido no t i e n e una interpretacion unica. Un precio internacional puede d e f i n i r s e por l o menos de t r e s maneras: a ) E l precio del combustible liquid0 en l a r e f i n e r i a de un importante centro de exportacibn (como e l Caribe), mas f l e t e s y gastos conexos hasta Sao Paulo; b) El precio a1 que e l Brasil podria vender su excedente de combustibles en 10s mercados internacionales. Esto s i g n i - f i c a calcular e l valor de retorno (net back) en funci6n del precio d e l combustible en l a r e f i n e r i a en un importante centro de exportacion ( e l Caribe), menos e l costo del. transporte desde Sao Paulo hasta e l centro de refinacion; c ) E l precio que paga e l consumidor brasileiio por u t i l i z a r un combustible derivado de petroleo importado. 8.08 Desde e l punto de v i s t a de Bolivia, e l precio d e l gas debe generar ingresos suficientes para cubrir todos 10s gastos relacionados con e l suministro de gas y compensar t a n t o e l agotamiento de e s t e recurso nacional, como e l costo de l a opcion hidroelectrica que habra de seleccionar. 8.09 E l estudio de ingenieria basica realizado recientemente para e l gasoducto Santa Cruz-Sao Paulo proporciona una buena base para estimar e l costo del transporte. En dicho estudio, s e estima l a inversion tecnica en USS1.184 millones, a precios de 1982. Tomando en cuenta 10s aumentos de precio previstos hasta l a terminacion del gasoducto (1986), e l monto de inversiones s e eleva a US$1.695 millones. E l precio unitario medio del transporte, estimado en funcion de esta inversion, mas 10s gastos de operacion, asciende a US$1,99/MPC, desglosados como sigue: a) US$0,62/MPC correspondientes a1 tramo boliviano y b) US$1,37/MPC correspondientes a1 transporte en e l Brasil, desde Corumba hasta Sao Paulo. 8.10 E l proyecto implica para Bolivia realizar inversiones en desa- r r o l l a r 10s campos de gas descubiertos, en nuevas exploraciones para repo- ner las reservas, en construir e l gasoducto de transporte de gas desde 10s campos a Santa Cruz y en incurrir en costos de operacion incrementales. La suma de estos elementos de costo se estiman en US$l,O3/MPC (Cuadro 7.4). 8.11 La compensacion por concept0 de cambio en l a opcion de genera- cion electrica a desarrollo del potencial hidroelkctrico s e estima en US$0,94/MPC - l/. 8.12 La sumatoria de estos elementos tbcnicos de costos (parrafos 8.11-8.13) conlleva a afirmar que e l precio del gas en l a frontera debe ser como minimo igual a US$2,59/MPC. Esa c i f r a acn no compensa a Bolivia por e l agotamiento de sus recursos. Por e l l o , a ese precio minimo del gas en l a frontera habra que aiiadir un monto por concepto de regalias e impuestos. 8.13 Dada l a magnitud de l a inversion (alrededor de USS800 millones, a precios corrientes, para l a porcion boliviana del gasoducto y para e l desarrollo de 10s campos de gas), y las implicaciones que este proyecto tiene en l a economia y en l a estrategia energetica de Bolivia, l a mision recomienda a1 Gobierno asesorarse de expertos que estkn familiarizados con las cuestiones economicas y energeticas internacionales y brasileiias. E l actual clima de negociacion es particularmente d i f i c i l debido a1 estanca- miento de l a economia mundial, e l excedente de crudo en e l mercado inter- national y la incertidumbre acerca de l a reestructuraci6n efectiva de mer- cados en 10s proximos diez a veinte aiios. - 1/ Este valor se obtiene dividiendo l a sumatoria de 10s costos incremen- tales de capital asociados a l a alternativa hidroelectrica, entre l a suma- t o r i a de 10s volumenes de gas exportados, ambos debidamente descontados. Los incrementos en capacidad de generacibn electrica s e estimaron como sigue: de 406 MW efectivos en 1981 a 719 MW en 1990, a 1336 MW en e l afio 2000 y a 2304 MW en 2010, l o que implica un increment0 t o t a l de 1898 MW sobre e l periodo. E l costo incremental de capital s e calcul6 como dife- rencia entre US$2000/kW para l a opcion hidrica y US$550/kW para centrales a gas. Las ventas totales de gas son de 2,92 billones de pies cubicos sobre 20 afios, con un flujo constante de 400 MMPCD. 8.14 A t i t u l o de colaboracion y s i n pretender agotar e l tema, en las siguientes secciones s e examinan: a) 10s terminos y condiciones de algu- nos contratos internacionales de exportacion de gas; b) l a situacion ener- getica de Brasil, y c ) usos alternativos de gas como insumo en plantas quimicas y su transforrnacion en combustibles liquidos. A . Contratos internacionales de exportacion de gas 8.15 En l a actualidad estan vigentes numerosos contratos de exporta- cibn de gas y muchos de e l l o s han sido modificados recientemente. En e l Cuadro 8.2 s e presenta una muestra de las condiciones que s e estipulan en esos contratos, en l o que s e r e f i e r e a l a eleccion del precio basic0 y 10s factores de reajuste. 8.16 Precio basico: E l gas es un product0 de combustibn limpia que s e adapta a diversos usos; t i e n e ademas caracteristicas propias que l e dan un valor superior a1 equivalente tbrmico en aplicaciones como l a fabrica- cion de vidrio y de productos petroquimicos. En e l Cuadro 8.2 s e puede observar que actualmente 10s precios basicos s e situan entre US$4,25 y US$6,3h/MMBtu CIF 1/. Algunos contratos s e basan en un precio FOB, como 10s contratos de ~ r ~ e l con Francia y Belgica, y en otros s e estipulan i a precios en l a frontera. 8.17 En paises donde e l gas tiene que competir con otros combustibles por 10s mercados industriales y de generation elkctrica, e l precio basico del gas solo r e f l e j a su valor energetico. A corto plazo, e s t a parece s e r l a situacion del gas boliviano en Sao Paulo. E l costo de distribucion de gas a 10s sectores residenciales y comerciales es generalmente a l t o por l a s economias de escala en l a s redes de distribucion y por las variaciones significativas en e l consumo (altos picos en l a demanda d i a r i a y estacio- n a l ) . Sin embargo, estos costos s e reducirian considerablemente si. s e desarrollan nuevos usos para e l gas, t a l como su compresibn a GNC, y su utilization como combustible de transporte. Por tanto, Bolivia deberia mantener en e l contrato de exportacion una clausula que permita ajustar e l precio base en funcion del uso f i n a l que s e de a1 gas boliviano en ese mercado. 