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PNUDJBanco Mundial Programa de Asistencia para la Administracion del Sector Energetico

INSTITUTO NACIONAL DE ENERGIA

S ITUACI ON ENERGETI CA DEL ECUADOR: ANAL I S I S DE LOS PROBLEMAS ACTUALES , L 1NEAM 1ENTOS DE POL 1T I CAS A CORTO Y MED IAN0 PLAZO Y REPERCUS IONES SOBRE LA ECONOMlA

QU ITO, ECUADOR

JULIO DE 1988

LlNlDAD DE ESTRATEGIA Y EFICIENCIA ENERGETICA DEPARTAMENTO DE INDUSTRIA Y ENERGIA. BANCO MUNDIAL

lnforrne del Programa conjunto del PNUDIBanco Mundial de Asistencia para la Administracion del Sector Energetico. Este documento tiene distribucion restringida. Su contenido no debe ser divulgado sin la autorizacion del Gobierno, PNUD 6 el Banco Mundial.

SITUACION ENERGETICA DEL ECUADOR: ANALISIS DE LOS PROBLEMAS ACTUALES, LINEAMIENTOS DE POLITICAS A CORTO Y MEDIANO PLAZO

Y REPERCUSIONES SOBRE LA ECONOMIA

JULIO DE 1988

Este Estudio fue financiado por el Banco Mundial, el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo y el Gobierno de Italia.

PREFACIO

El presente Estudio fue solicitado por el Ministerio de Energia y Minas y ejecutado bajo la coordinaci6n del Instituto Nacional de Energia, por un grupo de consultores ecuatorianos y extranjeros asesorados por varias misiones del Banco Mundial. En la etapa que se elabor6 este documento ejerci6 la Direcci6n Ejecutiva del INE el Ing. Jaime Yumiseva, a quien se le agradece por el apoyo que aport6 la Instituci6n a su cargo y a1 Ing. Patricio Romero J., Director de Planificaci6n Energetics del INE, por la coordinaci6n del Estudio. El equipo de consultores ecuatorianos estuvo integrado por Luis Bacigalupo, Mauro Dbvalos, Wilson Pdstor (subsector petr6leo); Marcelo Jaramillo (subsector electricidad); Carlos Quevedo (subsector fuentes alternas y conservaci6n energetica); Carlos Izurieta (macroeconomia). Los consultores nacionales fueron apoyados por consultores internacionales cuyos nombres siguen: Luis Andrada (economista energetico), Joao N. Baptista (especialista en electricidad), Franco Brunelli y Mario Rastelli (tarificaci6n electrica), Hernin Campero (macroeconomia), Kenneth Hornby (especialista en petr6leos), Claus Rose (especialista en gas), David Schodt (especialista en economia-energia), William Simmons (especialista en petr6leo). La unidad tecnica que apoy6 a 10s consultores estuvo conformada por funcionarios de las instituciones energeticas cuyos nombres se detallan entre otros, INE: Byron Granda, Francisco L6pez, Julio Terin, Juan Zik; CEPE: Julio Cirdenas, y Benigno Trujillo, DNH: Jorge Aldaz, INECEL: Edgar Almeida, Bolivar Lucio y Ruben Suarez. Se presenta un especial reconocimiento a1 personal de apoyo secretarial: Evelyn P. Cortez-Fusco, Maria Susana Aguirre, Maria Antonieta Flores e Irene Ricci.

RESUMEN SINTETICO

A pesar del drdstico descenso del precio internacional del petr6le0, la economia ecuatoriana continua siendo altamente dependiente del sector hidrocarburifero. Se estima que un aumento del 10% en las exportaciones petroleras, sea por increment0 de la producci6n o por reducci6n del consumo interno, repercutiria en alrededor del 1% de aumento del Producto Interno Bruto en el corto plazo. Los principales problemas del sector energbtico ecuatoriano hacen referencia a1 limitado potencial de reservas, a1 sistema de precios de 10s energeticos fuertemente subsidiados, a la situaci6n financiera por la que atraviesan CEPE e INECEL y a1 marco juridic0 en el que se desenvuelven dichas empresas. Con una relaci6n reservas/producci6n inferior a 10 aiios, el Ecuador deberd intensificar el esfuerzo de inversi6n exploratoria de CEPE y mantener aquel de la inversi6n extranjera, si se quiere consolidar mAs alld del presente siglo el aporte econ6mico del subsector a la economia nacional . El precio interno del petr6leo crudo se mantiene desfazado de la realidad del costo de reemplazo (-30%) y aislado del context0 internacional, pues no representa sino el 50% del costo econ6mico; situaci6n que se amplifica a1 nivel de precios a1 por menor de 10s derivados, dando origen a ingentes subsidios por parte del Estado y a1 desfinanciamiento del sector pdblico, en especial de CEPE. El programa de inversiones de CEPE, que actualmente estA orientado hacia las actividades de transporte y refinacih, que no presentan problemas criticos, debe ser dirigido prioritariamente a la exploraci6n e incorporaci6n a la producci6n de 10s campos petroleros, tanto por la situaci6n general de las reservas del pais, como por el rdpido rendimiento econ6mico. El sistema actual de financiamiento de CEPE, cuyo deficit presupuestario se lo estima en un 40% para el quinquenio 1988-1992 ha llegado a1 limite del absurd0 a1 no permitirsele siquiere recuperar sus costos operativos y no tener incentives para la expansi6n de sus actividades productivas y comerciales. El bloqueo financier0 de CEPE, s61o puede ser resuelto por una reforma estructural de la actual distribuci6n de 10s ingresos petroleros, que le permita, como a toda empresa, recuperar sus costos y obtener un porcentaje de la renta petrolera para un autofinanciamiento razonable para sus inversiones. El estatus juridicto de CEPE e INECEL, de entidades adscritas a1 aparato estatal centralizado, debe ser transformado, con las correspondientes reformas legales, a fin de que estas entidades puedan desenvolverse con la autonomia financiera y operativa de empresas competitivas.

En el subsector electricidad resaltan como criticos 10s problemas relacionados con la dificil situaci6n econ6mica-financiera de INECEL y de las Empresas Electricas, que tiene su origen, tanto en la baja recuperaci6n de fondos por la aplicaci6n de tarifas inferiores en el 40% a 10s costos de producci6n, como por la expedici6n de medidas de orden fiscal que han reducido las aportaciones del Estado para capitalizar a1 subsector. El resultado de esta situaci6n es la presencia de perdidas de ejercicio desde 1982, una cartera vencida creciente de las Empresas hacia INECEL y la imposibilidad del Instituto de cumplir con el servicio de la Deuda en 10s ultimos dos aAos. Las medidas recomendadas para solucionar 10s problemas citados comprenden: la racionalizaci6n de las tarifas el&ctricas, la recapitalizaci6n del subsector, una drAstica reducci6n de inversiones en base a nuevas definiciones del alcance en la cobertura y en la confiabilidad del servicio. AdemAs se precisan soluciones a problemas de orden tecnico (perdidas de energia en 10s sistemas de las empresas, sedimentaci6n del embalse Amaluza, etc.); como legal (estructuraci6n de las entidades del subsector), indefinici6n de la situaci6n de EMELEC, etc.); y de orden administrativo, etc. En forma ilustrativa se incluyen 10s impactos que podrian tener dentro de las instituciones del subsector varias de las medidas recomendadas, en particular aquellas que tienen incidencia econ6mica, como la aplicaci6n de nuevos pliegos tarifarios que recuperen costos en el corto plazon y aporten parcialmente a la reinversi6n (20-30%) en el mediano plazo, la reducci6n de perdidas de energia y las aportaciones del Estado para capitalizar a1 subsector.

EQUIVALENCIAS DE MONEDAS (1988) Tipo de cambio utilizado en el presente estudio: US$

=

300 sucres

FACTORES DE CONVERSION DE ENERGIA Petr6leo Petr6leo crudo GLP Gasolina Kerosene y combustible para aviones Combustible diesel Petr6leo residual (fuel-oil) Biomasa Leiia Carb6n Vegetal Bagazo Electricidad

139 tep 114tep 122 tep

=

133tep 139 tep 153 tep

=

300 tep 650 tep 209 tep

= =

1.000 b 1.000b 1.000 b

=

1.000b 1.000 b 1.000 b

-

1.000 t 1.000 t 1.000 t

-

=

SIGLAS

BID BIRF CEPE CONADE CSE DNH E.E. EMELEC INE INECEL MEM OLADE PGE OPEP PIB SNI

Banco Interamericano de Desarrollo Banco Mundial Corporaci6n Estatal Petrolera Ecuatoriana Consejo Nacional de Desarrollo Consejo Superior de Energia Direcci6n Nacional de Hidrocarburos Empresa Electrica Empresa Electrica del Ecuador Instituto Nacional de Energia Instituto Ecuatoriano de Electrificaci6n Ministerio de Energia y Minas Organizaci6n Latinoamericana de Energia Presupuesto General del Estado Organizaci6n de Paises Exportadores de Petr6leo Producto Interno Bruto Sistema Nacional Interconectado ABREVIATURAS

AP I B BPD GLP GW Gwh kgep km kv kwh kW MBDC MBPD MMB MMPC MMPCD MW

s/ . tep TCA VAB W

American Petroleum Institute barril barriles por dia gas licuado de petr6leo gigavatio gigavatio-hora kilogramos equivalentes de petr6leo Kilometro kilovoltio kilovatio-hora kilovatio (1000 vatios) mil barriles por dia calendario mil barriles por dia mill6n de barriles millones de pies clibicos millones de pies clibicos diarios megavatio Sucres tonelada equivalente de petr6leo Tasa de Crecimiento Anual Valor Agregado Bruto vatio

PREFACIO RESUMEN SINTETICO RESUHEI EJECUTIVO

I.

U ENERGU EN LA ECONOMIA ECUATORIANA A.

La Energia en la Estructura Econ6mica del Pais A.1. El Sector Energia en el Desarrollo Econ6mico A.2. Incidencia Sobre el Sector mblico

B.

Dercripci6n del Sector Energetic0 B.1. Los Recursos EnergBticos B.2. Evoluci6n en la Estructura del Consumo de Energia B.3. Aspectos Institucionales de la Gesti6n de las Politicas EnergBticas: - INE CEPE INECEL B.4. Aspectos T6cnicos del Subsector Hidrocarburos: Reservas Producci6n Refinaci6n Sistemas de Distribuci6n Demanda de Derivados Precios Internos B.5. Aspectos Tdcnicos del Subsector ElBctrico: - Generaci6n Transmisi6n y Distribuci6n - Pdrdidas y Consumo B.6. Aspectos Financieros de 10s Subsectores Hidrocarburos y Electricidad. B.7. Rol de Conservaci6n de Energia y Fuentes Renovables de Energia: Conservac i6n Fuentes Alternas de Energia B.8. Escenarios EnergBticos

--

-

-

11.

ANALISIS DE LOS PROBLEMAS DEL SECTOR ENERGIA

A.

Hidrocarburos A.1. Caida de 10s Precios Mundiales del Petrdleo y de 10s Precios Reales Internos de 10s Hidrocarburos A.2. La Evolucidn de 10s Precios Entre 1980 y 1987 A.3. Reservas, Nivel de Produccidn, Demanda Interna y Saldos Exportables: - Reservas Produccidn de Petrdleo A.4. Problemas Financieros de CEPE Situacidn Financiera Futura de CEPE si se Mantiene el Sistema Actual de Distribucidn de la Renta Petrolera A.5. AnAlisis de Problemas en el Programa de Inversidn de CEPE : Exploracidn - Produccidn - Industrializacidn: Refinacidn, Aprovechamiento de Gas Otros Proyectos Industriales - Transporte y Almacenamiento: Proyectos Relacionados de Transporte y/o Almacenamiento de GLP Bajo Consideracidn o Ejecucidn. Otros Proyectos en Preparacidn para Transporte y Almacenamiento A.6. CEPE: Aspectos Institucionales

B.

Electricidad B.1. Introduccidn General a1 Subsector B.2. Tarifas de Electricidad Objetivos - Evolucidn de las Tarifas - Tarifas Residenciales Conclusiones B.3. Situacidn Financiera - Evolucidn del Subsector - Regalias Petroleras - Endeudamiento - Cartera Vencida - Origen y Aplicacidn de Fondos B.4. Plan de Expansidn - Proyecciones de Demanda - Plan de Generacidn - Inversiones - Ajustes Tarifarios B.5. Problemas Tdcnicos - Sedimentacidn del Embalse Amaluza (Paute) - Estudios de Factibilidad de Proyectos - Hidroeldctricos - Pdrdidas de Energia - Operacidn del Sistema Interconectado

-

-

B.6. Problemas Institucionales g Le,gales - Problemas de Planificaci6n - Marco Legal - Problemas de Relaciones Mblicas C.

D.

Problemas: Conservaci6n y Fuentes Renovables de Energia C.1. DBficits EnergBticos en Areas Rurales C.2. Energia ElBctrica en Areas Rurales C.3. Comodidad Interior en las Residenciales Rurales C.4. Obsticulos en el Desarrollo de Fuentes de Energia Nuevas y Renovables:. Residencial Industria - Transporte C.5. Deforestaci6n y Deterioro ecol6gico Sistema Institucional D.1. Gesti6n, Supervisi6n y Coordinaci6n del Sector en su Conjunto D.2. Situaci6n Institucional del INE D.3. Situaci6n Institucional de 10s Subsectores

111. MEDIDAS ALTERNATIVAS ENERGIA

A.

PARA SOLUCION DE LOS PROBLEMAS DEL SECTOR

Hidrocarburos Resumen de las Medidas Propuestas para el Sector Hidrocarburos Precios Internos de 10s Derivados de Petr6leo Aspectos TBcnicos: Exploracibn, Producci6n, Reservas Aspectos Financieros de CEPE Recomendaciones para el Plan Quinquenal de Inversiones de CEPE. Aspectos Institucionales Sistema de Precios Internos El Costo de Petr6leo Crudo Los Precios de 10s Combustibles, a Costos Histbricos, a Costos de Reemplazo y a Costos Econdmicos Alternativas para el Nivel de Precios de 10s Derivados Sobre el Nivel del Precio Promedio de 10s Derivados: Opci6n de la Ley de Hidrocarburos (0pci6n Baja) Opci6n del Costo de Oportunidad (Opcibn Alta) Opci6n del Costo de Reemplazo (Opci6n Recomendada a Corto Plazo) Estructura de 10s Precios de 10s Derivados Programa de Ajuste Inmediato de 10s Precios de 10s Derivados

A.4. Propuestas de Soluci6n Financiers para CEPE Priorizaci6n de las Inversiones de CEPE: - Exploraci6n - Producci6n - Refinaci6n del Petr6leo - Proyectos Industriales Asociados con otras Empresas - Estudios de Otras Industrias - Transporte y Almacenamiento Alternativas Financieras de Soluci6n para CEPE a travds de la Distribuci6n de la Renta Petrolera: - Eliminaci6n de 10s Topes Cambiarios - Recuperaci6n de Costos Manteniendo las Actuales - Participaciones - Recuperaci6n de Costos MAS un Porcentaje de la Renta Petrolera - Recuperaci6n de Costos en el Mercado Interno Wdo un Porcentaje de Utilidad Recomendaciones A.5. Medidas Relativas a Aspectos Institucionales y Legaleo Reordenamiento Institucional - Reformas Juridicas y Financieras - Gesti6n de Empresas Operadoras

B.

Energia Electrica

B.1. Medidas para el Sector ElBctrico Plan de Expansi6n - Aspectos Institucionales y Legales B.2. Plan de Expansi6n: Reducci6n de Inversiones Demanda Generaci6n Transmisi6n Distribuci6n (sinEMELEC) Otras Inversiones: Estudios - Otras Premisas Cronograma de Inversiones B.3. Tarifas B.4. Reducci6n de PBrdidas de Distribuci6n B.5. Capitalizaci6n del Subsector B.6. Estructuraci6n del Subsector B.7. Aspectos Institucionales y Legales - Cambio del Marco Legal de INECEL: Aspectos de Organizaci6n Interna y Relaciones Nblicas de INECEL C.

Medidas: Conservaci6n y Fuentes Alternas de Energia C.1. Medidas Politicas

C.2. Medidas Especificas para Promover la Conservaci6n de Energia i) Sector Industrial ii) Sector Transporte iii) Sector Residencial C.3. Medidas Especificas para Promover las Fuentes Alternas de Energia : - Energia Solar - Minicentrales HidrPulicas - Geotermia: Completar 10s Estudios de Factibilidad Iniciados - Biomasa

IV.

IHPACTO DE U S MEDIDAS ESTUDIADAS Y PROPUESTAS A.

Impacto en 10s Indicadores Econ6micos Impacto del Aumento de las Exportaciones de Crudo Impacto de Reducci6n de la Demanda ElBctrica Impacto sobre la Inflaci6n Efecto de la Reestimaci6n de Reservas y de 10s Cambios de Precios sobre Producci6n Petrolera, Consumo Interno y Exportaciones Escenario Baj o Escenario Medio Escenario Alto Evaluaci6n de 10s Tres Escenarios

B.

Demanda de Derivados y Saldos Exportables de Pdtroleo - Demanda Alta - Demanda Baja B.1. Precios de Exportaci6n del Petr6leo B.2. Crecimiento del PIB B.3. Saldo de la Balanza Comercial B.4. Impacto de las Medidas Institucionales, Legales y de Precios Sobre las Finanzas de las Empresas Sectoriales, el Presupuesto General del Estado y otras Instituciones. - Hidrocarburos - Precio de 10s Derivado a1 Costo de Reemplazo - Cambio en la Estructura Relativa de Precios Reforma del Sistema de Distribuci6n de 10s Ingresos Petroleros Priorizaci6n de Inversiones B.5. Impacto de las Medidas Recomendadas en el Subsector Elec tricidad Ajuste de Tarifas Reducci6n de PBrdidas, Reducci6n de Inversiones,

C.

Renegociaci6n de la Deuda, Eliminaci6n de 10s Topes Cambiarios

INDICE DE CUADROS CAPITULO

I Pag. No.