8.18 En aquellos paises donde s e han impuesto limitaciones a las emisiones de S0,y NO,, 10s usuarios estan dispuestos a aceptar un recargo en e l precio del gas de US$1-1,5/IlPC, como lo ilustran l a s diferencias de precio entre Japon y Europa. Sao Paulo tiene un s e r i o problema de conta- minacion de a i r e , y e l uso de gas reduciria 10s costos de inversion en equipos de control. -1/ Esto equivale a1 precio de un b a r r i l de fuel o i l ae US$24-30, supo- niendo que e l costo de transporte varie entre 25 centavos de US$/MPC y US$2,00/MPC. Cuadro 8 . 2 : ~ r e c i o bdsico y factores de eacalamienta en e l comercio international d e l gas PRECIOS HUNDIALES ACTUALES DEL CAS ($/IMBtu) CONDICIONES DE LA INDIZACION VOLUWN (Miles de mi- FACTOR FORHA EN WE Imporcador Exportador lloncs dc m3 FOB CIFfl A PERIOD0 ALFA INDICE SE APLICA Ene. 82 Irregular 1,00 Coato de crudo importado en Toronto/Precio fuel o i l en EE.UU. Ene. 82 Parbn 20:8O de fuel o i l No. 2 y No. 6 en ciuda- dea importantea dk EE.UU. Cambio I FRAHCIAICAZ DE ARCELU/ Feb. 82 Ocho crudoa Equivalente FRANCE SONATRACH abaoluto Btu Ene. 82 Crudo exportado por pro- Equivalente ductorem de CNL. abaoluto Btu Crud08 importadoa por Btlgica Ene. 82 Precioa de fuel o i l Cmmbio X No. 2 y No. b en Puerto de Nueva York EE.UU.1 TRUNKLINE fi Ene. 82 Preciom de fuel o i l Cambio X No. 2 y No. 6 an Puerto de Nueva York ALEUANIA PAISES BAJOS/GASUNIE Oct. 81) Fuel o i l 1%S con ALEWIA NORUECA fi Jul. 81) deafaae de 5 mesea ALEUANIA URSS fi 0,64 fuel o i l 1X S; 0,22 fuel o i l No. 2; 0,LO fndice de aalarioa ALEUANIA URSSIYam.1 Jul. 81 2OX crudo, 40X ga861e0, Cambio X 40% fuel o i l 1X S JAPON ABU DHABI Nov. 81 JAPONIJILWPC (Osaka Can. Kyushu Elec, Chubu Elec. Kanss, Elec. Nippon Stee1) INDONESIA/BADAK NOV. 8 1 Petrbleoa imporcadoa por Japbn JAFUN BRUNEI Nov. 81 JAPON EE.UU./AUSKA Nov. 81 - I1 En 10s proyectom de CNL habrfa que agregar aproximadamenre 40 centavos de US$/HMUtu por concepto da coat0 de regaaificacibn. excepto en e l caso de TrunklineIArgelia y U.S. Di8tri$a8/Argelia; dicho comto e s t l incluido en e l precio. /2 Base del contrato. Para lograr l a paridad con Canadl. - n El Cobierno fiance. pagarl e l 13,SZ del valor FOB. IS Lsrl inactivo. De 1982 a 1985. En dicha fecha e l precio merl renegociable y e l volumen aumentarl a S.000 millonaa d e m3. - 17 Debido a l a clluaula de l a "nacibn mla favoracida", e l precio afectivo d e l contrato dependarl d e l raaultado da 1.. rnegociacionca de Arpalia con rrancia, Lapafla l I t a l i a . I 8 No incluye e l gal de S t a t jord. NO comprende e l gaa adicional que ae cranaportarfa a travta d e l propueato gaaoducto aovittico ( a n t e r i o r u n t e llamado "Yamal"). Lor contrato. se denominan en l a monad. d e l pa18 importador y *atablecon un precio minim de a p r o x i d a l r n t e ~ ~ $ 5 , 4 0 / M B t u . - Fuente: OIE, "Natural Gaa - Proapecta t o 20UO''. 8.19 E l nivel absoluto de precios de gas ha aumentado sustancialmente en 10s dltimos afios. La paridad con 10s combustibles liquidos s e f i j a en funcion de l a perception que tienen 10s negociadores en cuanto a l a esca- sez mundial de energia y l a seguridad de suministro. Por ejemplo, e l gas exportado por Holanda a 10s paises vecinos t i e n e un precio base en l a frontera de US$4,45/MMBtu; e l precio en l a frontera del gas mexicano exportado a 10s Estados Unidos es US$4,63/MMBtu. En 10s contratos euro- peos s e calcula l a paridad en funcion del precio del fuel o i l de bajo con- tenido de ezufre; en e l caso mexicano, 6ste s e determina usando una rela- cion de 20:80 entre 10s precios medios del fuel o i l No. 2 y e l No. 6, cotizado en varias ciudades de Estados Unidos. 8.20 Las clausulas de ajuste de 10s contratos de gas contienen 10s siguientes elementos: a) Periodo: e l intervalo de ajuste varia entre 3 y 6 meses; cuanto m a s corto es e l periodo, mas s e beneficia e l vende- dory pues e l ajuste s e realiza en funcion de l a variacion del precio ocurrida en e l intervalo anterior. b) E l factor alfa: s e r e f i e r e a l a parte del precio basico afectada por e l indice de variacion. Generalmente es igual a l a unidad. Indice: En 10s contratos actuales s e vinculan las varia- ciones de precio del gas con l a s variaciones de 10s precios del petroleo crudo o 10s productos del petroleo. Es impor- tante que las partes escojan un precio de referencia que escape a su control. Por e l l o , Bolivia no deberia aceptar como paridad referencial e l precio medio de las importacio- nes de crudo del Brasil. Ademas, algunos contratos contie- nen clausulas de reajuste por concept0 de variacion en las tasas de cambio; estas pueden s e r importantes s i las dos partes tienen estructuras de comercio exterior muy d i s t i n t a s . d) Aplicacibn del indice: Esto s e r e f i e r e a s i e l indice s e aplica como una cantidad absoluta o como una variacibn por- centual, y adquiere especial importancia cuando e l precio basico del gas es inferior a1 equivalente termico de 10s elementos del indice, en e l momento en que e l contrato entra en vigor. e) La clausula de l a nacibn mas favorecida s e ha incluido en algunos casos. Esto s e r i a de interes para Bolivia s i Brasil y Argentina firman un convenio de exportation de gas en e l futuro. 0 . 2 1 En l a carta de intencion no s e especifica claramente quk combus- t i b l e liquid0 sera reemplazado por e l gas natural, n i s e establece e l mecanismo de ajuste de precios. La mision recomienda que s e incorpore en e l contrato una formula que permita cambiar l a base sobre l a cual calcular e l precio del gas. Aunque inicialmente s e calcula l a paridad en funcion d e l fuel o i l , mas adelante s e r i a conveniente usar como base a1 diesel o un b a r r i l compuesto de diversos productos, para dar mayor estabilidad a ese precio. 8.22 AdemAs, considerando l a magnitud de l a inversion en l a produc- ci6n y e l transporte, Bolivia tambien deberia establecer un precio minimo, para l a eventualidad de un ajuste negativo, e introducir una clausula de compra o pago con e l f i n de asegurarse de que obtendra ingresos suficien- t e s para cubrir las inversiones. 8.23 Finalmente, e s t a negociacion podria s e r v i r como ejemplo para intensificar e l comercio entre 10s paises en desarrollo. Como l o manifes- taron en l a carta de intencion original, las partes deberian proponerse ejecutar proyectos conjuntos, especialmente en l a transiormacion indus- t r i a l del gas a f e r t i l i z a n t e s y metanol. 8.24 Bolivia e s t a scmetida a una gran presion para aumentar sus ingresos de divisas a f i n de reembolsar l a deuda externa y financiar importaciones esenciales. E l contrato de exportacion de gas a1 Brasil significaria un aumento de l a capacidad de exportacion futura y , por lo tanto, s i t u a r i a a1 Gobierno en posicion mas ventajosa para renegociar l a deuda y obtener nuevas corrientes de capital para cubrir l a insuficiencia actual. Esto introduce una distorsi6n en las negociaciones actuales, porque e l grupo negociador de Bolivia necesita lograr un acuerdo l o mas pronto posible, mientras que e l grupo brasileiio no tiene l a misma urgencia en concluir las negociaciones. B . Situation energktica del Brasil 8.25 E l Brasil esth empeiiado en reestructurar su mercado energetic0 y disminuir su dependencia de petroleo importado. E l programa brasileiio consiste en reducir e l volumen de las importaciones de petroleo de 1.700 MB/d inicialmente estimadas para 1985 a un nivel de 1.150 MB/d. Brasil estima poder lograr e s t a reduccion mediante: un aumento en l a pro- duccion petrolera nacional de por l o menos 200 MB/d; una sustitucion de petroleo por otros combustibles de 350 MB/d, y un programa de conservacion que ahorre 200 MB/d. Los programas de sustitucion y conservacion afecta- ran en d i s t i n t o grado a l a demanda de 10s productos del petroleo. Por ejemplo, s e estima 1/ que l a proporcion de fuel o i l en l a demanda t o t a l disminuirh del 30% en 1978 a1 22% en 1985. Igualmente, l a proporcion de l a gasolina bajara del 23% a1 14%durante e l periodo de l a proyeccion. Los combustibles cuya proporcion aumentaria son e l diesel, e l GLP y l a nafta. Este cambio exige una modificacion de l a estructura de refinacion. Sin dicha modificacion s e estima que e l excedente de fuel o i l ascenderia por lo menos a1 equivalente de 70 MB/d (Cuadro 8.3). - - -- - 1/ Brazil: Energy Assessment Report, BIRF, 1982. Cuadro 8.3: Brasil: Oferta y demanda proyectada - Balance de refinacibn a 1985 fi (miles de barriles diarios) Producto Oferta Demanda Excedente/(Deficit) Gasolina Diesel Fuel o i l GLP Nafta Otros /2 Total de productos 1.104 1.156 -- 52 /1 Se supone que l a composici6n de 10s petroleos crudos sea en 1985 semejante a l a de 1978; que no s e agregue capacidad de conversibn que no e s t e prevista actualmente, y que s e limite l a exportation directa de productos. - 21 La categoria "otros" comprende kerosene, lubricantes, solventes, grasas, parafina y asfalto. Fuente: Brazil: Energy Assessment Report, BIRF, 1982. 8.26 La region de Sao Paulo es e l centro industrial m5s importante del Brasil. En 1978, Sao Paulo consumio 125 MB/d de petroleo residual, o sea e l 40% d e l t o t a l vendido en Brasil; e l consumo industrial de combusti- ble diesel s e estima en unos 25 MB/d, que representan e l 33% de las ventas de e s t e product0 en esa regibn. 8.27 E s d i f i c i l estimar e l consumo de combustibles de l a industria de Sao Paulo para 1985-86 (aproximadamente 150 MB/d en 1978). Se ha anun- ciado que e l 100%de l a generacion elkctrica de CESP de Sao Paulo debe pasar a u t i l i z a r carbon (alrededor de 10 MMT anuales) y que hacia e l f i n a l de 1984 todo e l fuel o i l que s e emplea en las fabricas de cement0 y las fabricas de hierro y acero debera s e r reemplazado por carbon. E l precio del carbon industrial en Sao Paulo s e estima en unos US$30 por tonelada, o US$1,5/MMBtu (carbon de Rio Grande do Sul). Este precio esta subsidiado. 8.28 Los precios de 10s productos del petroleo en Brasil s e estable- cen en paridad con 10s niveles internacionales, y s e les recarga con un elevado impuesto a1 consumo. Los residuales tienen un diferencial de pre- cio de aproximadamente US$7/B por concept0 de contenido de azufre seme- jante a1 del mercado mundial (unos US$1,60/MMBtu). Cuadro 8.4: Brasil: Precios de 10s combustibles a1 consumidor final - ( j u l i o de 1982) Q US$/Unidad Unidad US$/MMBtu GLP lb. 4,98 Gas natural MPC 5,51 Gasolina de a l t o octanaje Galon 22,85 Gasohol Galon Diesel Galon 12,50 Alcohol para automoviles Galon Kerosene Galon 12,76 Fuel o i l No. 6 Alto contenido de azufre Barril 4,89 Bajo contenido de azufre Barril 6,50 Bunker C Barril 4,32 Fuente: Energy Detente, 9 de julio de 1982 /1 Tipo de cambio: Cr$169,51 = US$l. 8.29 Actualmente, Sao Paulo no tiene acceso a gas natural; existe una planta de fabricacibn de gas a p a r t i r de nafta, que atiende a un numero reducido de consumidores industriales. A t i t u l o informativo, s e reproduce a continuation l a estructura de precios del gas en Brasil. Esta establece precios distintos segun e l t i p 0 de consumidor f i n a l , subsidiando a1 gas insurnido como materia prima y penalizando su uso como combustible, con un recargo de 34% por encima del equivalente termico del fuel o i l . Cuadro 8.5: Brasil, precios del gas natural (octubre de 1981) /1 Tipo de consumidor US$/MMBtu Industria petroquimica Fertilizantes Industria del acero Otros consumidores (como combustible) - 1/ Convertidos a1 t i p 0 de cambio de Cr$115 = US$1 8.30 Esta breve resefia d e l panorama energetic0 brasilefio y regional indica que l a s propuestas importaciones de gas desde Bolivia (400 MMPC d i a r i o s , que equivalen a 70 MB/d de petroleo residual) podrian s e r impor- t a n t e s . Probablemente representaran alrededor d e l 30% d e l consumo t o t a l de petroleo en l a i n d u s t r i a de Sao Paulo en 1985 y conllevarian a nuevas inversiones en refinacibn y a modification en 10s programas de produccion y transporte d e l carbon. La industria privada tambikn tendra que hacer algunos gastos para adaptarse a1 nuevo combustible. .31 Desde e l punto de v i s t a d e l precio, 10s consumidores no estaran .ispuestos a pagar mas d e l equivalente termico d e l petroleo que usan .ctualmente, menos e l costo de conversion. Por tanto, s i e l programa de control de l a contamination es firme, e l combustible de sustitucion en e l cual habria de basar l a paridad del gas es e l fuel o i l de bajo contenido de azufre. C. Industrialization del gas natural 8.32 Como a l t e r n a t i v a a 1 gasoducto de exportation a 1 Brasil, l a s autoridades bolivianas s e proponen analizar l a conversion i n d u s t r i a l d e l gas en f e r t i l i z a n t e s y/o hidrocarburos liquidos, para abastecer a 1 mercado nacional y para l a exportacibn. Actualmente, ninguna de e s t a s a l t e r n a t i - vas parece s e r f a c t i b l e desde e l punto de v i s t a financiero. E l mercado nacional es demasiado pequeiio para una escala razonable de produccion, y e l mercado internacional presenta un elevado riesgo, por e l excedente que podria s u r g i r a f i n a l e s de e s t a decada. En e l Anexo 3 s e presentan 10s calculos sobre 10s cuales descansan l a s conclusiones de l a mision, refe- rentes a 10s proyectos de amoniaco-urea, rnetanol, metanol-gasolina y gaso- lina-diesel. 