Cuadro 1.1: Cuadro 1.2: Cuadro 1.3: Cuadro 1.4: Cuadro 1.5: Cuadro 1.6: Cuadro 1.7: Cuadro 1.8: Cuadro 1.9:

Estructura del PIB. Real, 1982, 1986 y 1987 Precios Relativos de la Energia en 10s Sectores Residencial e Industrial, Aiio 1987 Distribuci6n de la Producci6n Promedia Diaria Estructura del Parque Generador Existete (enero 1988) Resumen de Datos BAsicos del Sector Elect r i c ~ . Demanda de Potencia de Punta (Mw) Generaci6n y Ventas (Gwh) Subsector Electricidad. Estructura del Mercado en 1986. N h e r o de Abonados, Repartici6n por Sector y Empresa Ingresos a INECEL Provenientes del Petr6leo Subsector Hidrocarburos. Escenario de Precios de Exportaci6n

CAPITULO Cuadro Cuadro Cuadro Cuadro

2.1: 2.2: 2.3: 2.4:

Cuadro Cuadro Cuadro Cuadro Cuadro

2.5: 2.6: 2.7: 2.8: 2.9:

Cuadro Cuadro Cuadro Cuadro

2.10: 2.11: 2.12: 2.13:

Cuadro 2.14: Cuadro 2.15: Cuadro 2.16: Cuadro 2.17:

I1

CEPE Estructura de 10s Ingresos Presupuestarios CEPE Estructura de 10s Egresos Presupuestarios CEPE: Ingresos y Egresos Presupuestarios Sensibilidad del Deficit del Presupuesto de CEPE a aumentos del 10% de 4 variables CEPE: Programa de Inversiones Balance de las Refinerias Proyecci6n de Producci6n de Gas Evoluci6n de las Tarifas Usos Residenciales de Energia Elbctrica. Distribuci6n de 10s Abonados % del N h e r o Total de Abonados Residenciales. Usos Residenciales de Energia Electrica Precio Promedio del kWh. para Abonados Residenciales Subsector Elbctrico: Estados de Resultados 1984-87 Evoluci6n de las Regalias Petroleras Transferidas a INECEL. Subsector Electric0 Deuda a largo plazo/patrimonio Subsector Electrico Deuda a largo plazo/patrimonio (Activos no Revalorizados) Subsector ElCctrico. Periodo 1984-1987. Estados de Origen y Aplicaci6n de Fondos Plan Maestro de Electrificaci6n. Energia y Demanda. (1988-1997)

Proyecciones de

Cuadro 2.18: Cuadro 2.19: Cuadro 2.20: Cuadro 2.21: Cuadro 2.22: Cuadro 2.23: Cuadro 2.24:

Subsector ElBctrico: Potencia y Energia de 10s Proyectos Paute y Daule Peripa Datos de 10s Proyectos Paute A, B, C, Mazar y Sopladora Electrificaci6t1, Programa de Plan Maestro de Inversiones 1988-1996. Plan Maestro de Electrificaci6t1, 88-96, Origen y Aplicaci6n de Fondos Tarifas Promedio Anuales Principales Centrales Termicas. Datos BBsicos de Operaci6n de 1987 Subsector ElBctrico. Estado de Resultados Consolidados 1983-1987. CAPITULO I11

Cuadro 3.1: Cuadro 3.2: Cuadro 3.3: Cuadro 3.4: Cuadro 3.5: Cuadro 3.6: Cuadro 3.7: Cuadro 3.8: Cuadro 3.9: Cuadro 3.10: Cuadro 3.11: Cuadro 3.12: Cuadro 3.13: Cuadro 3.14: Cuadro 3.15:

Costo de la Materia Prima bajo diferentes conceptos de costos corrientes Costos Unitarios de Reemplazo en d6lares de 1987 Precios Promedios de 10s Derivados en d6lares de 1987. Estructura de Costos, Impuestos y Utilidades de un Gal6n de Derivados BBsicos Conforme a la Ley de Hidrocarburos en 1988. Precios Promedios de 10s Derivados en las Alternativas Baja y Alta en US$87/B. Estructura de Precios Precios de 10s Derivados Precios relatives de 10s Derivados con la Opci6n Recomendada de Precio Promedio Variaci6n Porcentual del Precio Promedio - Gal6n Programa de Inversi6n Recomendado para CEPE CEPE: Situaci6n Financiera con programa minimo de inversiones. CEPE: Alternativas de Financiamiento para el period0 1988-1992 INECEL: Plan Maestro y Plan Alternativo, Proyecciones de Generaci6n y Potencia de Punta Requeridas Plan de Expansi6n Alternativo 1988-1997 Plan de Expansi6n Alternativo - Origen y Aplicaci6n de Fondos

CAPITULO IV Cuadro 4.1: Cuadro 4.2: Cuadro 4.3: Cuadro 4.4:

Estructura de Consumo Interno y Demanda Final de Energia Impacto de la Elevaci6n del Precio de 10s Combustibles en 10s Costos de Producci6n Impacto de la Elevaci6n de las Tarifas Electricas en 10s Costos de Producci6n Escenarios de Producci6n y Reservas Remanentes

Cuadro 4.5: Cuadro 4.6: Cuadro 4.7: Cuadro 4.8: Cuadro 4.9: Cuadro 4.10: Cuadro 4.11:

Proyecci6n de Producci6n, Consumo y Exportaci6n de Petr6leo Proyecci6n de Producci6n, Consumo y Exportaci6n de Petr6leo Escenarios de Exportaci6n y Precios Internacionales del Petr6leo Saldo de la Balanza Comercial Impacto de las Alternativas en la Distribuci6n del Ingreso Petrolero Programa de Inversiones 1988-1992 Sector ElBctrico, Balanza Final con Ingresos Adicionales

RESUMEN

EJECUTIVO

La Energia en la Estructura Econ6mica del Pais en el Desarrollo Econ6mico El Sector Enereia 1. A partir de agosto de 1972, en que se realiz6 la primera exportaci6n de petr6le0, 10s ingresos provenientes de la comercializaci6n de este product0 han constituido la principal fuente de financiamiento de la economia. Con este recurso, se realizaron innumerables inversiones que diferencian radicalmente a1 Ecuador de hoy del de hace 16 aiios, particularmente en lo relacionado con la infraestructura de energia, comunicaciones, transporte, vivienda, salud y educacibn. 2. Durante 10s 6ltimos veinticinco afios el Ecuador ha presentado una tasa de crecimiento del PIB del orden del 6.7% Sin embargo, este crecimiento ha estado ligado casi exclusivamente a la productividad del sector petrolero debido a1 estancamiento de las otras actividades econdmicas causada por una politica cambiaria y monetaria que mantuvo por casi 10 aAos el sucre sobrevaluado y la tasa de interes real negativa. Con la sustancial caida de 10s precios del petr6leo ocurrida desde 1983 en adelante, el Ecuador deja de crecer. A raiz de esto y del cambio en la politica cambiaria, 10s sectores agricola, forestal y pesca aumentan su participaci6n en el PIB de 14.97% en 1982 a 17.7% en 1987.

3. Las tasas de crecimiento promedio anual durante la decada 1977-1986 de 10s subsectores Petr6lec (9.22%) y Electricidad. (7.13%), d s altas que la del PIB total (3.37%), demuestran la importancia del sector energetic0 en la economia. El elevado crecimiento de 10s subsectores Petr6leo y Electricidad se explica por el considerable aumento de inversiones de CEPE e INECEL, traducido en una substancial ampliaci6n de la infraestructura petrolera e hidroelectrica realizada en 10s Gltimos aAos. Asi, por ejemplo, en 1983, el Valor Agregado Bruto Petrolero crece a1 27.2%, el electric0 aumenta a1 14.9%, hechos coincidentes con el inicio de la producci6n de petr6leo del Campo Libertador y de la puesta en marcha del proyecto Paute, mientras que el PIB Global cae en -2.8%. Para 1984 10s crecimientos son 9.2% y 28.8%, respectivamente, versus el 4.2% para el PIB.

4.

En lo que se refiere a la demanda interna de energia cabe destacar el contenido energetic0 global y sectorial del PIB. Las cifras disponibles indican una intensidad de uso de energeticos netamente superior a la de Latinoamerica, resultado 16gico de las politicas de precio seguidas desde 1972. En base a 10s datos de 1986, el contenido energetic0 del PIB se calcula en el orden de 400 Kg.e.p. por miles de US$ del PIB, mientras que en America Latina la media fue de 290 Kg.e .p. por miles de US$ del PIB, para el mismo afio. 5. La influencia del sector energetic0 en la economia, partiendo de la estructura econ6mica actual (relaciones intersectoriales de 1986), determina que un aumento de 10% en las exportaciones de petr6leo implica

un increment0 de 1.1% en el PIB. Por el contrario, una disminuci6n del 10% en la demanda interna de derivados, provocada por una elevaci6n de 10s precios internos u otras medidas de conservaci6n energhtica, causaria una disminuci6n de solamente 0.1% en el PIB. Por lo tanto, por cada 10% de disminuci6n del consumo interno de combustibles se obtiene por un aumento net0 .de 0.5% en el PIB o VAB del pais.. S e e n el mismo adlisis, una disminuci6n del consumo el6ctrico de 10% apenas disminuiria el PIB (0.01%) y causaria un ahorro un poco mayor de divisas (0.02%), per0 canalizaria recursos adicionales apreciables a1 subsector electrico. Petr6leo v Finanzas Wblicas 6. Desde 10s aiios 1970, las finanzas publicas ecuatorianas se vuelven estrechamente dependientes del sector petrolero y del financiamiento externo. Los esfuerzos para diversificar la tributaci6n fuera del sector energia disminuyen y la politica de precios se rezaga. El consumo pliblico, asi como las inversiones poco rentables aumentan, y el consumo privado es sustentado con una politica irracional de subsidios, financiados con creciente endeudamiento externo. El gasto pfiblico, crece a la tasa real anual del 10% a1 aiio entre 1973 y 1982, gracias a pr6stamos externos que multiplican por 13 la deuda externa 7. Si consideramos que una reducci6n de un d6lar en el precio del barril representa una disminuci6n de aproximadamente el 1% del PIB por la caida de 10s ingresos petroleros, y que durante el aiio en curso 10s precios del petr6leo han descendido a US$ 13/barril, de un precio presupuestado de US$17, significa que el PIB se reduciri en aproximadamente el 4% durante este aiio. Esto implicaria que el deficit del Estado aumentaria a cerca del 9% del PIB con relaci6n a1 5% presupuestado a1 inicio del afio, asumiendo que gran parte de la reducci6n en 10s precios del petr6leo repercute en 10s ingresos fiscales. 8. Las exportaciones de petr6le0, alcanzan a1 74% del total de las exportaciones en 1983 y caen a 40% en 1987 debido a la baja de precios y a la interrupci6n de la producci6n a causa del sismo de marzo. En cambio , las exportaciones no petroleras, especialmente camar6n y productos pesqueros, cuyo auge es resultado en gran parte de modificaciones en la politica cambiaria efectuadas a partir de 1981, aumentan su participaci6n en el total de las exportaciones del 14% en 1981 a1 27% en 1987. Los Recursos Enera6ticos 9. El Ecuador dispone de abundantes recursos energbticos. El hidroel6ctrico representa un potencial bruto de alrededor de 93 GW, de 10s cuales aproximadamente 900MW son aprovechados. En recursos petroliferos el pais tiene una reserva probada remanente del orden de 1100 millones de barriles (151 millones de TEP), que con la tasa actual de explotaci6n seria suficiente para aproximadamente 9.6 aiios de producci6n. Con la tendencia de declinaci6n de la producci6n anual, debido a que 10s principales campos estin llegando a su madurez y que el consumo interno crece, influenciado por precios excesivamente subsidiados, se estima que el Ecuador llegari a ser importador net0 alrededor del aiio 2002, en el escenario medio de descubrimiento de nuevas reservas, y en el escenario optimista, hacia el aiio 2007. Las reservas probadas de gas natural seco se estiman en 160 mil MMPC en el Golfo de

Guayaquil, y 270 mil MMPC en forma asociada en 10s campos petroleros del Oriente. Las reservas de carb6n mineral se estiman en 15 millones de TEP aun sin utilizaci6n. Ademtls, existen importantes recursos no convencionales como biomasa, geotermia y energia solar. Evoluci6n en la Estructura del Consumo de Enernia 10. El consumo final energitico en 1986 alcanza 5.1 millones de TEP, con una tasa de crecimiento media anual del 4% (periodo 1980-86). Este valor que se puede considerar alto, se debe en parte a la influencia de 10s bajos precios internos de 10s derivados del petr6leo y de la electricidad. 11. La demanda de energia en el period0 74-86 ha sido cubierta sustancialmente con hidrocarburos (promedio del 93% del consumo final). En la composici6n del consumo de hidrocarburos, se destaca el aumento de la participaci6n del GLP, que del 1% del total de la demanda en 1984 alcanza casi el 6% en 1986, con un consumo por habitante de 230 barriles, sensiblemente superior a la media de paises latinoamericanos La con similar desarrollo econ6mico (150 barriles por habitante). producci6n de energia elictrica por habitante en 1987 es de 540 kWh/aAo, inferior a la media de Amirica Latina (700-800 kWh por habitante y por afio), per0 el consumo de electricidad en 1987 por abonado residencial es de 1600 kWh por aAo, alcanzando niveles s61o cornparables con paises europeos como EspaAa y Austria a pesar de la desventaja de precios con relaci6n a 10s hidrocarburos. El costo del GLP y kerosene domistico, expresado en energia util en el sector residencial para cocci6n, es cuatro veces inferior que la energia elBctrica y seis veces mAs bajo que la leAa. En el sector industrial, y como fuerza motriz, la energia elBctrica expresada en tBrminos utiles cuesta dos veces mAs que usando diesel combustible. 12. Entre 10s sectores de consumo sobresale la de transporte que crece a una tasa de 19% por aAo y representa el 41% del consumo total en 1986, versus el 16% en 1974. La media latinoamericana de consumo del sobre el consumo total, es del 25%, con tendencia sector transporte decreciente en el mediano plazo. Esto significa que en este sector hay un elevado consumo indiscriminado y de baja prioridad. Los sectores comercial y public0 absorben el 31% de la demanda de 1986, seguidos por la industria (18%), mientras la agricultura, pesca y otros suman el 10% res tante . As~ectosInstitucionales de la Gesti6n de las Politicas EnereBticas. 13. Para coordinar las politicas energiticas con las de 10s demAs sectores econ6micos del pais existe el Consejo Superior de Energia (CSE), cuyas principales funciones son: establecer la Politica Energitica Nacional y someterla a la aprobaci6n del Presidente de la Republics, aprobar y controlar el desarrollo del Plan Maestro de Energia preparado por el Instituto Nacional de Energia, y normar las actividades del Sector EnergBtico. El Director Ejecutivo del Instituto Nacional de Energia actua como Asesor con voz informativa y sin derecho a voto.Este Consejo no ha sido hasta ahora realmente operativo.

14. La fijaci6n y supervisi6n de las politicas energeticas son responsabilidad del Ministerio de Energia y Minas (MEM). Las funciones de elaborar la propuesta de la politica energbtica national, coordinar y orientar la gesti6n del sector corresponden a1 INE. La planificaci6n, ejecuci6n y control de 10s planes y operaci6n de 10s principales sub-sectores han sido encomendadas a las dos principales empresas sectoriales, o sea, CEPE e INECEL. I.N.E. 15. El INE fue creado en septiembre de 1978 como entidad adscrita a1 MEM. Esta conformado por el Consejo Tbcnico, la Direccidn Ejecutiva y las Dependencias Tecnico-Administrativas. El INE tiene la responsabilidad de preparar el Plan Maestro de Energia y 10s programas de corto, mediano y largo plazo, tomando en cuenta la racionalidad del consumo de energia, el ahorro de combustibles y el mantenimiento del equilibrio ecoldgico. Adicionalmente, promueve la investigacidn, desarrollo, demostracidn y transferencia de tecnologia de fuentes de energia. Dentro de su papel de Asesor a la gestidn del sector energia, el INE coordina la preparaci6n del presente Estudio. C E P E 16. La Corporaci6n Estatal Petrolera Ecuatoriana fue creada en junio de 1972, como Entidad adscrita a1 MEM. AdemAs de realizar las actividades propias de producci6n, refinaci6n, transporte y comercializaci6n, CEPE es socia del Consorcio CEPE-TEXACO con el 62,5% de las acciones como tambien de la Asociaci6n CEPE-CITY y de las Refinerias ANGLO y REPETROL. Tambien participa en forma minoritaria en la empresa de distribuci6n de GLP en Austrogas y en la Empresa Sidedrgica Ecuasider. La Corporaci6n es la principal empresa del pais, con una facturaci6n estimada para 1988 en 1 400 millones de ddlares y 4 200 empleados, de 10s cuales un 12% corresponde a personal gerencial y profesional. I N E C E L 17. El Instituto Ecuatoriano de Electrificacidn, INECEL, fue creado en 1961, como organism0 oficial encargado de la electrificaci6n del pais. INECEL, como responsable de la generaci6n, transmisi6n y distribuci6n de la energia electrica, constituy6 17 empresas electricas de distribuci6n organizadas como sociedades an6nimas de las cuales es accionista mayoritario, con excepci6n de la Empresa Electrica del Ecuador (EMELEC) que es privada con capitales extranjeros y sirve a1 mercado de Guayaquil. En 1986 INECEL tenia 2500 empleados de 10s cuales el 37.5% corresponde a personal directivo y tecnico, y las empresas elbctricas tenian 6700 empleados (con exclusion de EMELEC).

As~ectosTecnicos del Sector de Hidrocarburos Reservas 18. Las reservas son volumenes estimados de petroleo, que se anticipa seran comercialmente recuperadas, bajo las condiciones tbcnico-

econ6micas existentes. Estos estimados deben ser revisados a medida que 10s yacimientos son explotados, y que se dispone de mayor informaci6n geol6gica y/o de ingenieria, o cuando se producen cambios en las condiciones econ6micas de evaluaci6n. El grado relativo de incertidumbre puede ser expresado colocando a las reservas en una de las dos clasificaciones: probadas o no probadas. Las no probadas tienen menor certeza de ser recuperadas y pueden ser subclasificadas como probables o posibles para denotar el grado progresivo de incertidumbre. 19. Las reservas probadas remanentes en 10s campos actualmente en producci6n se las estima en 1083 millones de barriles, a las que hay que afiadir 71.4 millones de 10s campos aun no desarrollados. Las reservas probables ( con menor grado de certeza que las probadas ) , alcanzan a 647 MMB. Con estos recursos el Ecuador podria continuar como exportador de petr6leo hasta fines de siglo, y hasta entonces habra consumido aproximadamente 1150 millones de barriles adicionales de sus reservas.

La disminuci6n de reservas durante 10s aiios setenta se debe a 20. en las actividades exploratorias, que se vieron un decrement0 desalentadas ante el sustancial aumento en 10s precios del petr6leo y la momentinea abundancia de divisas en el pais. 21. A partir de 1984, las cifras de reservas oficiales han sido aumentadas en forma sustancial y paulatina, aduciendo principalmente cambios en el factor de recuperaci6n de 10s yacimientos,~en menor grado, por el descubrimiento o incorporaci6n de nuevos campos. Es asi como de 882 MMB en 1983, se suben a 1126 MMB en 1985, a 1219 MMB en 1986, y a 1557 MMB en 1987. La cifra de 1557 MMB no se considera confiable porque no existe 22. suficiente sustento tecnico para inferir que el proceso de inyecci6n de agua cerca del acuifero para mantenimiento de presi6n en 10s campos Sacha y Shushufindi-Aguarico este generando reservas secundarias adicionales. AdemAs, except0 el caso del campo Libertador, 10s descubrimientos en 10s dltimos 15 aiios han sido mas bien pequefios (campos con reservas del orden de 10-50 MMB), y en 10s liltimos afios, especialmente de crudos con gravedades medias (15-25 API). 23. Las reservas conocidas de gas natural se encuentran en el Golfo de Guayaquil y en el Oriente. En el primer caso, se estimaron las reservas probadas de gas natural seco del campo Amistad en 160 mil MMPC, volumen que a1 momento no garantiza la comercialidad del campo. El gas asociado del Oriente, cuyas reservas se estiman en 270.000 MMPC, se agotari a1 mismo tiempo que el petr6leo. La dispersi6n geografica de 10s campos y el alto costo de captaci6n, han sido las causas principales para el no aprovechamiento del gas asociado.

24. El Ecuador inici6 su vida petrolera con el descubrimiento del pozo Anc6n No. 1 en la Peninsula de Santa Elena en el litoral Pacifico en 1911 y entr6 en una nueva era hidrocarburifera con las exportaciones de petr6leo por Balao, Esmeraldas, en 1972. En la siguiente decada la producci6n se mantuvo con pequeiios altibajos en el orden de 175 - 210 mil b/d. Debido a la caida de 10s precios en el mercado internacional, se comienza una politica de producci6n expansionista como mecanismo de

compensaci6n a la caida de 10s ingresos de las exportaciones, y es asi como la producci6n alcanza 278.000 barriles por dia en 1985, y 291.000 barriles por dia en 1986. 25. De la regi6n Amaz6nica proviene el 99.68% de la producci6n del pais. En esta regi6n. el consorcio CEPE-TEXACO produce el 78.318, CEPE el 19.73%, y CEPE-CITY el 1.96% de la producci6n nacional. 26. De 439 pozos perforados en la regi6n amaz6nica hasta el momento, 295 se encuentran en produccidn 67% de ellos por levantamiento artificial: neum4tic0, hidrAulico y elbctrico, y el resto por flujo natural. Los otros 144 pozos han sido abandonados, se encuentran cerrados por incapacidad de flujo, por problemas mecAnicos, o transformados en pozos inyectores de agua. En la Peninsula de Santa Elena, apenas unos 560, de algo mas de 1800 pozos perforados, se hallan en operaci6n, produciendo 1000 barriles de petr6leo por dia. Si se consi-deran 10s 1083 millones de barriles de reservas probadas remanentes que a\in quedan en 10s campos en explotaci6n, y la producci6n promedio para 1988 de 310 mil b/d, la actual relaci6n reservas/producci6n del pais es de 9.6 afios. Ref inac i6q con una capacidad 27. En el Ecuador existen 5 refinerias operativa total de 137 MBDC. La nueva Refineria Amazonas y la ya existente de Lago Agrio son unidades de " topping", que operan a plena capacidad (10 MBDC en conjunto para el suministro de su Area de influencia) . La modernizaci6n reciente de la Ref ineria Esmeraldas , que tiene unidades de conversi6n, ha aumentado su nivel de procesamiento a 85 MBDC. En la Peninsula de Santa Elena hay dos refinerias con unidades de "topping" (ANGLO y REPETROL) con capacidades de 34 MBDC y 8 MBDC, respectivamente.

28. El Oleoducto Transecuatoriano transporta el crudo producido en el Oriente a1 Terminal de .la Costa del Pacifico en Balao, cerca de la Refineria de Esmeraldas. El oleoducto tiene una extensi6n de 500km. y una capacidad nominal de transporte de 320 MBPD. Existe tambibn una conexi6n con el oleoducto colombiano Puerto Asis - Tumaco, que permite transportar 50 MBPD adicionales. Esta capacidad podria ser ampliada a 70 MBPD si fuera necesario con una pequefia inversi6n. Sin embargo, si se consideraria el escenario de exploraci6n/producci6n optimista, el mAximo nivel de producci6n esperada podria llegar a 347 MBPD, es decir, un volumen menor que la presente capacidad de transporte de 10s oleoductos. El GLP de la planta de extracci6n de Shushufindi y el excedente 29. de gasolina de la Refineria Amazonas,son enviados hacia Quito a travbs de un poliducto con una capacidad de 6.7 MBPD. Los derivados de petr6leo de la Refineria Esmeraldas son transportados a Quito por un poliducto de productos limpios con una capacidad de 56 MBPD; a Ambato por otro de 14.4 MBPD; a1 area de Guayaquil por via maritima y a1 norte del pais por autotanques. Los derivados de las refinerias Anglo y Repetrol son transportados hacia el sur del pais y Guayaquil por medio de buque-tanques y auto-tanques. Una gran parte de 10s productos para Guayaquil es desembarcada en Tres Bocas y bombeada a Pascuales por un poliducto de 108 MBPD .

30. Hay 16 buque-tanques con una capacidad total de 300 mil toneladas que son fletados para realizar la exportaci6n de crudo y fuel-oil y el cabotaje de petr6leo y sus derivados. 31. La capacidad de almacenamiento existente es de 1.6 MMB distribuida entre 10s 9 principales terminales, mcSs 2.8 t4l& adicionales en las refinerias. Empero, existe actualmente una carencia critica de almacenamiento de GLP que permite mantener apenas un stock de 8 dias de suministro en el terminal El Salitral y en las plantas envasadoras (14 dias cuando se incluye el almacenamiento en las refinerias). b ~ e c t o sT6cnicos del Subsector Eldctrico;

La potencia nominal instalada a1 inicio de 1988 era de 1764 MW, 32. de 10s cuales 1100 MW corresponden a1 Sistema Nacional Interconectado (SN1)y el restante a las empresas regionales. De la potencia garantizada, 1444 MW. el 52% corresponde a centrales hidroel6ctricas. Las perdidas por transmisi6n reducen la potencia a 1320 MW, valor disponible en las subestaciones principales del SNI para cubrir una demanda de punta mcSxima de 1020 MW en 1987. Hay posibilidades de rehabilitar una parte importante del parque termico existente en las empresas electricas regionales.

33. El sistema de transmisi6n en servicio tendrh hasta fines de El sistema tiene un total de 1988 una configuraci6n puramente radial. 1734 Km de lineas de transmisi6n de alta tensi6n (615 km de 230 kV y 1119 Km de 138 kV). La red de substransmisi6n y distribuci6n tiene un total de 3300 km, la mayor parte a 69 kV. Las 17 empresas distribuidoras y una operan 10s sistemas de substransmisi6n y distribuci6n cooperativa prestando servicio a un total de 1'181.000 abonados (a diciembre 1987). A mcSs de lo anterior, las Empresas e INECEL estAn ejecutando un Programa de Electrificaci6n Rural pcura integrar a1 servicio a 38000 nuevos El resultado del programa en el corto/mediano plazo abonados . contribuira a aumentar 10s perjuicios financieros de las empresas y de INECEL por las muy bajas tarifas en vigencia.

34. Las perdidas de energia en las redes de distribuci6n son bastante elevadas, con un promedio de 18% (valor registrado en Quito y Guayaquil) alcanzando hasta 32% en algunas empresas. Esto indica que existen tanto problemas tecnicos en las instalaciones y consumos ilicitos, como deficiencias en 10s mecanismos de medida y facturaci6n.El consumo de electricidad es mayormente para uso residencial (40% del consumo) seguido por el uso industrial (33%). La distribuci6n por empresa presenta asimetrias, predominando el consumo industrial en la zona de Guayaquil (EHELEC). EHELEC representa cerca del 40% de las ventas totales y conjuntamente con E.E.QUIT0, representan el 65%, repartiendose 10s 35% restante en las otras 16 empresas. Del total de abonados a diciembre de 1987, el 85% son residenciales y 1,4% son abonados industriales. EHELEC y la E. E. QUITO, en conjunto, tienen el

42% del total de abonados. El volumen de ventas y el n h e r o de abonados que les corresponde a las 16 empresas restantes son demasiado pequefios para justificar la existencia de un n h e r o tdn elevado de empresas distintas, por lo que su reducci6n podria mejorar la eficiencia y calidad de servicio, ademAs de una posible reducci6n de costos. A s ~ e c t o sFinancieros de 10s Sectores Hidrocarburos Y Electricidad, 35. En sus aspectos financieros CEPE e INECEL son totalmente dependientes del Estado. La renta petrolera es administrada por el Gobierno a traves de un sistema de distribuci6n que deja a la Corporaci6n con escasos recursos en relaci6n a 10s necesarios para una adecuada gesti6n. Esta situaci6n sujeta la gesti6n a la obtenci6n de transferencias puntuales e imprevisibles por parte del Gobierno. Esta presi6n, ha llegado a un nivel tal que bloquea el desarrollo no solamente de la Corporaci6n sino que tambien pone en peligro el desarrollo de la industria petrolera en su conjunto debido a que CEPE no puede cumplir sus obligaciones financieras para con terceros, en particular con las compafiias operadoras como Texaco, City y las subcontratistas de servicios especif icos . 36. Esta situaci6n es el resultado de medidas legales que recortan 10s ingresos de CEPE a partir de 1979, y de una politica fiscal que reduce drdsticamente la participaci6n de CEPE en 10s ingresos petroleros. En 1983, con el establecimiento de topes cambiarios a 44 sucres por d6lar para la exportaci6n de petr6leo del Consorcio CEPE-TEXACO y del fuel-oil, se congela la participation de CEPE en dichos ingresos mientras que la adquisicion de divisas para sus egresos se hace a1 tipo de cambio oficial, que ahora es sustancialmente superior. (250.275 sucres por d6lar) En 1984 se concreta el congelamiento de 10s ingresos de CEPE por venta de combustibles en el mercado interno, y, en 1985, se establece un nuevo tope de conversi6n del d6lar para las exportaciones de petr6leo del Nororiente (66.5 sucres por d6lar). Finalmente, en 1986 se bloquea toda nueva participaci6n financiera de CEPE en incrementos de producci6n o nuevos descubrimientos.

La situaci6n financiers de CEPE se vuelve muy grave a partir de 37. 1988 en que por primera vez en su historia, se registra un deficit operacional, y el deficit total alcanza casi un 43 8 del presupuesto aprobado, (usando un tipo de cambio de 300 sucres/d6lar en 1988). Para el quinquenio 1988-1992, la situaci6n financiera de CEPE se estima simplemente insostenible (deficit acumulado de alrededor de 1800 millones de d6lares si se mantienen las inversiones previstas en el plan quinquenal de CEPE y el sistema actual de distribuci6n de ingresos petroleros). 38. Estas medidas legales han tornado no rentables las cuatro principales actividades de CEPE, la exportaci6n de petr6leo del Consorcio CEPE-TEXACO, la exportaci6n de petr6leo del Nororiente, la exportaci6n de fuel oil, y la venta de derivados en el mercado interno. Unicamente dos actividades marginales, la venta de lubricantes y el transporte por el Oleoducto Transecuatoriano, no sufren de las restricciones cambiarias ni del congelamiento de precios . 39. El impacto de estas medidas hasta 1985 pudo ser controlado parcialmente por el aumento de las exportaciones de petr6leo del

Nororiente, per0 a partir de 1986, todos 10s efectos negativos se agudizaron por el aumento de costos y la depreciaci6n del sucre.

40. En lo referente a INECEL, desde 1973 se le asignaron recursos financieros provenientes de la explotaci6n petrolera mediante la creacion del Fondo Nacional de Electrificaci6n (F'NE), que sirvi6 como contraparte para la obtenci6n de creditos externos para las grandes inversiones realizadas en 10s ultimos 15 afios. Sin embargo, en 10s ultimos cuatro afios el FNE ha sufrido un descenso brusco por la caida de 10s precios internacionales del petr6leo y por la fijaci6n en 66.5 S/./$ a la participaci6n de las regalias petroleras del subsector. En 1983 INECEL recibi6 USS171.2 millones, en tanto que en 1987 recibi6 solamente $ 20.8 millones. 41. Esta caida de 10s ingresos ha sido exacerbada por otras medidas econ6micas gubernamentales como la eliminaci6n de exoneraciones arancelarias, el incremento del costo de combustibles, las devaluaciones del sucre, y desde junio de 1988, por la congelaci6n del incremento mensual de las tarifas. A pesar de la reducci6n en las transferencias petroleras, el Estado no ha permitido que esta se compense con un aumento real de tarifas. Desde 1982, las tarifas en moneda constante se han erosionado a causa de factores externos a1 subsector como la inflaci6n, la tasa cambiaria, a mAs de la ingerencia politica en el establecimiento de las mismas. Este deterioro es mucho mAs significativo si se considera el valor de la tarifa en centavos de d6lar. En estos terminos, la tarifa pasa de 5.12 ctvs. de US$/kWh en 1980 a 3.83 ctvs. en 1987. El mayor valor se registr6 en 1981 con 6.52 ctvs. de d6lar por kWh. Es evidente que esto contribuye de manera significativa a1 deficit del subsector elbctrico . Rol de la Conservaci6n v delas Fuentes Alternas de Energia. Conservaci6n de Enereia, 42. Existe un amplio potencial de conservaci6n de energia en 10s varios sectores consumidores, asi como en el sistema de oferta de energia. El sector industrial, despues del transporte, es el principal consumidor de energias comerciales, con una participaci6n del 17% (1986) en el consumo final. La rama que presenta mayor consumo de energia es la de minerales no metdlicos, incluyendo cement0 (44% de la energia comercial del sector industrial), seguida por la de alimentos, incluyendo la del azucar y bebidas (26% de la energia comercial). Auditorias energeticas ejecutadas por el INE, en las principales industrias consumidoras de energia, extrapoladas a todo el sector, indican posibilidades de ahorros sustanciales de energia. 43. El sector transporte, principal consumidor de energia final (41%), utiliza exclusivamente productos petroleros, y ofrece un buen potencial del ahorro de energia mediante:

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Mejoramiento de la eficiencia de 10s vehiculos Aumento del factor de utilizaci6n Optimizaci6n del tamafio de las unidades Promoci6n de vehiculos mAs econ6micos.

44. Los sectores residencial y de servicios que consumen el 33% de la energia final, tienen posibilidades de ahorro de energia. En el Area urbana las principales lineas de acci6n podrian ser el mejoramiento de la eficiencia de 10s equipos construidos en el pais tomando en consideraci6n las limitaciones de la industria nacional y la sustituci6n de electricidad por energia solar cuando fuera econ6micamente justificable. 45. En el area rural, el principal energetic0 para cocci6n es la leda. La eficiencia de las estufas tradicionales es baja, lo que aumenta la demanda de leda, cuyo suministro resulta insuficiente en las provincias centrales y en Loja. Esta circunstancia contribuye a 10s problemas de deforestaci6n y erosi6n de suelos. Programas de difusi6n de estufas ef icientes , de reforestaci6n y de promoci6n de otros combustibles como el biogas y kerosene dom6stico podrian contribuir a aliviar la dificil problemAtica energetics de algunas areas rurales del pais, asi como a preservar el medio ambiente. Fuentes Alternas de E n e r u 46. El desarrollo y difusi6n de las fuentes alternas de energia y de sus tecnologias, pueden contribuir a mejorar la cobertura de 10s energeticos y las condiciones de oferta de energia. El INE, a partir de 1980, ha desarrollado un amplio programa de conocimiento de las fuentes alternas de energia, investigaci6n y adaptaci6n de tecnologias, demostraciones, estudios y ensayos de difusi6n de varias de ellas.

47.

Las minicentrales hidroelbctricas, con equipamiento nacional, constituyen una alternativa probablemente econ6mica para brindar servicio eldctrico a abonados, distantes de la red electrica. El calentamiento solar de agua, es una tecnologia madura en el pais, que ya es motivo de actividad comercial establecida.

La energia solar pasiva tiene un importante potencial de ahorro 48. en sistemas mechnicos de climatizaci6n. Los sistemas fotovolthicos para aplicaciones que utilizan poca energia, en lugares remotos, pueden ser Otras fuentes como la biomasa, e6lica y una soluci6n alternativa. geotermia, podrian tener un rol significativo, si 10s precios de las fuentes convencionales acercara sus costos econ6micos. 49. Los precios excesivamente subsidiados de 10s energdticos convencionales constituyen un obsthculo para que las fuentes alternas de energia y la conservaci6n resulten econ6micamente atractivas para el consumidor, y no estimulan autogeneraci6n o cogeneraci6n por parte de productores que podrian generar a costos menores y por ende disminuir las inversiones requeridas del Estado.

50. Con el prop6sito de analizar las tendencias probables de crecimiento futuro de la economia, se ha supuesto que las exportaciones petroleras constituyen la variable explicativa de las variaciones del Producto Interno Bruto, tanto en el corto como en el rnediano plazo. En consecuencia se han disedado dos escenarios base que consideran la proyecci6n media de producci6n, una estructura unica de refinaci6n y dos estimaciones de demanda interna de hidrocarburos, la de CEPE y la del Los precios internacionales del petr6leo se conternplan con una INE.

hip6tesis alta y otra baja de evoluci6n para establecer el impacto de las exportaciones petroleras sobre el.crecimiento del PIB. Las proyecciones de producci6n, y su comportamiento en el 51. tiempo son estimados en tres escenarios: el pesimista, bajo el cual la producci6n mAxima (295 mil BPD) se alcanzaria el presente afio 1988 y luego declinaria. El optimista, se&n el cual el nivel llegaria a 347 mil BPD en 1994; y, el medio o esperado con producci6n tope en 1989 de 312 mil BPD. Este ultimo, bajo el cual se han calculado 10s impactos sobre el PIB, refleja la estimaci6n mAs probable de reservas, calculadas a1 31 de diciembre de 1987 en 1.100 millones de barriles a 10s cuales se incorporarian 568 millones mas, como resultado de la campafia exploratoria que estAn realizando 13 consorcios de compafiias internacionales entre 1988 y 1993. 52. En cuanto a refinaci61-1,se asume que la capacidad instalada de las refinerias permanecerA igual a la de 1987. Los precios de 10s hidrocarburos dimensionan la demanda interna y el valor de las exportaciones. Se supone que las reducciones del consumo provocadas por el alza de precios de 10s derivados en el mercado interno, que se han estimado para un rango de variaci6n de precio comprendido entre 100% y Estos 250%. aumentan 10s excedentes exportables de hidrocarburos. excedentes estan incluidos en la alternativa de cantidades exportables bajo la hip6tesis del INE y cuya demanda es mejor que la de CEPE. 53. Respecto a 10s precios internacionales del petr6leo se ha tornado dos escenarios; el primero, que se aproxima a las estimaciones realizadas por el Banco Mundial y que prev6 una Tasa de Crecimiento Anual Promedio para el period0 88-95 del 8.6% y del 7.6% (en d6lares corrientes) entre 1988 y 2000. El segundo, un escenario mAs optimista Ambos escenarios que adelanta en un afio 10s incrementos de precio. resultan en precios reales mAs o menos estables, sin aumento marcado en el mediano plazo. Medidas Alternativas y Propuestas Para Solucionar Los Problends Del Sector Energdtico 54. En esta parte del Resumen Ejecutivo, solo se describirAn las medidas alternativas y propuestas para solucionar 10s problemas del sector energ6tico. El anAlisis de 10s problemas se encuentra en el capitulo 11, el de las alternativas y propuestas en el capitulo 111 y una breve evaluaci6n de 10s efectos o impactos de las medidas y propuestas. Se encuentra en el capitulo IV. En esta secci6n tambi6n se seguirA el orden del resto del informe, es decir: hidrocarburos, electricidad, conservaci6n y fuentes alternas, instituciones. Precios Internos de 10s Derivados del Petr6leo

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Ajustar 10s precios de 10s derivados, tomando en consideracidn el costo de reemplazo del petr6leo crudo en lugar del costo hist6ric0, las depreciaciones y amortizaciones calculadas con relaci6n a1 valor revalorizado de 10s activos deberian ser para las fases de transporte, refinaci6n y distribuci6n de 10s derivados y un "margen de utilidad" de rentabilidad real de las inversiones en dichas

fases. Para este efecto se 'recomienda una inmediata revisi6n de 10s sistemas contables y financieros de CEPE, que permita determinar el valor de 10s activos revalorizados de la Corporaci6n.

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Determinar una nueva estructura de 10s precios de 10s derivados, en la cual el precio del diesel carburante se acerque a1 de la gasolina El extra y el Gas licuado de petr6leo (GLP) a1 precio promedio. kerosene dombstico debe tener un precio inferior a1 GLP, para incentivar su consumo en Areas rurales.

Sobre

el Nivel del Precio Promedio de 10s Derivados.

Si bien en la actualidad, sin reformas a la Ley de 55. Hidrocarburos, no se pueden eludir sus limitaciones; por otra parte, se debe tender a1 objetivo de una politica de precios que 10s aproxime a la realidad interna del costo de reemplazo y a la realidad internacional del costo econ6mico. O ~ c i 6 nde la Lev de Hidrocarburos ( 0 ~ c i 6 nBaja) 56. Esta opci6n supone que, bajo las estipulaciones de la Ley de Hidrocarburos, se reajusten 10s precios a 10s costos hist6ricos y que se mantengan en valor real. Bajo esta propuesta, durante el afio 1988, el precio promedio deberia incrementarse en el 115% a1 mes de junio (125 S/./G.). O ~ c i 6 ndel Costo de O~ortunidad ( 0 ~ c i 6 nAltal 57. Esta politica se sustenta en el precio international de petr6leo crudo y en lo que deja de recibir el pais a1 venderlo a1 costo hist6rico interno. El precio promedio de 10s derivados bajo esta opci6n, se situarfa a junio de 1988, en 212 S/./Gal., es decir, casi cuatro veces el precio actual (58 S/./Gal.). La fijaci6n de precios de 10s derivados, de acuerdo a esta propuesta, en forma progresiva, permitiria adaptar la economia nacional, a la situacibn de importadora, que se avisora para fines de la decada de 10s 90'. El establecfmiento de 10s precios de 10s derivados conforme a esta opci6n exige una reforma a la Ley de Hidrocarburos que tambien se propone. O ~ c i 6 ndel Costo de Reem~lazo ( 0 ~ c i 6 nRecomendada a Corto Plazol 58. Esta opci6n toma en consideraci6n el costo de renovaci6n paulatina de las reservas actuales, en funci6n de 10s costos de exploraci6n, desarrollo y producci6n de nuevos yacimientos descubiertos. Se estima que, conforme a la politica de exploracidn desarrollada por CEPE, el costo de reemplazo de la zona centro-oriental es el mAs representativo. El precio promedio de 10s derivados del petr6leo con este costo de reemplazo alcanzaria en 1988 a 170 S/ ./G. , es decir, casi el 200% superior a1 precio vigente. La fijacidn de precios de 10s derivados de acuerdo a esta polftica, no exigirfa una modificaci6n de la actual Ley de Hidrocarburos, (sino simplemente una reinterpretaci6n) que tome en consideraci6n la necesidad interna de reponer las reservas que se consumen. Esta es la opci6n recomendada por el Grupo de Trabajo de este estudio. En el siguiente cuadro se consideran 10s precios de acuerdo a las tres opciones.