8.33 En principio, l a conversion de gas en amoniaco-urea es econ6- micamente interesante. En una planta de exportacion de gran escala s e alcanzan valores de retorno para e l gas de aproximadamente US$3,0 a US$3,5/MPC l/. Sin embargo, de ejecutarse e l proyecto boliviano s e i n c u r r i r i a en una valoracion negativa para e l gas de aproximadamente US$1,50/MCF. 8.34 La comision de planificacion de Bolivia (CONEPLAN) aprobo, en j u l i o de 1981, e l proyecto de un complejo de amoniaco-urea. En enero de 1982, YPFB firmo un contrato para e l estudio de ingenieria basica para una capacidad de planta de 165 toneladas d i a r i a s de amoniaco (con tecnologia Haldor Topsoe), que produciria 250 toneladas d i a r i a s de urea y, posterior- mente, unas 50 toneladas d i a r i a s de n i t r a t o de amonio. En l a practica, e s t a planta tendria un insumo de 8 MMPC d i a r i o s de gas natural. La capa- cidad s e escogio en funcion d e l uso maximo de f e r t i l i z a n t e s en un sector - 1/ Estimacion d e l Banco agricola boliviano totalmente desarrollado. La planta tendria un costo de US$85 nillones (dolares de 1980) y s e construiria cerca de l a refineria de Palma Sola, en Santa Cruz. E l a n a l i s i s financier0 realizado por Bolivia supone una relacion deuda/capital de 30:70 y un precio mundial de l a urea de US$260 por tonelada I / . Ademas, YPFB supuso que 10s excedentes s e ven- derian en Brasil a l precio internacional menos un costo de transporte hasta l a frontera de US$25 por tonelada. 8.35 Tambikn conviene seiialar que en l a carta de intention original (1978) firmada por Bolivia y e l Brasil para e l proyecto de exportacion de gas s e acordo construir en Bolivia una planta de f e r t i l i z a n t e s , que opera- r i a como empresa conjunta y cuyo producto s e exportaria a Brasil. Sin embargo, Brasil parece haber perdido interes en e s t e proyecto. Consideraciones relativas a1 mercado a) Mercado nacional de 10s f e r t i l i z a n t e s nitrogenados 8.36 Bolivia importa todos 10s f e r t i l i z a n t e s que necesita. El t o t a l importado para e l periodo agricola 1978179 fue de 4.000 toneladas, de las cuales 3.990 consistieron en f e r t i l i z a n t e s nitrogenados 2/. Esta cantidad s e ha mantenido constante en 10s Gltimos diez aiios. ~ ~ u r v a al eaplicar 0,6 kg de nitrogeno por hectarea de t i e r r a arable, mientras que l a aplica- ci6n optima s e s i t c a en 50-100 kg por hectarea. La tasa de uso de nitr6- geno de Bolivia es la mas baja de Ambrica Latina. 8.37 A 1 igual que en numerosos paises en desarrollo, l a estructura de precios relativos en l a economia boliviana tiene l a tendencia de desvalo- r i z a r e l producto agricola y, en consecuencia, e l nivel de tecnologia y la productividad de ese sector son bajos. Por ejemplo, en Bolivia l a produc- tividad media de maiz es de solo 1.370 kg/ha (o 18 bushels por acre), mientras que e l promedio mundial es de aproximadamente 3.000 kg/ha, y el de 10s Estados Unidos es alrededor de 100 bushels por acre. E l consumo actual de nitrogeno (1.900 toneladas de K equivalen a 4.130 toneladas de urea) representa solo e l 52 de l a capacidad de l a planta propuesta (80.000 toneladas anuales). Aunque e l Gobierno de Bolivia s e propusiera desarro- l l a r a ritmo acelerado su agricultura, e l mercado interno no coparia l a capacidad de l a planta proyectada en 10s proximos 20 aiios 31. Resulta evidente que e l producto de e s t e proyecto e s t a r i a orientado hacia l a exportacion durante toda su vida economica. -1/ La estirnacion del BIRF para 1987 coincide con esta c i f r a . - - 21 Anuario FA0 de f e r t i l i z a n t e s 1979. Las c i f r a s s e refieren a tone- ladas metricas de nutrientes: K, P205 Y K20. - 31 En Birmania s e hizo un esfuerzo de este tipo. Durante 10s ultimos 15 afios e l consumo de f e r t i l i z a n t e s aument6 a razon del 17% anual, de 8.000 a 86.000 toneladas en e l periodo 1964-79. b) Mercados internacionales 8.38 E l arnoniaco es una materia prima para l a elaboracion de f e r t i l i - zantes y productos quirnicos (fibras s i n t & t i c a s , resinas, e t c . ) . En l a URSS, Mexico, Trinidad y Tabago, e l Medio Oriente, Canada, y otros, s e han realizado inversiones en nueva capacidad de produccion de amoniaco. A 1 estas plantas entrar en operacion durante l a decada, posiblemente s e pro- duzca una competencia de precios, l a cual obligara a aprovechar plenamente las economias de escala en produccion y en transporte. 8.39 En un estudio reciente del mercado 11, s e estima que l a demanda rnundial de amoniaco crecera durante e l 1980-2000 en un prornedio de 4,1% anual, l o que representa un aumento de 69 millones a 155 millones de toneladas de nitrogeno (MMTN). 8.40 Los mejores rnercados de exportation de Bolivia son 10s paises vecinos. Se estima que e l balance de l a oferta y l a dernanda de amoniaco en 10s paises latinoamericanos mejorara durante e l periodo. Mbxico, Brasil, Venezuela, Chile, Trinidad y Tabago, y Argentina han programado aurnentar su capacidad. Por consiguiente, aunque l a demanda de l a region s e proyecta a1 6,8% anual, es probable que e l dbficit t o t a l disminuya de 1,l MMTN en 1980 a 0,5 MMTN hacia 1990. Es probable que Brasil, Argentina y Peru registren un d e f i c i t en e l cornercio de nitrogeno y que Chile tenga un superavit. Cuadro 8.6: Oferta y dernanda de f e r t i l i z a n t e s nitrogenados (miles de toneladas de nitrogeno) Brasil Demanda 800 1500 2100 2600 3130 Of e r t a 290 850 1300 1700 2230 Balance (510) (650) (800) (900) (900) Argentina Demanda 60 120 200 280 350 Of e r t a 45 70 80 300 300 Balance (15) (50) (120 (20) (50) Chile Dernanda Of e r t a Balance Peru Demanda 100 150 200 250 300 Of e r t a 70 70 270 270 300 Balance (30) (30) (80) 70 - Fuente: Chem Systems Inc., Davy McKee - Market Studies, rnarzo de 1982. Revisiones de l a rnision. 11 Chem System Inc. & Davy McKee, Petrochemical Plan for Thailand, marzo - de 1982. 8.41 De acuerdo a estas cifras, el Brasil es sin lugar a dudas el comprador potencial mas interesante. Es probable que el deficit de amoniaco para fertilizantes de ese pais aumente de 0,5 MMTN a 0,8 MMTN entre 1980 y 1990. Ademas, se preve que el mercado del amoniaco industrial aumentara en el Brasil a raz6n del 7% anual, de 0,l MMTN en 1980 a 0,5 MMTN hacia el afio 2000. Para entrar en ese mercado, Bolivia tendra que competir no solo con la urea producida con materias primas nacionales, sin0 tambikn con 10s fertilizantes nitrogenados (tales como el nitrato de amonio) derivados de amoniaco importado. La industria de fer- tilizantes est5 controlada en el Brasil por PETROFERTIL, subsidiaria de Petrobras, con la cual Bolivia tendria que ponerse en contact0 para estu- diar mas a fondo la posibilidad de una empresa conjunta. Esa compafiia ha comenzado recientemente un gran complejo de amoniaco y urea en Araucaria (1.200 toneladas diarias de amoniaco) con base en la oxidacion parcial de residual pesado, metodo mas complicado y caro. Se estan construyendo otros dos complejos basados en el gas natural. 8.42 Se preve que 10s precios internacionales de la urea aumentarh solo moderadamente, pues es probable que se produzca un excedente en el mercado mundial. Sin embargo, como se indica en el Cuadro 8.7, las opi- niones de 10s expertos difieren considerablemente. Cuadro 8.7: Precios de exportation de la urea A precios corrientes A precios constantes /1 /2 de 1981 /2 /1 Cifras obtenidas de un estudio efectuado por Chemsystem Inc. - /2 BIRF, Tendencias del comercio y de 10s precios de 10s productos basicos, 1982. 8.43 El tamafio de planta determina la economia de produccion, Un complejo a escala mundial (1.000 toneladas diarias de amoniaco y 1.700 de urea) tiene una inversion de alrededor de US$350 millones a US450 millo- nes, con costo unitario de capital de US$700 a US$900 por tonelada a1 a60 de urea. La inversion unitaria en una planta del tamafio propuesto para Bolivia, puede llegar a US$1.200 por tonelada anual de urea. 8.44 Bajo l a evaluation financiera realizada para e l proyecto boli- viano (Anexo 3.2), s e estima que e l costo de produccion puede llegar a USS340 por tonelada de urea, superior a1 costo que r e s u l t a r i a de importar e s e product0 en Bolivia. Este calculo s e hizo considerando un factor de descuento del 10%y valor cero para e l gas. De efectuarse e s t e proyecto, Bolivia tendria que absorber una perdida equivalente a US$1,53 por cada m i l pies cubicos de gas incluidos en l a planta. 8.45 A l a luz de e s t a s c i f r a s , s e sugiere que Bolivia i n s i s t a , en sus conversaciones con Brasil, en una empresa conjunta para establecer una planta de f e r t i l i z a n t e s de escala mundial. S i s e construye e l gasoducto entre Bolivia y Brasil, podria r e s u l t a r ventajoso para ambas partes s i t u a r l a planta cerca d e l mercado mas grande, porque r e s u l t a mas barato trans- portar gas natural que transportar e l amoniaco liquid0 o l a urea solida. La evaluacion financiera indica que Bolivia obtendria un valor de retorno de aproximadamente US$1,50/MPC por e l gas suplido a esa planta. 8.46 La mision comparte l a preocupacion d e l Gobierno de Bolivia por incrementar l a produccion agricola y suministrar f e r t i l i z a n t e s a precios razonables. Se sugiere que a corto plazo Bolivia mejore su sistema de comercializacion de l a urea, a f i n de reducir e l costo de e s t e f e r t i l i - zante para e l consumidor f i n a l . Combustibles s i n t e t i c o s : transformacion d e l gas en liquidos 8.47 La industria petrolera boliviana ha estado considerando e l metodo Fischer-Tropsch, modificado por SASOL en l a Republics de Sudafrica, y e l proceso de conversion de metanol a gasolina (MTG) de l a Mobil O i l Company, como posibles a l t e r n a t i v a s . La mision reviso l a evaluaci6n eco- nbmica preliminar, preparada por profesionales de YPFB l / . Se encontrb que 10s costos actuales de estos proyectos son mhs a l t o s que 10s supuestos usados en e l estudio boliviano. En general, e l valor de retorno para e l gas que s e obtiene de estos proyectos es menor que e l correspondiente a l a utilization directa de gas, porque en l a transformacion se consumen apre- ciables cantidades de gas. Entre e s t a s a l t e r n a t i v a s , l a produccion de metanol parece s e r l a mas interesante y, por l o t a n t o , deberia estudiarse con mayor d e t a l l e . a) Metodo Mobil de conversion de metanol en gasolina 8.48 En enero de 1982, e l Gobierno de Nueva Zelandia firm6 e l acuerdo f i n a l con Mobil para l a construcci6n de una planta de gasolina s i n t e t i c a utilizando gas natural. Actualmente e l costo de l a planta s e estima en US$1.200 millones, l o que representa gran aumento con respecto a 10s - 1/ Evaluacibn tecnico-economica preliminar, Proyecto Conversion Gas Natural en Hidrocarburos Liquidos, junio de 1981, por 10s ingenieros D. Pozo y J. Barrientos y e l Lic. M. Camacho. US$500 millones indicados en e l convenio i n i c i a l de a b r i l de 1980. La planta tendri una capacidad nominal de 570.000 toneladas anuales de gaso- lina s i n t e t i c a (o alrededor de 15.000 b a r r i l e s por d i a de operaci6n). Estas c i f r a s contrastan con 10s supuestos usados por YPFB, contemplando una inversi6n de US$570 millones y una capacidad de 20.000 B por d i a de operaci6n. Seg6n YPFB, l a planta de gasolina requiere un insumo de 6.320 t diarias de metanol (o e l equivalente de cuatro trenes de 1.580 T/SD cada una) y usa un t o t a l de 174,2 MMPC diarios de gas. 8.49 Cabe subrayar que l a planta de Nueva Zelandia e s l a primera de tamafio comercial de e s t e t i p o que s e construye. Los resultados de e s t a empresa son de interes para muchos paises en 10s cuales l a seguridad de suministro o e l a l t o costo del transporte (en paises s i n salida a1 mar) son factores determinantes. Todavia es demasiado pronto para estimar e l costo por b a r r i l de gasolina producida. La gasolina s i n t e t i c a probable- mente no competira con e l petroleo importado, por l o que como alternativa de l a exportaci6n de gas, esta opci6n ofrece un valor de retorno inferior a1 del metanol. Dado e l a l t o costo de oportunidad del capital en Bolivia, l a misi6n sugiere que s e aplace l a consideracion de e s t a opci6n. Metanol i/ 8.50 Las perspectivas de nuevas aplicaciones quimicas del metanol y de su uso como combustible s i n t e t i c o , han reactivado el inter& de usar gas natural para su conversion a metanol. Sin embargo, l a misi6n opina que e l desarrollo de nuevos mercados para e l metanol s e r a lento, a menos que l a oferta mundial de petr6leo s e interrumpa debido a alg6n aconteci- miento extraordinario. a) Mercado interno 8.51 En l o que respecta a1 mercado interno de Bolivia, el metanol podria usarse inmediatamente como aditivo de l a gasolina de a l t o octanaje (106-110 RON), afiadiendo entre 5% a 10% en volumen de metanol a1 volumen de gasolina. Con e s t e uso, no s e requiere modificar 10s motores, n i reem- plazar piezas en 10s vehiculos, y tampoco hay que introducir cambios en 10s sistemas de distribucion de gasolina. En Bolivia, s e podrian reempla- zar unos 500-700 barriles diarios (60-90 toneladas diarias) de gasolina por metanol. 