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xiii

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Cuadro No.1 PRECIOS PROMEDIOS DE LOS DERIVADOS EN LAS ALTERNATIVAS RECOMENDADA, BAJA Y ALTA EN US$ 87/B.

.......................................................... VIGENTE

1988

1989

1990

1991

1992

Opci6n Baja 8.1 Opci6n Alta 8.1 Opci6n Recomendada 8.1

17.0 28.7 23.0

16.3 26.9 22.5

15.0 27.1 21.5

14.7 28.3 21.3

..........................................................

Estructura de 10s Precios de 10s Derivados 59. Como se indica en el Capitulo 11, la estructura de precios de 10s derivados en el Ecuador presenta dos importantes distorsiones; la primera, relativa a1 diesel carburante y la segunda, a1 GLP. La estructura propuesta es menos abierta que la vigente y permite acercarse a la estructura internacional, en particular en relaci6n a las gasolinas y destilados . Disminuiria el subsidio a1 diesel El precio relativo gasolina carburante y en menor grado a1 GLP. super/gasolina extra permitiria un mayor conswno de la primera y la reducci6n relativa del precio de la gasolina extra seria compensada por el del diesel carburante. El kerosene domestic0 y el GLP guardarian una competitividad de precios y se mantendria el incentivo a1 uso del fuel-oil en lugar del diesel No.1. Esta estructura es meramente indicativa y , en la realidad de la aplicaci6n de 10s precios, puede ser modulada y adaptada progresivamente. En el cuadro siguiente se describen las estructuras de precios actuales y propuestos. Cuadro No.2 ESTRUCTURA DE PRECIOS DE DERIVADOS DE PETROLEO

......................................................... VIGENTE

PROPUESTA

......................................................... Gasolina Super Gasolina Extra Diesel 1 Diesel 2 Residuo Kerosene Domestic0 GLP Precio Promedio

190 155 95 95 60 52 56 100

150 130 115 115 60 80 100 100

60. En cuanto a la fijaci6n concreta del precio promedio de 10s derivados, se propone que a mediados de 1988 se alcance el nivel de la Ley de Hidrocarburos (125 sucres corrientes/gal6n), es decir, un increment0 de 115 % sobre el precio vigente, y que este ultimo se mantenga estable en terminos reales. A partir de 1989 se deberia tender a1 precio de reemplazo en terminos reales lo cual implica que el

increment0 para dicho ado en tBrminos reales deberi ser del 30%. Posteriormente se deberin ajustar 10s precios corrientes , por lo menos a1 nivel de la inflaci6n. Esto quiere decir que, en sucres de 1987, el precio promedio de un gal6n de derivados debe pasar de S/.39,oo (en abril del 88) a S/.84, o sea, el 115% en terminos reales. Si se posterga esta decisi6n, el aumento en el liltimo trimestre de 1988 deberi ser del 140% por la inflaci6n que esti ocurriendo.

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Para asegurar valores confiables de reservas probadas y de proyecciones de producci6n, seria recomendable la conformaci6n de un grupo interinstitucional de especialistas imparciales para que realicen la simulaci6n y el seguimiento del comportamiento de 10s yacimientos de 10s diferentes campos petroleros. Para ello se utilizarian las facilidades de computaci6n disponibles en el pais, y en la fase inicial, se contratarian 10s programas y el asesoramiento tBcnico.

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Debe darse especial Bnfasis a la extracci6n de petr6leos medios, de 15 a 25 grados API, aprovechando la presencia de crudos d s livianos, ya que es probablemente la linica manera de extraer y transportar estos crudos. Debe continuarse con el estudio y evaluaci6n de 10s crudos pesados (API de 8 a 15) en 10s campos de Pungarayacu, Oglan, etc. por la importancia de sus reservas.

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Actualizar las tasas de producci6n de 10s antiguos campos del Consorcio, ya que algunas de las tasas oficiales de producci6n no han sido modificadas desde 1978 y no se ajustan a las condiciones actuales de 10s yacimientos.

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En raz6n del alto riesgo, la exploraci6n en la zona del Campo Amistad y otras ireas costa afuera deberin dejarse para inversionistas del exterior.

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Reevaluar el proyecto de rehabilitaci6n de 10s campos de la Peninsula de Santa Elena a la luz de las condiciones econ6micas actuales .

Asvectos Financieros de CEPE Reformar el sistema actual de distribuci6n de 10s ingresos petroleros, de manera que CEPE pueda recuperar tanto 10s costos en cada actividad como un porcentaje de la renta petrolera global (entre 5 y lo%), que le permita generar un autofinanciamiento razonable de las inversiones minimas programadas. Como estas reformas pueden tomar cierto tiempo, posiblemente un ado de analisis y cambios legales, se propone inmediatamente que CEPE, en la venta de 10s derivados en el mercado interno, recupere sus costos mas un porcentaje (20%) de las utilidades que actualmente van a1 Presupuesto General del Estado. Para lograr este objetivo se debera solamente reglamentar el Art. 73 de la Ley de Hidrocarburos, a traves de u n Decreto Ejecutivo.

Recomendaciones Dara el Plan Ouinauenal de Inversiones de CEPE;

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Reforzar el grupo que coordina el presupuesto de inversiones en el departamento de planificaci6n, para que este pueda determinar cuAles proyectos son viables econ6micamente y hacer una priorizaci6n de las inversiones.

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Expandir las inversiones en geoffsica, de tal manera que la Corporaci6n disponga de suficientes objetivos exploratorios para implementar la perforaci6n de a1 menos, 5 pozos por afio.

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Modificar el programa de exploraci6n de CEPE aumentando el numero de pozos exploratorios de 14 a 23 a fin de reemplazar progresivamente el programa exploratorio de las compafiias extranjeras, a partir de 1990. Modificar el programa de producci6n de CEPE afiadiendo el desarrollo de campos en el centro-oriente, tales como: Capir6n (N-E), Tivacuno, Curaray y Primavera.

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Estudiar la ampliaci6n de las refinerias de la Peninsula hacia fines del quinquenio, en el context0 de busqueda de la opci6n mAs econ6mica para satisfacer la demanda de derivados.

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Efectuar estudios tBcnico-econ6micos comparativos del tamafio, localizaci6n y tipo de planta de gas, y determinar el mejor uso del gas del Campo Libertador.

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Limitar las inversiones de CEPE en otras compafiias industriales, y dejarlas para el sector privado.

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A la fecha no es necesario estudiar la ampliaci6n del Oleoducto Transecuatoriano.

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Todas las inversiones propuestas por CEPE para poliductos deben evaluarse econ6micamente y priorizarse en relaci6n a todos 10s demAs proyectos de CEPE.

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Se propone que 10s proyectos de envasadoras de GLP y aceites lubricantes Sean financiados por la empresa privada y retirados del Programa de Inversi6n de CEPE.

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Analizar la capacidad actual de almacenamiento de derivados (especialmente GLP) en cada uno de 10s terminales y su zona de influencia, para determinar si Bsta es suficiente.

61. En pocas palabras, el programa de inversi6n de CEPE deberia ser sustancialmente reducido y reorientado hacia actividades "upstream" El programa de inversi6n de CEPE , como exploraci6n y producci6n. se&n el Plan Quinquenal actualizado a junio de 1988 contempla una inversi6n de $1102 millones para 1988-92; de 10s cuales el 64% representa proyectos de industrializacidn y transporte, que deberian tener baja prioridad. Este estudio propone un programa de $647 millones para el quinquenio; de 10s cuales el 23% son para

industrializaci6n y transporte, y pone Bnfasis a las actividades de exploraci6n y desarrollo/producci6n. El programa propuesto se resume en el cuadro siguiente: Cuadro No.3 CEPE: PROGRAMAS DE INVERSION 1988-1992 (En millones de d6lares de 1987)

................................................................ 1988

1989

1990

1991

1992

TOTAL

177 154

235 139

288 122

290 110

112 122

1102 647

................................................................ Actual Propuesto

................................................................

-23 - 96 - 166 - 180 +10 -455 ................................................................

Diferencia

62. Este recorte en el programa de inversiones es realmente necesario, porque de no ser asi, CEPE seguird teniendo un deficit importante, no financiable bajo alternativas de soluci6n financieras que se proponen para CEPE (ver pdrrafo anterior y capitulo 111, pdrrafos 3.53 - 3.69). Aspectos Institucionales

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El Congreso Nacional deberia expedir una nueva Ley de CEPE, que le de autonomia financiera y operativa, con capacidad de crear filiales y subsidiarias (algunas de las cuales podrian involucrar la participaci6n de capital privado nacional y/o extranjero) bajo el control de la Direcci6n Nacional de Hidrocarburos, para 10s aspectos tecnicos, y de la Superintendencia de Compafiias, para 10s aspectos financieros. En la misma Ley debe incorporarse la 16gica financiera de CEPE antes indicada.

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Se debe tambiBn reformar la Ley de Hidrocarburos en 10s siguientes aspectos : o

Introducir, explicitamente, el concept0 de costo de reemplazo del barril de petr6leo como costo de producci6n, y permitir a1 ejecutivo la aplicaci6n progresiva del costo econ6mic0, conforme evolucione la economia nacional de exportadora de petr6leo a importadora.

o

Cambiar la conformaci6n de la Comisi6n Asesora de Politica Petrolera por la de Politica Energbtica, en la cual se incorpore a1 INE.

o

Integrar nuevos articulos en la Ley de Hidrocarburos referentes a la exploraci6n y explotaci6n de gas natural libre; en especial, respecto a1 precio de venta del mercado interno y a la equivalencia econ6mica del gas natural con 10s productos sustitutivos como el fuel-oil.

o

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xvii

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Generalizar la prioridad en la distribuci6n del Ingreso Petrolero para que CEPE, recupere primer0 sus costos en cada fase y un porcentaje de la renta para financiar la expansi6n de sus actividades, antes de distribuirlo a otros participes.

CEPE deberd prepararse para responsabilizarse de las operaciones del Consorcio CEPE-TEXACO, del Oleoducto Transecuatoriano, del campo unificado con CITY, de las Refinerias ANGLO y REPETROL. Para el efecto, debe preparar 10s esquemas de organizaci6n empresarial y 10s cuadros gerenciales.

Enereia Eldctrica 63. Los problemas del subsector de energia eldctrica son similares a 10s de hidrocarburos, o sea, financieros y de planificaci6n7 institucionales y legales. 64. A continuaci6n se presenta un resumen recomendadas para el Subsector Electricidad.

de

las

medidas

Plan de Expansi6n

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Reducci6n de inversiones, con las siguientes consideraciones:

a)

Diferimiento del Proyecto Paute-Mazar, y en su reemplazo considerar una central tdrmica a vapor de 125 MW. para 1996 o 1997. Revisi6n de la Proyecci6n de la Demanda. Reprogramaci6n de Obras en ejecuci6n. Ejecuci6n de Obras previstas indispensables: Daule-Peripa, dragado, transrnisi611, estudios. Reducci6n de inversiones en otras actividades.

b) c) d) e)

Tarifas: Fijar un nivel adecuado de Tarifas que permita cubrir costos en el corto plazo y contribuir a la inversi6n en el mediano plazo . Para tal efecto se recomienda incrementar puntualmente la tarifa en bloque en 100% y la tarifa a 10s usuarios en un 40%, y luego mantenerlas en valor real con incrementos periodicos que sigan a la inflaci6n.

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Reducir las pdrdidas de energia de las empresas electricas del 17 a1 15% en 1989-1990 y luego a1 12-13% en 1992-1993.

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Capitalizaci6n del Subsector: Es indispensable que el Gobierno realice aportes anuales de capital a INECEL, de acuerdo con las Eliminar el tope cambiario de necesidades de inversi6n. S/.66,50/$ para las regalias del petr6le0, dentro de una reforma legal de la distribuci6n de 10s ingresos petroleros.

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Estructuraci6n del subsector: Integraci6n de EMELEC a1 subsector de acuerdo a la Ley y a1 contrato para evitar problemas de cartera vencida y optimizar la generaci6n de energfa.

-

Disminuir el nhero de Empresas Distribuidoras a un total de 9.

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xviii

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Bspectos Institucionales v Leaales

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Cambiar el Marco Legal de INECEL, y transformarlo en una Empresa Estatal, bajo el regimen de la Superintendencia de Compaiiias, para : o o o o

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-

Limitar la influencia del Directorio sobre la gesti6n interna. Revisar la composici6n del Directorio. Reestablecer el control sobre las Empresas Electricas. Establecer relaciones laborales uniformizadas y equilibradas .

mAs

Mejorar la coordinaci6n interna de INECEL y de Bste con las Empresas . Implementar un programa de Relaciones Priblicas.

65. El Plan Maestro de Electrificaci6n requiere una actualizaci6n profunda para adaptarlo a las condiciones financieras presentes y previsibles en 10s pr6ximos aiios, mediante el estudio de alternativas que reduzcan drdsticamente la inversi6n, sobre todo en el corto/mediano plazo. Podrian considerarse opciones como la disminuci6n del alcance de la cobertura y su priorizaci6n, ademAs de una reducci6n razonable del grado de confiabilidad del servicio.

66. En el marco del presente estudio se analiz6 un programa alternativo de expansi6n, bajo las siguientes premisas: Demanda a)

Revisi6n, a la baja, de las proyecciones de demanda.

b)

Reprogramaci6n de las obras de generaci6n en construcci6n (Paute C), dentro de 10s terminos contractuales.

c)

Construcci6n de Daule Peripa y su enirada en servicio en 1993 (igual a1 Plan Maestro)

d)

Realizaci6n de la primera fase de dragado (dragado profundo) del embalse Amaluza (igual a1 Plan Maestro) y estudio de soluciones alternativas definitivas para la sedimentaci6n del Embalse Amaluza .

e)

Diferimiento de la ejecuci6n del proyecto Mazar.

f)

Rehabilitaci61-1,entre 1989 y 1993, de una parte del parque de generaci6n t6rmica de las empresas distribuidoras, permitiendo diferir, por lo menos en un aiio, la entrada en servicio de nuevas plantas importantes.

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xix

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g)

Considerar la construcci6n de una central a vapor (125 MU) para entrar en servicio en 1996, seguida de un proyecto hidroelectrico (eventualmente S.Franciso) en 1998.

h)

En transmisih, continuaci6n de 10s proyectos del Plan Maestro, aunque parezca recomendable realizar estudios tecnicos para diferir la linea Paute-Pascuales-Prosperina (25 millones de d6lares, a precios de junio 87).

i)

Limitaci6n de las inversiones de INECEL en distribuci6n a1 60% de lo presupuestado en el Plan Maestro.

j)

Asignaci6n a las empresas distribuidoras de un monto anual maxim0 de 20 millones de d6lares, que ya incluye las asignaciones para rehabilitaci6n del parque termico.

k)

Conclusi6n de las obras de electrificacidn rural que cuentan con financiamiento.

1)

Continuaci6n de 10s estudios que ya tienen financiamiento, de 10s cuales se destacan 10s de factibilidad de 10s proyectos San Chespi (aun sin Francisco, Sopladora, Coca-Codo Sinclair y financiamiento).

Otras premisas m)

Utilizaci6n de una tasa de actualizaci6n del 10% en lugar del 8% del Plan Maestro.

n)

Utilizaci6n de costos mas reales para 10s combustibles.

67. En 10s siguientes parrafos se describen mds a fondo dos de las recomendaciones principales para el subsector el6ctric0, es decir, el programa de inversiones y la politica tarifaria. Una discusi6n completa de las otras propuestas se encuentra en el capitulo 111. Proerama de Inversiones 68. El programa de inversiones de INECEL esta basado en una visi6n optimista de la demanda futura y de la disponibilidad de excedentes petroleros. Sin perjudicar mucho el subsector electric0 que es uno de 10s mejores servicios publicos del pals, se podrian reducir sustancialmente las inversiones programadas para el pr6ximo quinquenio, como se resume en el cuadro siguiente.

Cuadro No.4 INECEL: PROGRAMAS DE INVERSION (1988-1992) (En millones de d6lares de 1987)

................................................................ 1988

1989

1990

1991

1992

TOTAL

230 157

186 179

189 92

183 54

185 75

973 557

................................................................ Actual Propuesto

................................................................ Diferencia - 73 - 7 -97 -129 -110 -416

NOTA :

El programa de inversidn fue modificado hasta 1997, existiendo posibilidades de reducirlas a6n d s . (VBase Cap. 111, plrrafo 3.85 - 3.88).

69. El nivel de tarifas tiene que fijarse en un valor que permita cubrir 10s costos de servicio en el corto plazo y contribuir a la inversidn en el mediano plazo. Las medidas deben incluir mecanismos que eviten el deterioro futuro de la tarifa por efectos inflacionarios y considerar una estructura diferenciada por nivel de tensidn, hora del dia y periodo del aiio del uso del servicio. A corto plazo se debe buscar una generacidn interna neta de fondos positiva. Esto podria lograrse de una forma paulatina, con incrementos anuales, en tkrminos reales, durante algunos aiios, o de una forma rlpida, por incrementos puntuales significativos. El estudio especifico de tarifas determind 10s costos medios globales para ventas en bloque y ventas a usuarios finales. En sucres de 1988, estos valores son 7,5 S/kWh y 12,8 S/KWh, respectivamente. En base a las disposiciones vigentes hasta junio de 1988, se estimaba que en este aiio las empresas distribuidoras pagarian un promedio de 3,8 S/kWh para compras en bloque, y 10s usuarios finales, un promedio de 9.15 S/kWh. 70. Por otro lado, seriti ventajoso aumentar las tarifas electricas simultdneamente con 10s incrementos en 10s precios de 10s derivados de petrdleo. Se considera que el primer incremento puntual deberl tender hacia la cobertura de 10s costos de servicio, mAs la depreciacidn y 10s cargos financieros, o sea, un incremento del 100% para las tarifas de venta en bloque y un incremento del 40% para ventas a1 usuario final. Suponiendo que las tarifas Sean incrementadas en agosto/septiembre de 1988, 10s nuevos valores promedio deberian estar en cerca de 7,5 S/kWh para ventas en bloque y de 13 S/kWh promedio para ventas a usuario final. Estas tarifas podrian ser mantenidas en terminos reales durante un afio, y a1 final de ese periodo se produciria un nuevo incremento puntual para ajuste. A partir del segundo incremento las tarifas deberdn tener un crecimiento moderado, en terminos reales, hasta contribuir con un 20-30 % de las inversiones del Plan de Expansidn. 71. Los incrementos puntuales (que deberian hacerse simultdneos para tarifas en bloque y a usuario final) podrian aprovecharse para introducir el concept0 de una estructura tarifaria mds apropiada y de acuerdo con 10s resultados esperados del estudio de costos marginales de largo plazo, financiado por el BIRF.

a) b)

Diferenciar el increment0 por nivel de tensi6n, Uniformizar 10s bloques tarifarios en todas las empresas distribuidoras.

Conservaci6n v Fuentes Alternas de Ener~ia

72. La disminuci6n de 10s subsidios a 10s energeticos convencionales, y la continuaci6n de las actividades de desarrollo por parte del INE, si bien coadyuvarBn a la promoci6n de la conservaci6n y de las fuentes alternas de energia, requieren complementarse a traves de las siguientes medidas: i)

Mejorar progresivamente la eficiencia global del sistema energetico, a fin de disminuir la demanda de recursos tanto de operaci6n como de inversi6n.

ii)

Diversificar las fuentes y las tecnologias, a fin de lograr mayor armonia de la oferta de energia con 10s requerimientos de la demanda .

iii) Incluir la protecci6n ambiental, como factor en la seleccidn de proyectos energeticos y como objetivo en la gesti6n del sector energetico. iv)

Actualizar la legislaci6n y organizaci6n del sector energetico, a fin de permitir, cuando sea justificable, la utilizacidn de fuentes energeticas descentralizadas y liberar a la iniciativa privada en la construcci6n y operaci6n de sistemas energeticos pequefios (menores a 500 Kw.), incluyendo la cogeneraci6n.

v)

Establecer mecanismos financieros Bgiles (a traves de las instituciones de credit0 para el desarrollo) para inversiones en conservaci6n y fuentes alternas de energia.

Medidas especificas Dara Dromover la conservaci6n de energia. Sector Industrial Continuar con el programa de promoci6n de la conservaci6n de energia, a traves de auditorias energeticas, capacitacih, asesoria tecnica a1 sector industrial, etc., que el INE lleva a cab0 desde 1981.

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Promover el uso 6ptimo del calor de proceso en la industria y la cogeneraci6n. Elaborar el proyecto de reformas legales correspondientes y darle curso.

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Estudiar la factibilidad de sustituir productos petroleros por combustibles no comerciales (bagazo, desechos industriales, llantas viejas, residuos municipales, etc.) y/o por fluido geotermico y tomando en consideraci6n la protecci6n del medio ambiente.

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xxii

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Sector Trans~orte

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Actualizar las disposiciones legales a fin de mejorar la eficiencia y utilizaci6n del parque automotor, reordenar el trdfico urbano, a fin de mejorar la fluidez del mismo, y estudiar detalladamente el consumo del transporte maritimo, que alcanza indices muy altos de uso de combustible.

Sector Residencial

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El sector residencial urbano tiene potencial para reducci6n del consumo de electricidad, mediante el mejoramiento de la eficiencia del parque de aparatos, control de tiempo de utilizaci6n y sustituci6n por otras fuentes de energia.

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Factibilidad de producci6n nacional, de llmparas, ventiladores, acondicionadores de aire, refrigeradores, estufas, bombas de calor, con mejores eficiencias que las actuales.

Medidas esvecificas para vromover las fuentes alternas de energia. Ener~iaSolar

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Utilizar sistemas solares cuando sea econ6mico para el calentamiento de agua, en proyectos auspiciados o construidos por el sector p6blico. Considerar sistemas fotovoltlicos, en instalaciones de comunicaciones (IETEL) y de Salud (IEOS), en lugares remotos.

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Elaborar manuales de disefio aplicando energia solar pasiva (INE).

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Capacitar a profesionales de la construcci6n en forma ciclica, en la aplicaci6n de energia solar pasiva y asesorar a las entidades encargadas del desarrollo urbano de la aplicaci6n de la energia solar pasiva.

Minicentrales Hidrlulicas

-

Programar la ejecuci6n de minicentrales ya identificadas utilizando tecnologia nacional (INECEL-INE), previa su evaluaci6n y ampliar el conocimiento del potencial de las microcentrales hidrdulicas .

Geotermia: Comvletar 10s estudios de factibilidad iniciados; Es decir:

-

el proyecto de Baja Entalpia en el Valle de 10s Chillos (INE).

-

el proyecto binacional (con Colombia) de alta entalpia (INECEL), y la ampliaci6n del estudio del potencial geot6rmico.

Coordinar (INE - Ministerio de Agricultura) un programa de incentivos, para plantaciones forestales en Chimborazo, Cotopaxi, Tungurahua, Bolivar, Loja, (provincias con mayores deficits de leiia).

-

-

Promover la capacitaci6n en administraci6n de bosques. Identificar proyectos de protecci6n ambiental con generaci6n de energia, tales corno: o

Tratamiento de aguas senridas, procesamiento de desechos de camales y otras industrias, y tratamiento de basura s6lida para generaci6n de calor, etc.

Impacto de las Medidas Propuestas Sobre la Economia

73. Esta secci6n analiza el impact0 de las medidas propuestas sobre 10s principales indicadores econ6micos como el PIB, la Balanza de Los Pagos, las Finanzas Ptiblicas y el nivel de precios internos. efectos de las medidas propuestas, especialmente de precios y de modificaciones institucionales (corno distribuci6n de 10s ingresos petroleros) sobre las empresas del sector han sido calculadas y se mencionan en el capitulo 111, a1 igual que ciertos efectos sobre el P.G.E. 74. Se resumen a continuaci6n las principales conclusiones a que se llega sobre el efecto de las medidas propuestas. Considerando las hip6tesis optimistas de aumento de las exportaciones no petroleras, de reducci6n del gasto en consumo no productivo y de un importante crecimiento del coeficiente de inversi6n, se establece que el crecimiento del PIB para 10s cuatro escenarios fluctuara entre 3.8% y 2.1% en el periodo 1988-1995. Unicamente 10s dos primeros evitarian un empobrecimiento paulatino de la poblaci6n, ya que la tasa de crecimiento demografico del Ecuador en 10s pr6ximos aiios se estima en mas del 2.6% anual. ii)

Tanto el reajuste de precios de 10s derivados como el cambio de su estructura apuntarian a incrementar 10s saldos exportables de petr6le0, por la reducci6n del consumo y del contrabando y por la ampliaci6n de las inversiones a que darian lugar 10s ingresos adicionales. Vista la importancia de las exportaciones petroleras, la atenuaci6n del consumo interno de productos petroleros, debe promoverse tambi6n creando un fondo para inversiones en consenraci6n de energia.

iii) La elevaci6n de 10s precios de combustibles tendria un efecto inflacionario inferior a lo que generalmente se piensa. Econom6tricamente el impacto no deberia ser superior a 3.6% para un aumento del 100%. La cifra real podria ser algo superior, por aspectos psicol6gicos y especulativos. Este aspect0 podria ser atenuado a nivel del consumidor a trav6s de medidas monetarias y

-

xxiv

-

controles adecuados. Debido a su menor penetraci6n en 10s sectores productivos y presupuestos familiares, la elevaci6n de las tarifas electricas provoca un efecto inflacionario menor. La incidencia de la energia electrica como insumo de la producci6n, incluso en ramas que usan electricidad intensivamente, como la industria del cemento, no sobrepasa del 3% del costo total de producci6n. El aumento de tarifas electricas, si bien no produce 10s efectos econ6micos indicados para el caso de 10s derivados de petr6le0, permite disminuir la demanda futura y reducir, por lo tanto, las inversiones y 10s requerimientos de divisas. iv)

Los niveles de inflaci6n prevalecientes en la economia y sus tendencias, exigen que las revisiones de precios Sean realizadas a 10s niveles recomendados en forma inmediata y sostenidos en tkrminos reales. Una revisi6n a niveles inferiores y no en su oportunidad, seria afectada por la inflaci6n y requeriria de aumentos posteriores drdsticos para compensar este efecto, con costos econ6micos y sociales mucho mds elevados.

v)

Las exportaciones fisicas de petr6leo disminuirian entre 1988 y 1995, debido a1 agotamiento de las reservas, a las restricciones tecnicas de explotaci6n y a1 aumento de la demanda interna. Para el escenario alto, la caida ocurre a un tasa media anual de 6.6% y para el escenario bajo, es de 9.8% por aiio.

vi)

Esta situaci6n exige racionalizar las inversiones de CEPE de retorno inmediato privilegiando las de exploraci6n y las de desarrollo de campos. Esto permitiria incrementar 10s saldos de exportaci6n de petr6leo a corto plazo. La inversi6n de alto riesgo debe ser llevada a cab0 por las compafiias extranjeras.

vii) Las dos hip6tesis de precios internacionales y las proyecciones de exportaci6n de crudo (y equivalente) en valores monetarios corrientes, muestran tasas que van desde el 2.6% para el Escenario Alto, hasta el -2.0% para el Escenario Bajo. A1 considerarse una inflaci6n media anual de 3.5% para el d6lar, se observa que en todos 10s escenarios existe una disminuci6n del valor real de las exportaciones petroleras. viii) Las expectativas poco alentadoras de ingresos de exportaci6n de hidrocarburos, exigen que las exportaciones no petroleras Sean incentivadas para compensar a futuro la disminuci6n de saldos exportables de crudo, que tienden a desaparecer hacia fines de la decada de 10s 90. ix)

Para 10s escenarios indicados, el saldo de la Balanza Comercial seri similar a1 de 10s liltimos ados, con un pequedo crecimiento en d6lares corrientes per0 con una disminuci6n en terminos reales. Por esto es necesario incentivar la entrada de capital externo.

x)

Tanto el deficit del Presupuesto del Sector Nblico como 10s de CEPE e INECEL, pueden ser disminuidos mediante un alza de 10s precios de 10s derivados y de las tarifas elkctricas, asi como por la revisi6n y priorizaci6n de sus inversiones.

xi)

La gran incidencia del tip0 de cambio en la actividad econ6mica, en las finanzas de CEPE, INECEL, Presupuesto del Sector Publico, Balanza de Pagos, etc., exige que la politica cambiaria sea cuidadosamente manejada.

Imoacto del Awnento de las Ex~ortacionesde Crudo. 75. Con la estructura econ6mica actual (relaciones intersectoriales de 1986), un aumento del 10% en las exportaciones de petr6leo representa un increment0 del 1,1% en el PIB y en el Valor Agregado de la economia. Por otra parte , una disminucion del 10% en la demanda interna de derivados provocada por una elevaci6n de 10s precios internos u otras medidas de conservaci6n energetica, produce una disminuci6n de la actividad econ6mica que causa una reducci6n de 0,1% en el PIB. Por lo tanto, por cada 10% de aumento de la exportaci6n de combustibles (que podria obtenerse mediante la eliminaci6n del contrabando y cortando el consumo interno en lo%, lo que podria suceder con el aumento de precios del 100% a1 150%). Imoacto de Reducci6n de la Demanda Elbctrica. 76. Una disminuci6n del consumo electric0 en 10% provoca una disminuci6n pequefia del PIB (0,01%) y un ahorro un poco mayor de divisas (0,02%). Debe considerarse, sin embargo, que existe una economia indirecta de divisas de gran magnitud a1 disminuir la demanda electrica por reducci6n del plan de construcci6n de nuevas obras, el Ademds, esto cual tiene una importante componente importada. contribuiria a canalizar importantes recursos financieros hacia el subsector electric0 con reducciones importantes en el deficit de INECEL y por ende, menor necesidad de subsidio por parte del P.G.E. (y menor crecimiento de la oferta monetaria). Esto demuestra la conveniencia de tomar medidas para la conservaci6n de la energia electrica mediante la fijaci6n de tarifas que eviten el desperdicio. Jmoactos sobre la Inflacibn 77. En base a las estructuras de producci6n y consumos finales, se ha calculado, el impact0 provocado por el aumento de precios de derivados y tarifas electricas en la inflaci6n a nivel de producci6n bruta y consumidor final. En forma aproximada 10s costos de oportunidad de 10s derivados son 250% superiores a 10s actuales precios de mercado. En el cuadro siguiente se muestran 10s incrementos de 10s costos de producci6n en 10s sectores para alzas de 100 y 250% en 10s precios actuales. Como se comprueba, la mayor incidencia, aparte del consumo propio del sector (como en refinaci6n de petr6leo), se presenta en 10s sectores Electricidad (generaci6n t6rmica) y Transporte (gasolina y diesel).

Cuadro No. 5 IMPACTO DE LA ELEVACION DEL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES EN LOS COSTOS DE PRODUCCION ( PORCENTAJ ES )

................................................................ SECTORES

ALZA DE 100%

ALZA DE 250%

................................................................ Agropecuaria Petr6leo+Gas Refinacidn Mineria Industria Alimenticia Metal -Mecdnica Industria Manufacturera Electricidad Cons trucci6n Transporte Servicios

0,8 0,1 24,56 1,8 0,s 0,7 0,5 17,64 0,7 10,72 0,s

.............................................................

-

Inflaci6n Producci6n: Inflaci6n Consumo Final:

-

3,6 3,1

2,o 0,2 61,2 4,6 1,2 1,7 1,3 44,O 1,9 26,8 1,2

'

............................................................. Fuente:

9,o 7,8

Grupo de Trabajo e INE.

78. En forma similar, para el subsector Electricidad la inflaci6n de costos de producci6n y para el consumidor final se indica en el cuadro No. 4.3. Como se observa, la mayor influencia se presenta en 10s sectores Mineria y Servicios. Sin embargo, la incidencia es pequefla en general. Cuadro No. 6 IMPACTO DE LA ELEVACION DE LAS TARIFAS ELECTRICAS EN LOS COSTOS DE PRODUCCION ( PORCENTAJ E)

................................................................ SECTORES

ALZA DE 100%

ALZA DE 250%

................................................................ Agropecuaria Petr6leo+Gas Ref inaci6n Mineria Industria Alimenticia Metal-Mecdnica Industria Manufacturera Electricidad Construcci6n Transporte Servicios

0,lO 0,lO 0,04 1,17 0,49 0,52 0,37 10,31 0,17 0,03 1,12

0,20 0,21 0,08 2,33 0,99 1,03 0,74 20,61 0,35 0,06 2,23

0,80 0,60

1,40 0,70

.............................................................

-

Inflaci6n Producci6n: Inflaci6n Consumo Final:

................................................................ F'uente: Grupo de Trabajo e INE.

79. Las implicaciones en t6rminos de duracidn de las reservas de petrdleo y de las reestimaciones de reservas hechas en este estudio, son que mientras 10s c&lculos oficiales determinan una relacidn reservas/produccidn de casi 14 afios, tomando como base una produccidn diaria de 310.000 bls., las estimaciones de este estudio dan como resultado 9.5 afios. Es decir, se acorta la duracidn de las reservas en 4.5 ailos. 80. Para analizar 10s efectos de esta reestimacidn, se han estudiado tres escenarios de descubrimiento de reservas, uno bajo, uno mediano (el caso esperado) y uno optimists. Los escenarios se presentan en el cuadro siguiente y se analizan a continuacidn. Cuadro No. 7

ESCENARIOS DE PRODUCCION Y RESERVAS REMANENTES

............................................................................. Afios

ESCENARIO BAJO ESCENARIO MEDIO RES.S. PROD. RES .R. PROD. (MBPD) (W) (MBPD) (W)

ESCENARIO ALTO PROD. RES.R, (MBPD) (MMB)

............................................................................. 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 2000 2005

294.7 286.9 277.8 258.0 247.4 228.9 212.1 196.7 85.9 17.5

946.2 846.1 823.7 738.8 719.7 639.6 565.4 496.7 276.1 195.4

310.2 312.3 304.2 289.3 286.1 280.2 257.5 236.9 145.6 87.2

...............................................

Fuente:

Estimaciones del Grupo de Trabajo.

81. Comparando las proyecciones del escenario medio con las otras alternativas, se aprecia que bajo el escenario pesimista, la produccidn diaria disminuye en casi 16,000 bls. en 1988, 40000 en 1995 y 60000 en el afio 2000. La alternativa optimista prev6 una produccidn igual para 1988, 109.000 mAs en 1995 y 120.000 mAs en el afio 2000.

82. Partiendo de 10s vollimenes de reservas remanentes de petrdleo calculados y de las proyecciones de produccidn bajo el escenario medio (o esperado) a continuacidn se determinan 10s saldos exportables de petrdleo

- xxviii y derivados, teniendo como base las previsiones de demanda interna estimadas por CEPE y por el INE. La demanda interna estimada por CEPE es mayor (y el excedente exportable menor) que la del INE. El Grupo de Trabajo considera que las estimaciones del INE podrian ser mAs exactas para el futuro. En el cuadro siguiente se presentan las proyecciones de exportaciones usando la demanda estimada por el INE.

Cuadro No. 8 PROYECCION DE PRODUCCION, CONSUMO Y EXPORTACION DE PETROLEO M I L M N B S DE BARRILES (DEMANDA INE)

....................................................................... C O N C E P T 0

1988

1989

1990

1991

1992

1995

113 37 2 9 38 75 84

114 38 1 8 39 75 83

111 40 0 9 40 71 80

106 41 0 10 41 65 75

104 42 0 11 43 62 73

86 46 2 15 47 39 55

....................................................................... Total Producci6n Cargas a Refinaci6n Importaci6n en Crudo Eq. Exportaci6n en Crudo Eq. Total Consumo Interno Exportaciones crudo Total Exportaciones Crudo

.......................................................................

Fuente: CEPE y estimaciones del Grupo de Trabajo

.

83. Las exportaciones de petr6leo y derivados para 1995 equivalen a1 65% de las que se preve para 1988, lo cual implica que entre 1988 y 1992 se reduciria el saldo exportable en 29 Millones de barriles. La reducci6n promedio anual del saldo exportable es del 5.8%. Precios de Ex~ortaci6ndel Petr6leo 84. Los impactos econ6micos que provocarian las elevaciones de precios mundiales de petr6le0, se han estimado en base a las relaciones inter-sectoriales y a la estructura de la demanda agregada del afio 1986. El cPlculo se ha realizado para las dos estimaciones de exportaciones de petrdleo considerando las dos hip6tesis de precios internacionales, que aparecen en el siguiente cuadro.

-

xxix

-

Cuadro No. 9 ESCENARIOS DE EXPORTACION Y PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO

.................................................. EXPORTACION PRECIO (millones de barriles) (d6lares corrientes por barril )

.................................................. AiiOS

ALTA

BAJA

ALTO

BAJO

84 83 80 75 73 92 63 55

74 73 69 63 59 58 49 41

14 15 17 19 21 24 25 27

14 14 15 17 19 21 24 25

.................................................. 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Fuente: Grupo de Trabajo. 85. Para medir el impact0 de las proyecciones de exportaci6n del petr6leo a nivel del PIB, ha sido necesario hacer 10s siguientes supuestos. Las exportaciones no petroleras (tradicionales y nuevas) se han proyectado en base a la tendencia hist6rica y a la necesidad de compensar en parte la caida de las exportaciones petroleras en terminos de volumen y precio. Para el efecto se ha considerado que su valor creceria a una tasa anual promedio del 4.6% en d6lares corrientes. 86. Partiendo de la matriz de insumo-product0 de 1986, y de 10s escenarios de exportaci6n y precios del petr6leo antes indicados, las tasas de crecimiento del PIB estimadas para el periodo 1988-1995 se describen en el cuadro siguiente. Se estima que el volumen de exportaci6n sera probablemente el alto y las tasas de crecimiento mas probables serian 3.8% y 3.3%. CRECIMIENTO DEL PIB (a precios de 1975) EXPORTACION/PRECIO Alta-Alto Alta-Bajo Baja-Alto Baja-Bajo

TCA (%) 3.8 3.3 2.5 2.1

Saldo de la Balanza Comercial 87. El saldo de la Balanza Comercial sera similar a1 de 10s 6ltimos ados con un pequeiio crecimiento en d6lares corrientes per0 con una disminuci6n en t6rminos reales. La tasa de crecimiento acumulativa anual del saldo de la Balanza Comercial varia entre 3.1% y 1.87% para 10s escenarios alta-alto y baja-bajo, respectivamente.