8.52 El uso de mezclas con mayor proporci6n de metanol o su uso direct0 en motores de ignicion y en motores d i e s e l , requiere cambios importantes que no se justifican en Bolivia, a menos que l a industria international introduzca en e l mercado motores disefiados especificamente para l a s caracteristicas de e s t e combustible. -1/ Gran parte del material esth tomado de "Emerging Energy and Chemical Applications of Methanol: Opportunities for Developing Countries", Banco Mundial, a b r i l de 1982. A largo plazo, Bolivia debe dar consideraci6n a1 uso de metanol d .53 como combustible i n d u s t r i a l y residencial en areas donde no sea posible hacer llegar e l gas. Puesto que e l uso d e l metanol exige modificaciones en 10s equipos y presenta problemas de almacenamiento y manipulation a h poco conocidos, l a sustitucion debera hacerse mezclando metanol con com- bustibles liquidos tradicionales. Suponiendo una mezca de 50% en volumen, es posible estimar un mercado potencial de 1.500 B/d de metanol (alrededor de 190 t d i a r i a s ) A/, desplazando aproximadamente 825 B/d de productos de petroleo 2 / . 8.54 Por l o t a n t o , l a potencial demanda interna de metanol como com- bustible (250 t d i a r i a s ) , representa aproximadamente e l 25% d e l tamaiio economico de una planta de metanol. En l a actualidad son comunes plantas de 1.000 t d i a r i a s y s e estan construyendo plantas de 2.000 y 2.500 t d i a - r i a s , con un solo t r e n . Estos tamaiios son 10s que determinaran e l precio internacional d e l metanol en e l futuro. 8.55 La f a c t i b i l i d a d futura del proyecto de metanol en Bolivia depen- dera de un aumento del mercado interno y de 10s mercados de exportacion. En l o que respecta a1 mercado interno, e l metanol podria i n i c i a r e l desa- r r o l l o de una industria quimica 3 / . La mitad d e l consumo mundial d e l metanol para f i n e s quimicos corresponde a l a production de formaldehido. Este product0 es un insumo en la manufactura de resinas termofraguantes de aplicacion i n d u s t r i a l , especialmente en l a industria maderera, y Bolivia t i e n e un gran potencial f o r e s t a l . b) Potencial de exportacion 8.56 Muchas de l a nuevas plantas de metanol para exportacion que s e estan construyendo en paises que cuentan con abundantes recursos de gas son de a l t o riesgo, pues estan basadas en l a expectativa del mercado ener- g e t i c ~ ,e l cual e s t a supeditado a1 e q u i l i b r i o en e l mercado petrolero, y a1 desarrollo tecnologico t a n t o de l a industria automotriz, como d e l pro- ceso de conversion del metanol a gasolina. - 1/ Esta c i f r a e s t a basada en e l 100%d e l mercado actual de kerosene y e l 20% de l a demanda de d i e s e l y de f u e l o i l . - 2/ Tomando en cuenta e l contenido c a l o r i f i c 0 mas bajo d e l metanol (8.570 Btu/lb, o 3,70 MMBtu/b). 3/ Para permitir l a f l e x i b i l i d a d necesaria, e l proyecto deberia conce- - b i r s e como una planta de metanol de a l t o grado de pureza, que de todas maneras no parece s e r menos e f i c i e n t e desde e l punto de v i s t a d e l costo que una planta productora de metanol para uso como combustible. 8.57 La mision sugiere que Bolivia estudie e s t a alternativa a1 f i n a l del decenio. Para esa 6poca estar6 mejor definida l a situacion tanto del mercado internacional, como de l a oferta interna de hidrocarburos liquidos. 8.58 Actualmente, e l 97% del mercado del metanol es para fines quimicos. La mayor parte de e s t e mercado ya ha llegado a su madurez y aumentara a ritmo moderado en e l futuro. La nueva capacidad en construccion o programada excede considerablemente de l a demanda proyectada de metanol para l a industria quimica y es probable que en e l periodo 1985-87 s e produzca un gran excedente. 8.59 E l Brasil y Argentina son 10s dos Gnicos paises con production directa de metanol. Trinidad y Tabago es e l Gnico o t r o pais con un proyecto firme. Este pais tiene abundantes reservas de gas natural y un mercado interno limitado. Se ha establecido una planta de metanol, orientada hacia l a exporta- cion, como medio de u t i l i z a r e l gas natural. Cuadro 8.8: Capacidad de producci6n de metanol en America Central y del Sur, 1979 (miles de toneladas mktricas anuales) Compafiia Ubicaci6n Capacidad Materia prima Futura Brasil Alba Cubatao, Sao Paulo 20 Petroleo residual +10 (1980) Copenor Camacari, Bahia 60 Gas natural + 5 (1980) Prosi n t Rio de Janeiro 50 Nafta +10 (1980) Total 100 Argentina A t anor Rio Tercero, Cordoba 15 Gas natural +lo0 (1985) Casco (Borden) P i l a r , Buenos Aires - Gasnatural 20 Total 35 Trinidad y Tabago National Energy - Corporation Point Lesas Gas natural +440 (1984) - Total 165 8.60 Cabe seiialar que todas l a s plantas d e l Brasil y Argentina son de una tamaiio i n f e r i o r a1 economico de exportacion y que l a s que usan combus- t i b l e s liquidos como materia prima tienen un costo de produccion conside- rablemente mayor. Se j u s t i f i c a n debido a que su produccion es cautiva y s e usa principalmente para l a produccion de formaldehido. Por l o tanto, cabe deducir que l a s empresas brasilefias podrian tener i n t e r e s en desarro- l l a r proyectos conjuntas con Bolivia para producir no solo metanol, sin0 tambien formaldehido. Brasil necesitara capacidad adicional de produccion de metanol hacia 1984/85 y ya en 1979 importo 15.000 toneladas de e s t e product0 de 10s Estados Unidos. 8.61 Hay un grupo de proyectos tendientes a aumentar l a capacidad de produccion de metanol. Sin embargo, s e estima que Brasil dependera cada vez mas de l a s importaciones de metanol hacia mediados o fines de 10s aiios ochenta. A 1 f i n a l del s i g l o , l a s importaciones podrian alcanzar d e l 40% a1 45% de sus necesidades. Copenor e s t a planeando un proyecto contradic- t o r i o . Consiste en una planta de metanol que produciria 1.000 toneladas d i a r i a s y empezaria a funcionar en 1985-87. Originalmente e l metanol debia usarse para producir productos quimicos. Sin embargo, s e g h 10s planes actuales l a mayor parte de l a produccion de l a planta s e venderia a PETROBRAS para mezclar con gasolina, y competiria directamente con e l pro- grama d e l etanol. 