Im~acto de las medidas institucionales. leeales g de ~ r e c i o s sobre la% finanzas de las emmesas sectoriales. el Presu~uestoGeneral del Estado Y otras instituciones. Hidrocarburos En el capitulo 11, se puntualiza que la situaci6n financiera de 88. CEPE proyectada conforme a1 Plan Quinquenal y sobre la base de ninguna modificaci6n en sus ingresos, a1 igual que en sus gastos e inversiones, determina un deficit acumulado de 1900 millones de d6lares para el period0 1988-1992. Frente a esta realidad econ6micamente insostenible , a continuaci6n se evaluan 10s resultados de las diferentes medidas propuestas en el capitulo I11 para mejorar la situaci6n financiera de la Corporaci6n y corregir las distorsiones econ6micas que genera la estructura actual de precios, la distribuci6n de 10s ingresos brutos provenientes de la actividad petrolera (Renta Petrolera) y el plan de inversiones. Recomendada) Precio de 10s derivados a1 costo de reem~lazo (0~ci61-1 89. El resultado de una modificaci6n en el nivel de precio de 10s derivados, de acuerdo a1 costo de reemplazo, generaria ingresos adicionales de US$ 6.3/B1. en promedio, tomando como referencia la diferencia con el precio de la Ley de Hidrocarburos (opci6n baja). Esto implicaria que 10s ingresos anuales adicionales que recibiria el Estado, fluctuarian entre 250 y 296 millones de d6lares, partiendo de las proyecciones del consumo interno por el INE y CEPE, respectivamente. La alternativa planteada sobre la base del costo internacional del petr6leo (opci6n alta), daria lugar a ingresos adicionales, equivalentes a aproximadamente el doble de 10s resultantes de la anterior medida recomendada. Reforma del Sistema de Distribuci6n de 10s Ineresos Petroleros 90. En cuanto a1 impact0 de las diferentes alternativas en la distribuci6n del ingreso petrolero, se observa que el ajuste de precios de 10s derivados de petr6leo implica un aumento de 1974 millones de d6lares para el PGE y, de 104 millones de d6lares para CEPE, mientras 10s demds participes mantienen la misma asignaci6n. La alternativa a corto plazo, inmediata, implica variaciones solamente en la renta del PGE y de CEPE, con un monto igual de 1967 millones de d6lares. Contrariamente a lo que se Cree, reestructurar en profundidad la distribuci6n de la Renta Petrolera implica redistribuir 10s ingresos solamente entre dos participes: el PGE y CEPE. Las varias alternativas y sus efectos sobre 10s ingresos del PGE, de CEPE, de las FF.AA. y de 10s otros participes se presentan en el cuadro siguiente.

- xxxi Cuadro No. 10 IMPACT0 DE U S ALTERNATIVAS EN LA DISTRIBUCION DEL INGRESO PETROLERO (Periodo 1988-92) (Millones de US$ de 1987)

.................................................................... ALTERNATIVA

....................................................................

PGE

CEPE

FFAA

CIAS. IMP. OTROS

INECEL

TOTAL

CasoBase, Sin Ajuste , Precios Combustibles CasoBase, con ajuste precios combustibles Eliminaci6nde Topes Cambiarios Recuperaci6n, Costos+S% Renta Petrolera Recuperaci6n Costos, Venta Derivados+20% de utilidades

3668

541

823

759

278

194

52

6315

5642

645

823

759

278

194

52

8395

3208

1931

969

759

278

857

343

8395

4827

1725

802

759

278

251

52

8395

4675

1613

823

759

278

194

52

8395

....................................................................

Fuente:

Grupo de Trabajo.

La racionalizacibn del programa de inversiones para el period0 91. 1988-1992, de acuerdo a la propuesta hecha en este Estudio, implica una reducci6n de las*mismas, de 455 millones de dblares de 1987. El deficit financier0 de CEPE, en dicho periodo consecuentemente se reduce de 1790 millones de d6lares a 1340, lo cual complementaria positivamente a las otras medidas planteadas. Como se aprecia en el cuadro siguiente, la propuesta de racionalizaci6n de las inversiones las ha orientado hacia una mayor actividad exploratoria y de producci6n.

Cuadro No. 11 CEPE:

PROGRAMA DE INVERSIONES 1988-1992. (Millones de d6lares de 1987)

................................................................ PLAN DE CEPE

PROPUESTO

DIFERENCIA

................................................................ Exploraci6n Producci6n Industrializ. Transp. y A. C0mb.y Serv.C.

81 259 411 296 55

114.4 340.1 45.3 101.6 48.8

+ 30.4 + 81.1

1102

647.2

-454.8

-365.7 -194.4 - 6.2

................................................................

TOTAL

................................................................

Fuente: CEPE y Grupo de Trabajo.

-

xxxii

-

Im~actosde las Medidas Recomendadas en el Subsector Electricidad 92. Como se habia sefialado anteriormente, de acuerdo a1 Plan Maestro de Electrificaci6n, que considera incrementos tarifarios mensuales (2% en bloque y 3% a usuarios finales), el deficit estimado para el period0 1988-1992, es de 734 millones de d6lares a precios de junio de 1987, considerando desembolsos de credit0 externo de 414 millones de d6lares. Frente a esta realidad y a la propia situaci6n de la economia del pais, a continuaci6n se examinan 10s impactos econ6micos de las medidas sugeridas en el presente estudio. Aiuste de Tarifas 93. Se han recomendado incrementos puntuales del 100% para las tarifas de venta en bloque de energia y de un 40% para ventas a1 usuario final. Como alternativa, podria tambien considerarse la opci6n de un increment0 real (es decir, por encima de la tasa de inflaci6n) del 1% por mes . Reducci6n de Perdidas. Reducci6n de Inversiones. Reneeociaci6n de la deuda. Eliminaci6n (o Revisi6n) de 10s toDes cambiarios. 94. El resultado final de la rehabilitaci6n financiera del subsector electric0 que se propone a traves de las medidas analizadas, es que 10s deficits anuales desaparecerian en 1991 y el deficit acumulado seria cubierto hasta el aiio 1993, a1 presentar un balance positivo. Es de notar que estos resultados son muy te6ricos y que un reordenamiento mais importante, por ejemplo, una reorganizaci6n del sistema de distribuci6n de la renta petrolera haria ciertas medidas obsoletas (por ejemplo: eliminaci6n de topes cambiarios). Es tambien probable que dentro de 5 afios INECEL ya no reciba ninguna transferencia petrolera. El unico efecto de estas medidas fuera del subsector electric0 seria que, en la medida en que el subsector cubra sus costos, se reduciria 10s subsidios dados por el PGE.

CAPITULO I

LA ENERGIA EN LA ECONOMIA ECUATORIANA A. A.l

La Energia en la Estructura Econ6mica del Pais El Sector Enerafa en el Desarrollo Econ6mico

1.1. A partir de agosto de 1972 en que se realiz6 la primera exportaci6n de petr6le0, 10s ingresos provenientes de la comercializaci6n de este product0 han constituido la principal fuente de financiamiento de la economfa. Con este recurso, se realizaron innumerables inversiones que diferencian radicalmente a1 Ecuador de hoy del de hace 16 ados, particularmente en lo relacionado con la infraestructura de energfa, comunicaciones, transporte, vivienda, salud y educacibn. 1.2. Durante 10s ultimos veinticinco aAos, el Ecuador ha presentado una tasa de crecimiento del Producto Interno Bruto del orden del 6.7%, comparable a1 evidenciado por el Brasil para este mismo perfodo. Sin embargo, este crecimiento ha estado ligado casi exclusivamente a la productividad del sector petrolero, a causa de una polftica cambiaria y monetaria que mantuvo por casi 10 aAos el sucre sobrevaluado y la tasa de inter& real negativa. Estos dos factores impidieron la diversificaci6n de las actividades econ6micas. Con la caida de 10s precios del petr6leo ocurrida a fines de 1985, el Ecuador crece apenas a una tasa superior a la de la poblacibn, gracias a1 aporte de otras actividades econbmicas, tales como la pesca, en particular del camarbn, la producci6n agropecuaria y , en menor medida, la minerfa. El peso relativo del sector petrolero desciende en el ultimo ailo, mientras 10s sectores agrfcola, forestal y de pesca presentan una didmica ligeramente ascendente, como se aprecia en el cuadro No. 1.1. Cuadro No. 1.1 ESTRUCTURA DEL PIB REAL, 1982, 1986 Y 1987 (porcentajes totales) (A)

--------------------------------------------------------------1982

1986

1987

12.5 2.4 0.3 9.7 19.1 56.0

12.2 3.1 0.7 14.2 16.6 53.2

14.0 3.7 0.8 6.9 17.6 57 .O

100.0

100.0

100.0

............................................................... Agricultura y Ganaderfa Forestaci6n y Pesca Mineria Petr6leo y Refinaci6n Manufactura Servicios

...............................................................

TOTAL:

...............................................................

F'uente: Instituto Nacional de Energia, Banco Mundial. Basado en sucres a valores 1975. A) 1.3. En particular, 10s subsectores con mayor didmica en la economfa del Ecuador son: Servicios, Industrias Alimenticias, Petr6leo y Gas: Industrias Manufactureras, Agropecuarias y de Construcci6n. Las

tasas de crecimiento promedio anual, durante la decada 1977-1986, de 10s subsectores Petr6leo (9.22%) y Electricidad (7.13%), mds altas que la del PIB total (3.37%), demuestran la importancia del sector energetic0 en la economia . 1.4. El elevado crecimiento de 10s subsectores Petr6leo y Electricidad se explica por el considerable aumento de inversiones de la Corporaci6n Estatal Petrolera Ecuatoriana y del Instituto Ecuatoriano de Electrificaci6n, en la infraestructura petrolera e hidroelectrica en 10s ultimos afios. Los ingresos petroleros han sido determinantes para lograr estos resultados. Es notorio el contraste entre la tasa de crecimiento de estos sub-sectores y la del promedio de la economia. Asi, por ejemplo, en 1983, el Valor Agregado Bruto en la actividad petrolera crece a1 27.2% y el elBctrico aumenta a1 14.9%, estos hechos coinciden con el inicio de la producci6n de petr6leo del Campo Libertador y de la puesta en marcha del proyecto Paute. En cambio el PIB global cae en 2.8%. Para 1984, 10s crecimientos son del 9.2% y 28.8%, respectivamente, frente a1 4.2% del PIB. 1.5. Durante 10s afios 1970 y comienzos de 1980, 10s productos de exportaci6n ecuatorianos en valores corrientes, estuvieron dominados por el petr6le0, cuyas exportaciones aumentaron de un 0.4% del total de las exportaciones en 1970, a1 48% en 1973 y casi a1 60% en 1982. Las exportaciones de fuel-oil contaron con un porcentaje adicional de 5.2% puntos en 10s ultimos afios. Con la caida de 10s precios del petr6le0, el valor de las exportaciones de crudo cay6 a 44.9% del total de Bstas en 1986. Unicamente las exportaciones de camar6n y pescado, aparte del petr6le0, incrementaron su participaci6n en el total de exportaciones entre 10s afios 1970 y 1986. En 1986, el camar6n, con casi $400 millones, contribuy6 con cerca del 17% del total de las exportaciones. 1.6. La actividad econ6mica durante 10s liltimos afios presenta un menor crecimiento (en 1987 un crecimiento negativo de 5.2%), lo cual refleja el impact0 de la baja de 10s precios internacionales del petr6leo y 10s efectos del sismo de marzo de 1987, que caus6 la suspensi6n de las exportaciones de petr6leo durante varios meses. La situaci6n descrita se observa tambiBn a nivel del PIB per cdpita, el cual disminuye de 1668 d6lares en 1981 a 960 en 1987, en terminos corrientes, valor inferior a1 alcanzado antes de 1978. 1.7. En el period0 1986-1987, la economia no petrolera creci6 apenas a1 nivel del aumento poblacional y algunos sectores aun por debajo de bste, como la agricultura de exportaci6n, que en 1986 creci6 a1 1.1% y en 1987 decreci6 en 10.3%. El comportamiento del sector industrial revela crecimientos menores e incluso negativos, como 10s registrados durante 10s afios 83, 84 y 86. 1.8. En lo que se refiere a la demanda interna de energia y a1 contenido energetic0 global y sectorial del PIB, las cifras disponibles indican una intensidad de uso de energeticos netamente superior a la de Latinoamdrica, como resultado 16gico de las politicas de precio seguidas desde 1972. En base a 10s datos de 1986, el contenido energdtico del Producto Interno Bruto se calcula en el orden de 400 Kg.e.p. por miles de US$ del Producto el cual es evidentemente uno de 10s mayores niveles de intensidad energdtica en Amdrica Latina, cuya media fue de 290 Kg.e.p. por 10s miles de US$ del PIB, para el mismo afio. La rama principal de

consumo es del sector transporte, con una incidencia del 41% sobre el consumo final total (vease punto 1.20). 1.9. En 10s iiltimos afios, se ha acentuado en la economia ecuatoriana una tendencia a1 aumento del Consumo de Bienes y Servicios, en relaci6n a la Demanda Final Total: su participaci6n crece del 63.8% en el afio 1980 a1 67.6% en 1987, en contraste con la disminuci6n pronunciada de la Formaci6n Bruta de Capital, la cual, del 20.3% en 1980, desciende a1 14.4% en 1987. 1.10. La influencia del sector energetic0 en la economia, partiendo de la estructura econ6mica actual (relaciones intersectoriales de 1986), determina que un aumento del 10% en las exportaciones de petr6leo implica un increment0 del 1.1% en el PIB. Por el contrario, una disminuci6n del 10% en la demanda interna de derivados, provocada por una elevaci6n de 10s precios internos y otras medidas de conservaci6n energetics, causaria una disminuci6n de solamente 0.1% en el PIB. Por lo tanto, por cada 10% de disminuci6n del consumo interno de combustibles, se obtiene un aumento net0 de 0.5% en el PIB o Valor Agregado Bruto del pals. 1.11. Se@n el mismo anglisis, una disminuci6n del consumo electric0 en un 10% disminuiria el PIB apenas en un 0.01% y causaria un ahorro de divisas un poco mayor a1 0.02%, per0 canalizaria recursos adicionales apreciables a1 subsector electrico. A.2

Incidencia sobre el Sector Pliblico

1.12. Desde 10s afios de 1970, las finanzas piiblicas ecuatorianas se vuelven estrechamente dependientes del sector petrolero y del financiamiento externo. Los esfuerzos por diversificar la tributaci6n fuera del sector energia disminuyen en la medida en que crece la inflaci6n y la politica de precios se rezaga. El consumo publico y las inversiones de baja rentabilidad aumentan, el consumo privado se sustenta en una politica irracional de subsidios, financiados con creciente endeudamiento externo. 1.13. En tkrminos reales, 10s gastos del Gobierno han crecido a1 ritmo anual del 10% entre 1973 y 1982, con prestamos del exterior que cubren el deficit publico y expanden 13 veces la deuda externa. Las exportaciones de petr6le0, partiendo prgcticamente de cero en 1970, llegan a1 74% del total de las exportaciones en 1983. A1 disminuir 10s precios del petr6leo y suspenderse las exportaciones, a causa del Las desastre natural de marzo de 1987, tal proporci6n baj6 a1 40%. exportaciones no petroleras (cuyo auge es el resultado, en gran medida, de las modificaciones de la politica cambiaria, efectuadas a partir de 1981) se han sostenido 10s tres ultimos aiios de las exportaciones de camar6n y productos del mar, cuya participaci6n aumenta sobre el total, del 14% en 1981 a1 27% en 1987. 1.14. Si se considera que una reducci6n del precio mundial del barril de crudo de 1US$ representa una disminuci6n de aproximadamente el 1% del PIB, por la caida de 10s ingresos petroleros, y que durante el afio en curso 10s precios del petr6leo han descendido a US$ 13/barril, de un precio presupuestado a US$17, se encuentra que el crecimiento del PIB se

reducird en aproximadamente el 4% durante este afio; que el deficit del Estado aumentard hasta cerca del 9% del PIB, con relaci6n a1 5% presupuestado a1 inicio del afio (pues, la reducci6n de 10s precios del petr6leo repercute mayormente en 10s ingresos fiscales). 1.15. La persistencia del deficit public0 refleja el excesivo crecimiento de este sector, cuyas causas son varias: un elevado nivel de empleo publico, una preocupante incapacidad para controlar 10s gastos, una politica de subsidios que representa un despilfarro de recursos, deficits en la gesti6n de las empresas del Estado y un bajo nivel de recaudaciones tributarias no petroleras.

El 1.16. El Ecuador dispone de abundantes recursos energeticos . hidroelectrico representa un potencial bruto de alrededor de 93 GW, de 10s cuales son tecnica y econ6micamente utilizables cerca de 20 GW (50 millones de TEP por afio). El potencial actualmente en uso es de aproximadamente 900 MW, es decir, corresponde a menos del 5% del aprovechable. En recursos petroliferos el pais tiene en reservas probadas, remanentes del orden de 10s 1100 millones de barriles (151 millones de TEP). Con la tasa actual de explotaci6n, serian suficientes para aproximadamente 9.6 afios de producci6n. Con la tendencia a declinar de la producci6n anual, a causa de que 10s principales campos estln llegando a su madurez y el consumo interno crece, con el incentive de 10s precios excesivamente subsidiados, se estima que el Ecuador llegard a ser importador net0 alrededor del afio 2002, en el escenario medio de descubrimiento de nuevas reservas, y en el escenario optimists, hacia el afio 2007. Las reservas probadas de gas natural seco se estiman en 160.000 MMPC en el Golfo de Guayaquil, y 270.000 MMPC en forma asociada en 10s campos petroleros del Oriente. Las reservas de carb6n mineral se estiman en 15 millones de TEP aun sin utilizaci6n. Ademds, existen importantes recursos no convencionales como biomasa, geotermia y energia solar.

1.17. La demanda de energia comercial en el period0 74-86 h a sido cubierta sustancialmente con hidrocarburos (en un promedio del 93% del consumo final). En efecto, en 1977 la proporci6n de demanda satisfecha con hidrocarburos fue del 94%, que descendi6 a1 92% en 1986, e n virtud de En la composici6n del una mayor penetraci6n de la energia electrica. consumo de hidrocarburos, se destaca el aumento de la participaci6n del GLP, que del 1% del total de la demanda en 1980 alcanza casi el 6% en 1986, con un consumo anual por habitante de 230 Kg., cifra sensiblemente superior a la media de paises latinoamericanos con similar desarrollo econ6mico (150 Kg. por habitante). 1.18. La producci6n de energia electrica por habitante en 1987 es de 540 kWh/afio, inferior a la media de consumo de America Latina (700-800 kWh por habitante y por afio). En cambio, el consumo de electricidad por abonado es de 1600 kWh por afio, y ha alcanzado niveles comparables a paises europeos como Espafia y Austria, per0 en neta expansi6n (crecimiento en el periodo 65-87 del 8.1% por afio) , a pesar de precios

relativos mds altos respecto a 10s de 10s hidrocarburos (en usos potencialmente sustituibles). Por ejemplo, como se visualiza en el cuadro siguiente, 10s costos del GLP y kerosene domestico, expresado en energia util para cocci6n. son cuatro veces inferiores a1 de la energia elbctrica y seis veces mAs bajos que la leila (sobre todo en funci6n de la baja eficiencia de esta ultima). En el sector industrial, por otro lado, y como fuerza motriz, la energia electrica expresada en tbrminos utiles cuesta dos veces mds que usando diesel como combustible. Cuadro No 1.2 PRECIOS RELATIVOS DE LA ENERGIA EN LOS SECTORES RESIDENCIAL E INDUSTRIAL d 0 1987

..................................................... COSTO ENERGIA UTIL(US$87/TEP)

NIVEL COSTO RELATIVO (1)

..................................................... SECTOR RESIDENCIAL (2) Electricidad Kerosene domestic0 G.L.P.. Lena

477 133 131 821

3.60 1.02 1.00 6.20

SECTOR INDUSTRIAL (3) Electricidad Diesel 1

477 256

1.86 1.00

......................................................

(1) Base: GLP en el Sector Residencial; diesel en el Sector Industrial. (2) Uso en Cocci6n (3) Fuerza Motriz Fuente:

INE-Organizaci6n Latinoamericana de Sector Energetic0 Banco Mundial.