8.62 En l a costa d e l Pacifico, e l mercado potencial d e l metanol para l a industria quimica es de unas 150 t d i a r i a s en 10s paises vecinos d e f i - c i t a r i o s . Debido a que e l metanol es liquid0 y puede transportarse por tuberias, Bolivia podria incorporarse a1 comercio internacional usando e l actual oleoducto a Arica (Chile). Cuadro 8.9 : Analis is del excedente ( d e f i c i t ) de metanol (miles de toneladas metricas) Brasil Argentina Chile Per6 Ecuador Saldo 8.63 Las tendencias d e l precio internacional d e l metanol dependeran de que s u r j a un mercado de c i e r t a magnitud para e l metanol como combusti- b l e en 10s paises desarrollados. Estas perspectivas dependen, a su vez, de l a relaci6n entre 10s precios futuros del metanol y de 10s productos d e l petroleo. Por e l exceso de capacidad proyectado, es posible que 10s precios del metanol disminuyan en terminos r e a l e s . El Banco Mundial ha formulado dos escenarios de precios futuros. Cuadro 8.10 Proyeccion de precios del metanol (en terminos constantes - US$/ton) Escenario a) Escenario b) Fuente: World Bank - Metanol: Oportunidades para paises en desarrollo. Costos de produccion 8.64 E l Banco 1/ ha estimado e l costo de production del metanol en US$180/ton, para una planta de 1.000 toneladas diarias de capacidad, con un 20% de rentabilidad sobre l a inversibn, en tkrminos reales, y supo- niendo un valor cero para e l gas. Bajo e l escenario de precios constan- t e s , s e obtendria un valor economico para e l gas de US$2.00/MPC. SASOL - Procesos de licuefaccion Synthol y Arges 8.65 Aunque estas tecnologias son de especial inter& para Bolivia porque permiten producir destilados medios y aun productos mas pesados, no pueden s e r consideradas en e s t e momento. Ademas de su elevado costo de capital 2/ y las grandes cantidades de gas que necesitan, estas plantas requieren personal calificado, un gran volumen de agua e importantes ins- talaciones de eliminacion de desechos. 8.66 E l analisis preliminar de YPFB indico que e l rnetodo Sasol era mucho menos favorable que e l rnetodo Mobil MTG. En e s t a etapa es imposible determinar l a economia relativa de estos rnetodos. Por l o tanto, s e sugiere que Bolivia aplace una decision a1 respecto. Actualmente s e estan inves- tigando varias nuevas tecnicas de licuefaccion del gas; por ejemplo, s e esta trabajando en e l desarrollo de tecnicas de licuefaccion ultrasonics. -1/ World Bank: Nuevas aplicaciones energeticas y quimicas del rnetanol. Oportunidades para 10s paises en desarrollo. Abril 1982. - 2/ Con un tip0 de interes del 14%y una vida econbmica de 20 aiios, e l solo costo de capital s e puede estimar en US$38 por b a r r i l de product0 ref inado. Producto Interno Bruto Por Sector Economico, a Precios Constantes (en millioned de US$1970) - 11 PIB a Precios de Mercado Crecimiento Promedio Anval X Sector 1970 1976 1979 1980 1981 1970-76 1976-80 1981 Agricultura 189 251 259 259 261 4.9 0.8 2.1 Tradicional 167 212 212 No tradi- cional 22 39 42 I n d u s t r i a 314 447 470 464 467 6.1 0.6 Mineira 97 113 101 102 2.5 -2 .5 0.1 Metalurgia 0 5 7 8 75.8 12.5 n.a. Manufactura 150 221 251 247 6.7 2.8 -2.8 Cons truccion 43 61 69 66 6.0 2.O Hydro- carburos 10 26 17 16 17.7 -11.4 -7.9 Energia E l e c t r i c a 14 21 25 25 7.0 2.9 Servicios 537 769 873 887 884 6.2 3.6 n.a. Transporte 78 140 176 179 10.2 6.3 Otros - - - - 459 629 697 708 5.4 3.O PIB Total 1040 1468 1597 1610 1612 5.9 2.3 -0.6 - 11 Tasa de Cambio: 1US$ = 11.90 $Bol. 1970 Source: Fuente: Country Economic Report, Septiembre 1982. Bolivia: Balance E n e r l e t i r o- 1981 (unidades o r i ~ i n s l e s ) PETROLEO, CONDEN- sg SAKIS, Y CASOLINA GAS KEROSENE PRODUCTOS PETRO- TOTAL PRC- CARBON PERDIDAS Y RECURSOS --- LENA BACAZO HIDRO NATURAL NmC~ P A L A 5l CASOL\N*~; J E T L ~ L D I ~ ~ , L FUEL-OIL ~ ~ L LEROS NO EQERGETICOS DUCTOS PET. ELECTRICIDAD V E G ~ T A L~ u m c o ~ s ~ o U T I / - UTFTz/ C W 3 / Ih.'I! I%,J h' ?I 16nJ GUhKl p ACILVIDMES PRODUCCION Exoortacian l q o r t s c i o n 44 Cans- en gaaoducto de erportacien (6.853) OBERTA INTERNA BRUTA 2.280 850 1.081 1.277 10.888 (36) (14) - 44 CONVEBSION: Plantas de gas Rcf inacion Planta de lvbriesntes Cone- YPPB Ceneracien Electrica Perdid- laen tranmll- sion )r distribrelon Convrrmion carbon vegetal (140) ORRTA 1h"IEPnA SECIIWDARIA 2140 850 I081 2.061 233 665 226 I86 1 3 26 1349 WZCLA oe PRODUCTOS (187) (18) 63 142 Alrr Perroearril )r Pluvial Ulnrria Fuente: E s t i u d o par l a mislon -ver Nota. c r p l i r a t i v s e . ANEXO 1.2A Pagina 1 de 3 BALANCE ENERGETICO NOTAS EXPLICATIVAS Leiia: Los datos engloban consumo directo e indirect0 (carb6n vegetal): a) El balance energhtico de 1980 (MEH) estim6 el consumo directo en 2.086 Mtons. o 730 MTEP, en base a resultados parciales de una encuesta. El consumo per capita de lefia se estimb como sigue: Altiplano: Valles: Llanos: La misi6n actualiz6 esta informaci6n a 1981 en base a un crecimiento de la poblacion de 2,7%. b) El consumo de carbbn vegetal esta basado en informaci6n suministrada por ENAF. No incluye el consumo de otras industrias. En la conversi6n de lefia a carb6n vegetal se tom6 un 35% de eficiencia. 2. Bagazo: El POTENCIAL ENERGETICO se calculo tomando un valor cal6rico de 8.800 Btu/kg de bagazo, con 50% de contenido de humedad. Los REQUERIMIENTOS ENERGETICOS se calcularon en funci6n del volumen de caiia procesada y de alcohol producido. Los requerimientos te6ricos son: a) 1,38 MMBtu/ton de caiia y b) 0,56 kcal/kcal de etanol, para la produccion a partir de melaza. El valor calbrico del etanol es de 5,048 kcal/lt. Fuente de informacibn: Anexos1.40 y 1.41. Datos de energia generada: Estadisticas ENDE Factores de conversibn: A nivel de produccion: 2.867 kcal/KWh (30% eficiencia) A nivel de consumo: 860 kcal/KWH (100% eficiencia) Diferencia: Asignada a ajuste estadistico: 2.007 kcal/kWh ANEXC 1.2A Pagina 2 de 3 4. Petroleo, condensados y gasolina natural: Fuente: Production - Cifras YPFB - Anexo 1.12: Insumo a refineria ajustada en funcion de productos ref inados . 5. Gas natural: Producci6n neta de gas: factor de conversion: 1.114 Btu/PC Gas a dernanda final: factor de conversion: 1.045 Btu/PC Gas a plantas de gas: contenido energktico igual a suma del contenido energetic0 del GLP y de l a gasolina natural. La produccion de gas excluye e l gas reinyectado, gas l i f t , quemado y perdido, o usado en e l campo o en plantas de tratamiento. Fuente: Anexo 1.22. Productos del ~ e t r o l e o : Fuente: YPFB - Informaci6n interna. 