Energia y

Estudio

1.19. El consumo energetic0 final alcanza en 1986 a 5.1 millones de TEP, con una tasa de crecimiento media anual del 4% (period0 1980-86). Este valor, que se puede considerar alto, se debe en parte a una modernizacidn importante de la economia, y a la influencia de precios internos bajos de 10s derivados del petr6leo y de la electricidad. 1.20. Entre 10s sectores de consumo sobresale el de transporte, con el 41% del total en 1986, contra s61o el 16% en 1974 y una tasa creciente del 19%, favorecida por la indiscriminada politica de subsidios en el precio de 10s hidrocarburos. Es interesante considerar que la media latinoamericana del consumo del sector transporte, sobre el consumo total, es del 25%, con tendencia decreciente en el mediano plazo. Los sectores comercial y publico absorben el 31% de la demanda de 1986, seguidos por la industria con el 18%, mientras la agricultura, la pesca y otros suman el 10% restante.

B.3. Asvectos Institucionales de la Gesti6n de las Politicas Enereeticas, 1.21. Para coordinar las politicas energeticas con el desarrollo de 10s demds sectores econ6micos del pais existe el Consejo Superior de Energia (CSE), cuyas principales funciones son: establecer la Politica Energetica Nacional y someterla a la aprobaci6n del Presidente de la Republica, aprobar y controlar el desarrollo del Plan Maestro de Energia preparado por el Instituto Nacional de Energia y normar las actividades del Sector Energetico. El Director Ejecutivo del Instituto Nacional de Energia actua como Asesor con voz informativa y sin derecho a voto. Este Consejo no ha sido hasta ahora realmente operativo.

La ejecuci6n y supervisi6n de las politicas energeticas son 1.22. responsabilidad del Ministerio de Energia y Minas (MEM). Las funciones de elaborar la politica energetica nacional, coordinar y orientar la gesti6n del sector corresponden a1 Instituto Nacional de Energia (INE). La planificaci6n, e j e c u c i h , control de 10s planes y operaci6n de 10s principales sub-sectores se han encomendado a las dos principales empresas sectoriales: la Corporaci6n Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) y el Instituto Ecuatoriano de Electrificaci6n (INECEL).

1.23. INE fue creado en septiembre de 1978, como entidad adscrita a1 MEM. EstA conformado por el Consejo Tecnico, la Direcci6n Ejecutiva y las Dependencias Tecnico-Administrativas. El Consejo Tecnico estA constituido por 9 representantes de diferentes instituciones del Estado y presidido por el Subsecretario del M.E.M. Sus principales funciones son establecer las bases, pautas y estrategias de las actividades del INE y de la politica energetica. 1.24. El INE, como organism0 de planificaci6n, asesoramiento, evaluaci6n y coordinaci6n del Sector Energetico, tiene la responsabilidad de preparar el Plan Maestro de Energia y 10s programas de corto, mediano y largo plazo, tomando en cuenta la racionalidad del consumo de energia, el ahorro de combustibles y el mantenimiento del equilibrio ecol6gico. Adicionalmente, realiza estudios de planificaci6n energetica regional y promueve la investigaci6n, el desarrollo, la demostraci6n y transferencia de tecnologia, con 6nfasis en las fuentes no convencionales y e n la conservaci6n de energia. Orgdnicamente estd compuesto por la Direcci6n Ej ecutiva, las Direcciones de Planif icaci6n y Desarrollo Energetico y la de apoyo Administrativa Financiera. En 1988, cuenta con 59 funcionarios, de 10s cuales el 50% son de nivel tecnico. 1.25. Como una de sus funciones de planificaci6n y coordinaci6n global del Sector Energia, el INE ejerce la Presidencia de la Comisi6n de Estudios de la Demanda Energetica, creada por Acuerdo Ministerial y destinada a establecer y actualizar 10s escenarios mds probables de la demanda energetica nacional. Esta comisi6n estd conformada por representantes de CEPE, INECEL, Consejo Nacional de Desarrollo y Ministerio de Energia y Minas. Dentro de su papel de asesoria a la gesti6n del sector energia, el INE coordina tambien la preparaci6n del presente estudio.

C E P E 1.26. La Corporaci6n Estatal Petrolera (CEPE) fue creada en junio de El 1972, como Entidad adscrita a1 Ministerio de Energia y Minas. Directorio de la Entidad estd constituido por el Ministro de Energia y Minas, quien lo preside, el Presidente del CONADE, el Jefe del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, el Ministro de Finanzas y el Ministro de Industrias. La Organizaci6n Administrativa de CEPE estd compuesta por la Gerencia General, la Gerencia de Operaciones (Producci6n y Refinacih), la Gerencia de Comercializaci6n y Transporte y la Gerencia Administrativa Financiera. 1.27. Ademis de realizar las actividades propias de producci6n, refinaci6n, transporte y comercializaci6n de hidrocarburos, CEPE participa mayoritariamente en el Consorcio CEPE-TEXACO con el 62,5% de las acciones en la Asociaci6n CEPE-CITY, en forma minoritaria en las Refinerias ANGLO y REPETROL, con 12.50%, como tambien en Austrogas y en la Empresa Siderurgica Ecuasider. La Corporaci6n es la principal empresa del pais, con una facturaci6n estimada en 1 400 millones de d6lares en 1988 y 4200 empleados, de 10s cuales un 12% corresponde a personal gerencial y profesional. I N E C E L 1.28. El Instituto Ecuatoriano de Electrificaci6n, INECEL, fue creado en 1961, como organism0 oficial encargado de la electrificaci6n del pais. INECEL, como responsable de la generacih, transmisi6n y distribuci6n de la energia electrica, constituy6 17 empresas electricas de distribuci6n. organizadas como sociedades an6nimas de distribuci61-1,de las cuales es accionista mayoritario, con excepci6n de la Empresa Electrica del Ecuador (EMELEC) , que es privada, con capital extranjero, y sirve a1 mercado de Guayaquil. INECEL se reserva la generaci6n y transmisi6n de energia mediante el Sistema Nacional Interconectado (SNI). La administraci6n de INECEL esti integrada por el Ministerio de Energia y Minas, quien lo preside, el Ministro de Finanzas y Credito mblico, el Ministro de Industrias, Comercio, Integraci6n y Pesca, el Presidente del CONADE, el Jefe del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, representante de las Empresas Electricas del pais, un representante del Colegio de 'Ingenieros Electricos y un representante de 10s trabajadores de estas Empresas Electricas. En 1986 INECEL tenia 2546 empleados, de 10s cuales el 37.5% corresponde a personal directivo y tecnico, y las empresas electricas tenian 6748 empleados (con exclusi6n de EMELEC). B.4. As~ectosTBcnicos del Subsector Hidrocarburos

Las reservas son volhenes estimados de petroleo, que se 1.29. anticipa serin comercialmente recuperadas, a partir de un momento dado, bajo las condiciones t6cnico-econ6micas existentes. Estos estimados deben ser revisados a medida que 10s yacimientos Sean explotados, se disponga de mayor informaci6n geol6gica y/o de ingenieria o se produzcan cambios en las condiciones econ6micas de evaluaci6n. 1.30. El grado relativo de incertidumbre puede ser expresarse colocando a las reservas en una de las dos clasificaciones: probadas o

no probadas. Las no probadas tienen menor certeza de ser recuperadas y pueden subclasificarse en probables o posibles para denotar el grado progresivo de incertidumbre. 1.31. Las reservas probadas, remanentes en 10s campos actualmente en producci6n, se estiman en 1083 millones de barriles, a las que hay que axiadir 71.4 millones de 10s campos aun no desarrollados. Las reservas probables ( con menor grado de certeza que las probadas ) , alcanzan a 647

MMB. 1.32. Con estos recursos, el Ecuador podria continuar como exportador de petroleo hasta fines de siglo, y hasta entonces habri extraido aproximadamente 1 150 millones de barriles adicionales de sus reservas actuales . 1.33. La disminuci6n de reservas durante 10s axios setenta obedeci6 a un decrement0 de las actividades exploratorias, que se vieron desalentadas ante el sustancial aumento en 10s precios del petr6leo y la momentinea abundancia de divisas en el pais. 1.34. A partir de 1984, las reservas oficiales han aumentado en forma notable y paulatina, aduciendo sobre todo cambios en el factor de recuperaci6n de 10s yacimientos y , en menor grado, a causa del descubrimiento o incorporaci6n de nuevos campos. Es asi como de 882 MMB en 1983, se sube a 1126 MMB en 1985, a 1219 MMB en 1986 y a 1557 MMB en 1987. 1.35. No existe suficiente sustento tecnico para inferir que el proceso de inyecci6n de agua cerca del acuifero, para mantenimiento de la presi6n en 10s campos Sacha y Shushufindi-Aguarico este generando reservas secundarias adicionales, ya que estos yacimientos se encuentran sometidos a un activo empuje hidrostitico natural. Prueba de ello es la importante represurizaci6n que experimentaron estos campos, durante 10s meses de cierre de la producci6n y de inyecci6n de agua, luego del terremoto de 1987. 1.36. Adeds, except0 el caso del campo Libertador, 10s descubrimientos en 10s ultimos 15 afios han sido mis bien pequefios (campos con reservas del orden de 10-50 MMB), y en especial de crudos con gravedades medias (15-25 API). Las reservas conocidas de gas natural se encuentran en el Golfo 1.37. de Guayaquil y en el Oriente. En el primer caso, la complejidad ge6logica y tect6nica del area es la raz6n para la incertidumbre y diversidad en las estimaciones de reservas. Un estudio de Abril de 1988, elaborado por una Comisi6n Interinstitucional INE-CEPE-DNH, con asistencia de la Comunidad Econ6mica Europea, estim6 las reservas probadas de gas natural seco del campo Amistad en 160 mil MMPC, volumen que a1 momento no garantiza la comercialidad del campo. 1.38. Se preve que el gas asociado producido del Oriente, cuyas reservas se estiman en 270.000 MMPC, se agotarin a1 mismo tiempo que el petr6leo. La dispersi6n geografica de 10s campos y el alto costo de captaci6n han sido las causas principales para el no aprovechamiento del gas asociado .

1.39. El Ecuador inici6 su vida petrolera en 1911, con el descubrimiento del pozo Anc6n No. 1 en la Peninsula de Sta. Elena, en el litoral del Pacifico. Por cerca de medio siglo fue exportador net0 de petr6le0, y habia producido &s de 100 millones de barriles, cuando entr6 en una nueva era hidrocarburifera con las exportaciones de petr6leo por Balao, Esmeraldas, en 1972. 1.40. En la siguiente decada, la producci6n se mantuvo con pequefios altibajos en el orden de 175 - 210 mil b/d. Con la incorporaci6n 10s Campos de CEPE en el Nororiente Amaz6nic0, la produccidn aumenta a 236 mil b/d en 1983 y a 255 mil b/d en 1984. A causa de la caida de 10s precios en el mercado international, se comienza una politica "liberada" de produccibn, como mecanismo de compensaci6n a la disminucidn de 10s ingresos de las exportaciones, y es asi como la producci6n alcanza 278 mil barriles por dia en 1985, y 291 mil barriles por dia en 1986. 1.41. Como consecuencia del terremoto de marzo de 1987, el bombeo se suspendi6 varios meses, a1 destruirse mAs de 11 Kms. del Oleoducto Transecuatoriano. La producci6n en este aiio declind en un 40%, a un promedio de 174 mil b/d; pero, si se considera la exportaci6n por encargo de 14.5 millones de barriles, que realizaron Venezuela y Nigeria, el descenso de la producci6n fue de tan s61o 26% con respecto a las cifras de 1986. El promedio diario de producci6n enero - abril de 1988 alcanz6 307 mil barriles diarios. 1.42. Mientras en 1972-1973, la producci6n provenia de tres campos del consorcio Texaco-Gulf: Lago Agrio, Shushufindi y Sacha, la produccidn actual se origina en 23 campos, de 10s cuales 22 se encuentran en la Regidn Amaz6nica1 12 pertenecen a1 Consorcio CEPE-TEXACO, 7 a CEPE y 3 a la asociaci6n CEPE-CITY; y , el otro se encuentra en la Peninsula de Santa Elena, pertenece a CEPE y agrupa 10s subcampos del Area de Anc6n. 1.43. De la regi6n Amaz6nica proviene el 99.68% de la producci6n del pais. En esta regi6n, el consorcio CEPE-TEXACO produce el 78.31%, CEPE el 19.73% y CEPE-CITY el 1.96% de la producci6n national, tal como puede apreciarse en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 1.3

DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION PROMEDIA DIARIA (enero-abril/l988, BPD)

.......................................................... C A M P 0

PRODUCC ION DIARIA (BPD)

APORTE NAC IONAL

110.990 66.961 61.972 239.923

36.23 21.86 20.22 78.31

Liberador Otros Subtotal CEPE

41.257 19.176 60.433

13.47 6.26 19.73

Subtotal CITY

6.009

1.96

306.365

99.68

990

0.32

307.355

100.00

(8)

.......................................................... Shushufindi-Aguarico Sacha Otros Subtotal CEPE-TEXACO

........................................................... ...........................................................

...........................................................

Subtotal Oriente

...........................................................

Peninsula

...........................................................

Gran Total

...........................................................

Fuente:

Direcci6n Nacional de Hidrocarburos.

1.44. De 439 pozos perforados en la regi6n amaz6nica hasta el momento, tan s61o 295 se encuentran en producci6n (67% de ellos por levantamiento artificial: neumitico, hidriulico y electrico), y el resto por flujo natural. Los otros 144 pozos han sido abandonados, cerrados por incapacidad de flujo o por problemas mecinicos, o transformados en pozos inyectores de agua. En la Peninsula de Sta. Elena, apenas unos 560, de algo mis de 1800 pozos perforados desde comienzos de siglo, se hallan en operaci6n y aportan una producci6n de 1 000 barriles de petr6leo por dia. 1.45. Gran parte de la producci6n petrolera del pais sigue dependiendo de 10s campos Sacha y Shushufindi-Aguarico, 10s mismos que han aportado con el 74% del consorcio CEPE-TEXACO, que contribuye el 78.3.8 de la producci6n nacional. 1.46. Si se consideran 10s 1 083 millones de barriles de reservas probadas, remanentes que aun quedan en 10s campos en explotaci6n, y la producci6n promedio para 1988 de 310 mil b/d, la relaci6n reservas/producci6n del pais es de 9.6 afios. Gas Natural 1.47. Puesto que 10s campos de petr6leo en el Oriente se encuentran disperses y algunos de ellos presentan muy bajas relaciones gas/ petr6le0, solarnente el gas asociado en 10s campos de Shushufindi-Aguarico La producci6n y Libertador podria ser econ6micamente incorporable.

esperada de gas asociado de estos campos en 1988 alcanza a 53 MMPCD, per0 disminuirP a 38 MMPCD en 1995 y a 15 MMPCD en el afio 2005.

La planta de extracci6n de GLP en Shushufindi estl funcionando 1.48. a1 60% de su capacidad (o sea, 15 MMPCD), a causa de la insuficiencia de recolecci6n; per0 podria procesar 25 MMPCD a inicios del pr6ximo aiio, con A plenitud, la planta podria el aumento de la capacidad de compresi6n. producir 3600 BPD de GLP y 1 200 BPD de gasolina natural, ademls de 14 MMPCD de gas seco (parte del cual estP actualmente utilizado para generaci6n de electricidad y reinyecci6n). Refinaci6n 1.49. En el Ecuador existen 5 refinerias, con una capacidad operativa total de 137 MBDC. La nueva Refineria Amazonas y la ya existente de Lago Agrio son unidades de topping", que operan a plena capacidad (10 MBDC en conjunto, para el suministro de su Area de influencia). La modernizaci6n reciente de la Refineria Esmeraldas, que tiene unidades de conversi6n, ha aumentado el nivel de procesamiento a 85 MBDC. En la Peninsula de Santa Elena hay dos refinerias con unidades de "topping" (ANGLO y REPETROL) y capacidad de 34 MBDC y 8 MBDC, respectivamente. Sistemas de Distribucidn 1.50. El Oleoducto Transecuatoriano transporta el crudo producido en el Oriente a1 Terminal de la Costa del Pacifico en Balao, cerca de la Refineria de Esmeraldas. El oleoducto tiene una extensi6n de 500km. y una capacidad nominal de transporte de 320 MBPD. Existe tambien una conexi6n con el oleoducto colombiano Puerto Asis - Tumaco, que permite transportar 50 MBPD adicionales; esta capacidad podria ser ampliada a 70 MBPD si fuera necesario, con una pequeiia inversi6n. Sin embargo, si se considerase el escenario optimista de exploraci6n/producci6n, el mPximo nivel de producci6n esperada podria llegar a 347 MBPD, es decir, un volumen menor que la presente capacidad de transporte de 10s oleoductos. El GLP de la planta de extracci6n de Shushufindi, y el excedente de gasolina de la Refineria Amazonas son enviados hacia Quito, a travks de un poliducto con una capacidad de 6.7 MBPD. Los derivados de petr6leo de la Refineria Esmeraldas son transportados a Quito por un poliducto de productos limpios con una capacidad de 56 MBPD; a Ambato, por otro de 14.4 MBPD; del area de Guayaquil por via maritima y a1 norte del pais por auto-tanques. Los derivados de las refinerias Anglo y Repetrol son transportados a1 sur del pais y a Guayaquil por medio de buque-tanques y auto-tanques. Una parte de 10s productos para Guayaquil se desernbarca en Tres Bocas y se bombea a Pascuales por un poliducto de 108 MBPD. Hay 16 buque-tanques con una capacidad total de 300 mil toneladas, que son fletados para realizar la exportaci6n de crudo, fuel-oil, el cabotaje de petr6leo y sus derivados. 1.51. La capacidad de almacenamiento existente es de 1.6 MMB, distribuida entre 10s 9 principales terminales, mls 2.8 MMB adicionales en las refinerias. Empero, existe actualmente una carencia critica de almacenamiento de GLP, que apenas permite mantener un stock de 8 dias de suministro en el terminal El Salitral y en las plantas envasadoras (de 14 dias cuando se incluye el almacenamiento en las refinerias).

Demanda de Derivados 1.52. La demanda actual de derivados de petrdleo es aproximadamente de 91 MBPD y requiere una carga de crudo del orden de 108 MBPD. Esto produce un excedente de fuel-oil equivalente a 14 MBPD, que es exportado. El deficit en la produccidn de GLP (4 MBPD) es importado por el terminal de El Salitral de Guayaquil. Precios Internos 1.53. Los precios internos de 10s derivados de petrdleo en el Ecuador son establecidos en base a la Ley de Hidrocarburos, que especifica que 10s mismos deben ajustarse a 10s costos histdricos de produccidn, industrializacidn y transporte, miis un margen de utilidad razonable. La interpretacidn corriente de la Ley ha dado origen a la fijacidn de precios muy bajos, tanto en relaci6n a 10s niveles internacionales (costos de oportunidad) como a1 nivel de precios internos, a causa que 10s precios nominales, reajustados muy esporadicamente se han erosionado rapidamente por la inflacidn. De alli que en 1988, 10s precios internos de 10s derivados alcanzan apenas a un tercio de 10s precios mundiales y se ubican en un nivel absoluto mAs bajo que en 1980. 1.54. Esta politica de precios ha llevado a1 desarrollo de un contrabando muy activo de derivados de petrdleo. El INE estima que un 10% de las ventas internas de derivados de petrdleo (o sea un lOMBD, aproximadamente) son exportados ilegalmente hacia paises en 10s cuales 10s precios de 10s derivados de petrdleo son sustancialmente mAs altos que 10s ecuatorianos.

Generacidn 1.55. La potencia nominal instalada a1 inicio de 1988 era de 1764 MW, de 10s cuales 1100 MW corresponden a1 Sistema Nacional Interconectado y el resto a las empresas regionales. Sin embargo, aquella se reduce a 1444 MW de potencia garantizada o efectiva, teniendo en cuenta el factor de disponibilidad u otras limitaciones de las instalaciones. De la potencia garantizada, el 52% corresponde a centrales hidroel6ctricas. Las perdidas por transmisidn reducen la potencia hasta 1320 MW, valor disponible en las subestaciones principales del SNI, para cubrir una demanda de punta coincidente maxima de 1020 MW en 1987. El resumen de la estructura del parque de generacidn a enero de 1988 se presenta en el Cuadro No. 1.4.