6. GLP: Incluye e l gas liquido producido en refineria y en plantas de gas. 7. Gasolinas: Incluye gasolinas automotor y de aviaci6n. Una parte de l a corriente de gasolinas s e usa como combustible de refinacion; o t r a parte s e usa para mezcla con diesel y fuel o i l . A nivel de l a refineria tambibn incluye e l llamado "~ydrobon", que es una nafta liviana que s e alimenta a l a unidad de reformaci6n. 8. Diesel : Parte de l a corriente diesel s e lleva a l a planta de lubricantes. E l diesel tarnbien s i r v e como combustible en l a s plantas electricas de 10s sistemas aislados y rurales. E l volumen de diesel usado por l a mineria para generaci6n electrica s e asign6 a1 consumo f i n a l de ese sector. 9 . Productos no energeticos incluyen solventes, e t e r , asfalto, lubricantes, parafinas, e t c . No s e representaron en e l balance. ANEXO 1 2 A Pagina 3 de 3 Electricidad Las c i f r a s representan generaci6n neta y s e convirtieron a1 factor de 860 kcal/KWh. De l a generacion bruta s e dedujeron 16% por concept0 de pkrdidas en transmisibn y distribution. Fuente: ENDE - 1981. Carbon vegetal: Representa solo e l consumo de ENAF en 1981. Este consumo fue de 60 ton/dia x 365 dias/afio. Algunas fuentes estiman que e l consumo de esa compafiia representa e l 85% d e l consumo t o t a l d e l pais. Disponible para demanda f i n a l : La asignacibn a 10s sectores de consumo s e hizo en funci6n a 10s siguientes principios: Gas : Ventas de YPFB. Productos petroleros: No e s t h directamente disponibles. Se us6 l a misma distribuci6n que en e l balance energktico de 1980. Electricidad: Informe de ventas de ENDE para 1980. Bolivia: 1981 Uso Final Efectivo de Energia (HTEP) Cas Kerosene/ Sectores Lena Bagazo Natural CLP Casolinas Jet Fuel Diesel Oil Fuel Oil Electricidad Total Distribution % Industria 1 42 43 6 4 10 81 32 219 30.0 Residencial/Comercial 112 98 19 50 279 38.1 Transporte Carretera 1 75 75 151 20.7 Ai re 3 20 23 3.2 Ferrocarril y fluvial 5 8 10 1.4 Mineria -- 5 6 37 48 6,6 Total 113 42 43 105 78 43 98 89 119 730 - NOTAS: - 1/ T o m en cuenta la eftciencia en el uso de energia. Las eficiencias usadas son las siguientes: Producto Sector Eficiencia Lena Residencial/Comercial 15% Industria 20% Bagazo Industria 33% Gas Natural Industria 80% GLP Industria 80% Residencial/Comercial 70% Transporte-Carretera 30% Gasolina Transporte-Carretera 20% Transporte-Aviacion 20% Kerosene Industria 15% Residencial/Comercial 30% Transporte-Ferrocarril 15% Mineria 15% Jet Fuel Transport-Carretera 20% Diesel Oil Industria 30% Transporte/Car~etera 25% Transporte/Ferro carril y Pluvial 30% Mineria 30% Otros 25% Fuel Oil Industria 70% Transporte-Ferro carril y Pluvial 50% Mineria y Otros 70% Electricidad Industria 100% Residencial/Comercial 90% Mineria lCO% Variables Eccnomlcas Escenario Basiw Emmario & hdrniento Acelerado Qecindento de la Poblacim 4%urbwo, 2%rural I@ Valor ®ado hbtria 1982 = -5% igual a asamado base ms pmyectos & epmsim identifick 1983 = 0% dm por a, -, incl. Acelte Flno, 1984-85 = 1.5% blbera Oriente, Fiihderia Smta Cruz, 19864) = 3,5% m,FNV, SOm Valor Wria T4Wl W indwtria Doble del crecindento en escenario base Valor Agrega& en & t a l a Vinto y La Palm expansim Vinto, Ia Palm y Karachi- Valor Pgrepado en AgrLdtura 1- = 3,5% ~ t i w / ~ r c i a l ~ c l n d e n t oPoblacicm Urbarra x 1,20 Ckeddento poblacicm urbana por 1,4. W a c t u r a hcindento V.A. Industrial x 1,30 heindento Valor Agqpclo -trial por 1,6 -ria Crechdento VA miner0 x 1,0 Ckeddento Valor Pgregado Mmro por 1,4 Domstico/brcial Urban0 = CreclmLento urban0 x 1,0 igual Ebrral = Crecindento rural x 1,0 Credmf.ento Pbbladm Rural x 1,O rnaros nems cmam cmstante & mmum & lena &creciente a 4 % / S 1em M a c t u r a y laetalurgia CrecimLento V.A. industrlat x 1,O Corn, m fndica en k x o 1.25 Vinto y La Pala Vinto, Za Palcay KaracNparrpa Mineria Cmchknto V.A. b r o x 1,o biwl T ~ ~ = P o ~ W Crecjmtento PIB x 1,3 Crecimhto PIB x 1,35 Bolivia: Balance Energetic0 Proyectado a 1990 - Escenario Base con Sustitucion (MTEP) Crudo Condensados Consumo Sector y Gasolina Gna Kerosene1 Carbon energdtico Total Biomasa Hidro Natural Natural GLP Gasolina J e t Fuel Diesel Fuel O i l Electricidad Vegetal y perdidas Energia Exportation Consumo en gasoducto de exportaclon Ajuste estadistico Oferta Interna Bruta 1006 310 980 1437 3733 Conversion Plantae de Cae 99 (478) 379 1/ Ref inerias (1079) (77) 50 585 212 171 12 126 Ceneracion e l e c t r i c a (310) (414) (98) 231 591 Conversion carbon vegetal (67) 22 45 Perdidas (63) (30) 9 3 Ajustes A55 (855) Disponible para demanda - f i n a l 876 - - 468 429 585 212 73 12 201 22 Industria 131 - - 337 51 Residencial/Comercial 745 - - 131 146 31 97 Ranaporte Carretera - 283 562 - -- 15 Aire 23 159 Ferrocarril y Fluvial 19 12 Mineria 3 58 53 -11 Basado en un estimado de production de CLP de 10 MB/d e n Plantas de Gas 3 b mu2 c 22;"dSL muccu cc1w*w U"ICk3 muumm "133. wmcc 91r" 2: mwmuwbu u ucow c1UY.J m_Iu . w mwu4 ZumSL2 nu w m w om U m b w r(_I Z _I Bolivia: Cambios e s t r u c t u r a l e s en l a Oferta y l a Demanda A 1990 Escenario Basico Escenario Crecimiento Sin Con Con Sustitu- Acelerada con 1981 Sustitucion Sustituciona cion y Conservacion Sustitucion Energia primaria para Mercado Interno - Total (MTOE) 2838, 3839, 3733, % Participacion Biomasa Hidro Pet r o l e o Gas Perdidas % Oferta Bruta Interna Supply L/ 12,4 25.0 22,9 Disponible para Demanda Interna (MTEP) 2145, 2878, 2878, % Distribucion Industria 19,5 18,8 18,8 ~ e s i d e n c i a l / ~ o m e r c i a l 46,7 40,O 40 ,O Transporte 30,8 37,3 37,3 Mineria 3,o 4 ,o 4 ,o Participacion de Formas Energticas En Consumo Final % Participacion Biomasa 40,6 31,2 31,l Petroleo 45,7 53,3 32,4 GLP de Plantas de Gas 5,4 5,8 13,2 Gas Natural 2,5 297 16,3 Electricidad 5,8 7,o 7,o - 1/ Perdidas reales para 1981. Para 1990, incluye a j u s t e s e s t a d i s t i c o s . Fuente: Balances energeticos. Anexos 1.3, 1.4, 1.5, 1.6, 1.7 mplo T/ ETO EIO mtr 1.17'0 " 3es Wl*cT- z/ 1'065 680 @TTuefmaT SL 7'9S ws: Wr;8JyW Xw3P=To/ 1m 8L9 1'198 I.L88 Z'EZZ S'66S IE'000 ZI'EIL E1S 806 m -TF= a=/ ZBZ 918 BL8 fL8 E'ZW B'LW B'L80 1~'800=/ 109 196 aa3wm T/ 28 91' s8 SZ BLE L08 580 1mL91 BS 9$ 868 ZLB T/ sa=vv -w7a -wa r? davopo' 71 Sndoua papruBJTou paTZ% slsre-I JU d-Jl0U pa &3Jc1-. F/ d a 1660 T 3 t * 10 Pa wd d Z'I WCI Pa~ O T W m 3 P ' Sa m 3 W JDUBW3a T-3a aT 1.ae30 pal. dwopo* B/ I'S% pa T=d- z a p r ~ w pa - FO - 3 ~ m -W3a V F davopo' %1 dlaJ4po W F e p O -30 aJrrwp.a pa ?%/wo' alse3TPPep Pa 1'1 F W O ZWO d Pa 1'0 I " R(1O'