Cuadro No. 1.4 ESTRUCTURA DEL PARQUE GENERADOR EXISTENTE (ENERO 1988) (VALORES EN MU EN BORNES DEL GENERADOR)

................................................................ TIP0 DE CENTRAL

INECEL

EMPRESAS REG. 1) 2)

TOTAL 3) RELACION SERV .PUB. PE/PI

................................................................ 660 353

165 499

103 328

1100 1013

664

431

Potencia instalada

PE

725 375

HIDROELECTRICA TERMOELECTRICA

763 681

85.7 77.9

1764 1444

81.8

890 874

................................................................

TOTAL

................................................................

PI

-

-

Potencia Efectiva o Garantizada. Se incluyen algunas pequefias centrales hidroelectricas. 1) 2) Incluye EMELEC 3) No se consideran grupos de Oriente, Galapagos y Municipios 15 MW). (PI 22 MW, PE Fuente: INECEL, Informe Interno, 1988.

-

-

Tambibn hay pos ibilidades de rehabilitar una parte importante 1.56. del parque termico existente en las empresas regionales.

1.57. El sistema de transmisi6n en servicio tendra, hasta fines de 1988, una configuraci6n radial. Esta planificado para 1989 el cierre del primer anillo de 230 kV, que tiene sus tres polos mls importantes en la central de Paute y las cargas de Quito y Guayaquil. La actual configuraci6n presenta problemas de confiabilidad y obliga a1 funcionamiento de 10s grupos termicos de Guayaquil, por problemas de voltaje. El sistema tiene un total de 1734 km de lineas de transmisi6n de alta tensi6n (615 km de 230 kV y 1119 de 138 kV). La red de substransmisi6n y distribuci6n tiene un total de 3300 km, la mayor parte a 69 kV. 1.58. Las 17 empresas distribuidoras, mls una cooperativa, operan 10s sistemas de subtransmisi6n y distribuci6n y prestan servicio a un total de 1 181.000 abonados (a diciembre 1987). A mls de lo anterior, estas Empresas e INECEL estAn ejecutando un Programa de Electrificaci6n Rural, con financiamiento del BID, integrar a1 servicio a 38 000 nuevos abonados para finales de 1989. Frente a las bajas tarifas en vigencia, el resultado del programa en el corto/mediano plazo contribuira a aumentar 10s perjuicios financieros de las empresas y de INECEL. Perdidas v Consumo 1.59. Las perdidas de energia en las redes de distribuci6n son bastante elevadas, con un promedio del 17% (valor registrado en Quito y Guayaquil) y hasta del 32% en algunas empresas. Esto indica tanto la presencia de problemas tecnicos en las instalaciones como deficiencias en 10s mecanismos de medida y facturaci6n. En el cuadro No. 1.5 se presenta un resumen del desarrollo hist6rico del sector electrico.

Cuadro No. 1.5

RESUMEN DE DATOS BASICOS DEL SUBSECTOR ELECTRIC0 DEMANDA DE POTENCIA DE PUNTA (MW). GENERACION Y VENTAS (GWh)

......................................................... A R O

1970

1980

1984

1985

1986

1987

Demanda de Punta (MW)

193

673

798

867

940

1020

Gener. (GWh) Hidro Termica

822 372 450

3101 856 2245

4220 3207 1013

4547 3251 1296

4975 3978 997

5345 4532 813

Ventas (GWh) Residencial Comercial Industrial Otros

662 270 102 210 80

2615 1050 382 930 253

3290 1332 514 1062 382

3540 1390 547 1193 410

3831 1508 607 1266 450

4211 1660 662 1360 530

Consumos Propios (GWh) Perdidas (GWh) 160

84 402

75 855

77 930

81 1063

84 1050

.......................................................... Fuente :

INECEL.

1.60. El consumo de energia elkctrica ha tenido una tasa de crecimiento promedio anual del 10.5% en el period0 1965-1970, del 14.3% entre 1970-1980 y del 8% en 10s afios 1980-1987. La participaci6n hidroelectrica en la generaci6n total se increment6 fuertemente desde 1983, con la entrada en servicio del proyecto Paute-AB, con 500 MW de potencia instalada, y alcanz6 el 85% en 1987. La producci6n posible de 10s tres principales proyectos hidro-electricos de INECEL en servicio a junio de 1988, es de 3840 GWh en afio de hidrologia media y de 3254 GWh en aiio seco. 1.61. La estructura de mercado se mantuvo aproximadamente constante, con el mayor consumo de electricidad para uso residential (40% del consumo) seguido por el uso industrial (33%). La distribuci6n por empresas presenta asimetrias y predomina el consumo industrial en la zona de Guayaquil (EMELEC). Las ventas de energia por empresa y sector, en 1986, fueron las siguientes (Cuadro No. 1.6):

Cuadro No. 1.6 SUBSECTOR ELECTRICIDAD ESTRUCTURA DEL MERCADO EN 1986 (1) V E N T A S (GWh) (%)

........................................................... E.E.QUIT0 (GWh) (%I 1002 26.2

TOTAL

E M E L E C (GWh) (%) 1490 38.9

OTRAS EMPRESAS (GWh) (%I 1339 34.9

...........................................................

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS

440 146 287 129

43.9 14.6 28.6 12.9

530 248 586 126

35.6 16.6 39.3 8.5

538 213 393 195

...........................................................

Fuente: (1)

40.2 15.9 29.4 14.5

INECEL, Unidad de Estudios Econ6mico-Financieros, Banco de Datos Hist6rico del Mercado Electrico.

1.62. EMELEC significa cerca del 40% de las ventas totales y con la E.E.QUIT0 representan el 65%, el 35% se reparten las otras 16 empresas. Cuadro No. 1.7. NUMERO DE ABONADOS. REPARTICION POR SECTOR Y EMPRESA (valores a1 31 diciembre 1987)

............................................................. E .E .QUITO EMELEC OTRAS T O

SECTOR

T A L

EMPRESAS

............................................................. Residential Comercial Industrial Ent.Oficiales Otros

223.606 34.283 4.789 2.293 1

197.681 29.076 3.602 1.059 1

581.723 86.685 8.257 7.215 829

1.003.010 150.044 16.648 10.567 831

264.972

231.419

684.709

1.181.100

............................................................. TOTAL

............................................................. Fuente: INECEL, DDC, Boletin Estadistico No. 22.

1.63. Es importante resaltar que, del total de abonados el 85% son residenciales y s610 1,4% son abonados industriales. EMELEC y la E.E. QUITO, en conjunto, tienen el 42% del total de abonados. El volurnen de ventas y el ncmero de abonados que les corresponde a las 16 empresas restantes es demasiado pequefio para justificar la existencia de un numero tAn elevado de empresas distintas, por lo que su reduccion podra mejorar la eficiencia y calidad de servicio, ademas de una posible reducci6n de costos .

B.6. A s D ~ C ~ OFinancieros S de 10s Subsectores de Hidrocarburos.v de Electricidad. 1.64. En sus aspectos financieros CEPE e INECEL son totalmente dependientes del Estado. Los ingresos petroleros son administrados por el Gobierno, a traves de un sistema de distribucidn que deja a la Corporaci6n escasos recursos, en relaci6n a 10s necesarios para una Esta situaci6n lleva a una mayor dependencia y adecuada gesti6n. sujeta la gesti6n a la obtenci6n de transferencias, puntuales e imprevisibles del Gobierno. 1.65. La presi6n ha llegado a un nivel tal que bloquea el desarrollo no solamente de la Corporaci6n, sino que tambien pone en peligro el desarrollo de la industria petrolera en su conjunto, en vista que CEPE no puede cumplir sus obligaciones financieras con terceros, en particular con las compafiias operadoras como Texaco, City y las contratistas de prestaci6n de servicios. 1.66. Se ha llegado a esta situaci6n a causa de medidas legales que recortan 10s ingresos a partir de 1979, con el establecimiento de una politica fiscal que reduce drasticamente la participaci6n de CEPE en 10s ingresos petroleros. En 1983, con el establecimiento de topes cambiarios en sucres/d6lar, se congela la participacion de CEPE en dichos ingresos, mientras que la adquisicion de divisas para sus egresos se hace a1 tip0 de carnbio oficial, que es sensiblemente superior. En 1984 y 1985, estas medidas son reforzadas nuevamente. En 1984 se ratifica la congelaci6n de 10s ingresos de CEPE por venta de combustibles, y en 1985 se establece un nuevo tope de conversi6n de las divisas. Finalmente, en 1986 se impide todo nuevo ingreso que CEPE pudiera obtener en funci6n de nuevas producciones o descubrimientos. 1.67. La situaci6n financiera de CEPE entre 1980 y 1983 arroja superAvits por la baja ejecuci6n presupuestaria (entre un 65 y un 88 % de 10s egresos programados), situaci6n que evoluciona rapidamente a partir de 1985, en que comienzan a darse deficits. La situaci6n financiera de CEPE, se vuelve muy grave a partir de 1988, en que, por primera vez en la historia de CEPE se registra un deficit operacional, y el deficit total alcanza casi un 43 % del presupuesto aprobado (usando un tip0 de carnbio de 300 sucres/d6lar en 1988). Para el quinquenio 1988-1992, la situaci6n financiera de CEPE se estima simplemente insostenible en raz6n del deficit acumulado de alrededor de 1800 millones de d6lares, si se mantienen las inversiones previstas en el plan quinquenal de CEPE y el sistema actual de distribuci6n de ingresos petroleros. 1.68. Estas medidas legales han vuelto no rentables las cuatro principales actividades de CEPE: la exportaci6n de petr6leo del Consorcio CEPE-TEXACO, la exportaci6n de petr6leo del Nororiente, la exportaci6n de fuel-oil y la venta de derivados en el mercado interno. Unicamente dos actividades marginales, la venta de lubricantes y el transporte por el Oleoducto Transecuatoriano no sufren las restricciones cambiarias ni el congelamiento de precios. 1.69. El impact0 de estas medidas hasta 1985 pudo ser contrarrestado en parte mediante el aumento de las exportaciones de petr6leo del

Nororiente, y las asignaciones-parches ocasionales concedidas por el Gobierno Nacional. A partir de 1986, todos 10s efectos negativos, en forma acumulada, atentan contra las finanzas de CEPE. 1.70. En lo que se refiere a INECEL, desde 1973 se le asignaron recursos financieros provenientes de la explotaci6n petrolera, mediante la creacion del Fondo Nacional de Electrificaci6n (FNE), que sirvi6 como contraparte para la obtenci6n de creditos externos destinados a las grandes inversiones realizadas en 10s ultimos 15 aiios, las cuales han transformado a1 Sector, convirtiendolo probablemente en el mejor servicio publico del pais. 1.71. En 10s ultimos cuatro afios, el FNE ha sufrido un descenso abrupto, por la crisis economica del pais, la caida de 10s precios del Petr6leo y el establecimiento de topes cambiarios, se@n se presenta en el siguiente cuadro: Cuadro No. 1.8 INGRESOS A INECEL PROVENIENTES DEL PETROLEO - FOND0 NACIONAL DE ELECTRIFICACION - FNE -

.............................................. &O

MM US$

MM S/.

MM US$

Regalias

a 66.50 x d6lar

reales

.............................................. 1)

Cifras proporcionadas por INECEL. (Moneda corriente). Fuente: INECEL

1.72. Esta caida de 10s ingresos ha sido exacerbada por otras medidas econ6micas gubernamentales, como la eliminaci6n de exoneraciones arancelarias, el incremento del costo de combustibles, las devaluaciones del sucre, la congelacibn del valor de la divisa (a S/.66.50/1 US$) de las regalias del FNE y , desde junio de 1988, por la congelaci6n temporal del incremento mensual de las tarifas. A pesar de la reducci6n en las transferencias petroleras, el Estado no ha permitido que esta se compense con un aumento real de tarifas, a fin de cubrir 10s costos y crear excedentes para el auto financiamiento de parte del programa de expansibn. 1.73. Desde 1982, las tarifas en moneda constante se han erosionado a causa de factores externos a1 subsector, como la inflaci6n, la tasa cambiaria, a mls de la ingerencia politica en el establecimiento de las mismas. Este deterioro es mucho mls significative si se presenta el equivalente de la tarifa en US$, divisa necesaria no solo para cubrir la componente extranjera de 10s Proyectos ya ejecutados, sino principalmente

para realizar el servicio de la deuda. En estos terminos, la tarifa en centavos de d6lar pasa de 5.12 ctvs, de US$/kwh en 1980 a 3.83 ctvs. en 1987. El mayor valor se registr6 en 1981, con 6.52 ctvs. de d6lar por kwh. 1.74. En diciembre de 1987, el subsector, incluidas las empresas electricas (fuera de EMELEC), presentaba un activo total revalorizado de 524 mil millones de sucres, con un patrimonio de 305 mil millones de sucres. El pasivo a largo plazo, en la misma fecha, era de 177 mil millones de sucres, (a1 cambio de 222 S/. por US$, a finales de afio) es decir, cerca de 800 millones de d6lares. El servicio de la deuda externa asciende en este mismo aAo a 94 millones de d6lares, de 10s cuales 78 millones corresponden a INECEL. B.7. Rol de la Conservaci6n v de las Fuentes Alternas de Enereia. Conservaci6n de Enereia 1.75. Existe .un amplio potencial de conservaci6n de energia en 10s varios sectores consumidores, asi como en el sistema de oferta de energia. El sector industrial, despues del transporte, es el principal consumidor de energias comerciales, con una participaci6n del 17% (1986) en el consumo final. La rama que presenta mayor consumo de energia es la de minerales no metdlicos, incluyendo cement0 (44% de la energia comercial del sector industrial), seguida por la de alimentos, incluyendo Auditorias la del azucar y bebidas (26% de la energia comercial). energeticas ejecutadas por el INE en las principales industrias consumidoras de energia, extrapoladas a todo el sector, indican posibilidades de ahorros sustanciales de energia. 1.76. El sector transporte, principal consumidor de energia final (41%), utiliza exclusivamente productos petroleros: el transporte terrestre, el 66%; el maritimo, el 23%; el aereo, el 7%; 10s poliductos, el 3%, y el ferrocarril, el 1%. El transporte de carga ofrece mayor potencial de ahorro global a travks del mejoramiento de la eficiencia de las unidades, el aumento del factor de utilizaci6n y del tamafio de las unidades. Luego, el transporte liviano ofrece significativos ahorros, a travds del mejoramiento del rendimiento de 10s vehiculos y de la reducci6n de su tamafio. 1.77. En el transporte publico, la mayor eficiencia de 10s motores y el increment0 del tamafio de las unidades, que sirven a las principales rutas urbanas, prometen importantes ahorros especificos y mejor calidad de servicio. 1.78. El transporte maritimo presenta un crecimiento de mds del 200% en el consumo de energia entre 1979 y 1984, lo que parece excesivo. AdemBs, la carga de combustible por unidad de carga transportada supera ampliamente 10s indices internacionales,l/ de ahi que, se preve un gran 1/

Esto podria indicar participacidn de 10s navegantes en comercio ilicito de combustibles.

potencial de detallados.

ahorro, que

debe ser precisado a

traves de

estudios

El sector residential tiene posibilidades de ahorro de energia. 1.79. En el Area urbana, la principal linea de acci6n podria ser el mejoramiento de la eficiencia de 10s equipos construidos en el pais, tomando en consideraci6n las capacidades de la industria nacional. Luego, la instrucci6n a1 consumidor sobre el horario de utilizaci6n de ciertos aparatos, a fin de disminuir 10s picos de la curva de carga electrica. Finalmente, se podria sustituir parcialmente la electricidad por otras fuentes, como la energia solar, cuando fuera econ6micamente justificable . 1.80. En el area rural, el principal energetic0 para coccidn es la lefia. La eficiencia de las estufas tradicionales es baja, lo que aumenta la demanda de lefia, cuyo suministro resulta insuficiente en las provincias centrales y en Loja. Esta circunstancia contribuye a 10s problemas de deforestaci6n y erosi6n de suelos. Programas de difusi6n de estufas eficientes , de reforestaci6n y de promoci6n de combustibles alternativos, podrian contribuir a aliviar la dificil problemAtica energetica de algunas Areas rurales del pais, asi como a preservar el medio ambiente .

1.81. El desarrollo y difusi6n de las fuentes alternas de energia y sus tecnologias podrian contribuir a mejorar la cobertura de 10s energeticos y las condiciones de oferta de energia. El INE, a partir de 1980, ha desarrollado un amplio programa de conocimiento de las fuentes alternas de energia, de investigaci6n y adaptaci6n de tecnologias, demostraciones, estudios y ensayos de difusi6n de varias de ellas. 1.82. Las minicentrales hidroelectricas, con equipamiento national, constituyen una alternativa probablemente econ6mica, especialmente en areas rurales aisladas. Se dispone de la tecnologia para construir econ6micamente turbinas (hasta 150 Kw., ampliable a 300 Kw.), tableros y sistemas de control, que han sido probados en instalaciones en funcionamiento. 1.83. El calentamiento solar de agua es una tecnologia madura en el pais, que ya es motivo de actividad comercial establecida. Se estima que la capacidad actual de producci6n de colectores solares es de diez mil por afio. Tambien, la energia solar pasiva tiene un importante potencial de ahorro en sistemas mecAnicos de climatizaci6n. Los sistemas fotovoltAicos para aplicaciones socialmente prioritarias como salud y comunicaciones, que utilizan poca energia, en lugares remotos, podrian ser una alternativa. Otras fuentes, como la biomasa, e6lica, geotermia, podrian tener roles especificos menores, estando a la espera de que se las brinde oportunidades de competir con las fuentes convencionales, de tipo centralizado, una vez que 10s precios de estas fuentes se acerquen a sus costos econ6micos. 1.84. Los precios excesivamente subsidiados de 10s energeticos convencionales constituyen un obstAculo para que las fuentes alternas de energia y la conservaci6n resulten econ6micamente atractivas para el consumidor. La estructura legal del sector energetico, a traves de la

organizaci6n institutional y de la asignaci6n de recursos publicos cuantiosos, promociona 10s sistemas energeticos centralizados, con desventaja de 10s descentralizados, enfatiza el crecimiento de la oferta de energia, con escasa atenci6n a la eficiencia del uso, y no estimula autogeneraci6n o cogeneraci6n por parte de productores que podrian generar a costos menores. B.8. Escenarios Enereeticos 1.85. Con el prop6sito de analizar las tendencias probables de crecimiento futuro de la economia, se ha supuesto que las exportaciones petroleras constituyen la variable explicativa del comportamiento del Producto Interno Bruto, tanto en el corto como en el mediano plazo. 1.86. Para el efecto, se han disexiado dos escenarios base que consideran: la proyecci6n media de producci6n, que sera analizada detalladamente en el capitulo 4, una estructura unica de refinaci6n, para definir la carga de refineria y 10s derivados exportables, y dos estimaciones de demanda interna de hidrocarburos, la de CEPE y la del INE. La incorporaci6n de la variable precios internacionales del petrbleo contempla una hipdtesis alta y otra baja de evoluci6n de 10s mismos para establecer, en valor, el impact0 de la variable explicativa sexialada en el PIB. 1.87. En el caso de la proyecci6n de producci6n. su comportamiento en el tiempo se ha estimado en tres escenarios: el pesimista, bajo el cual la producci6n maxima (295 mil BPD) se alcanzaria el presente afio 1988 y que luego declinaria; el optimista, segun el cual el nivel llegaria a 347 mil BPD en 1994; y el medio o esperado, con una producci6n tope en 1989 de 312 mil BPD. Este ultimo perfil de producci6n, con el cual se han calculado 10s impactos en el PIB, refleja la estimaci6n mas probable (esperada) de reservas, calculadas a1 31 de Diciembre de 1987 en 1100 millones de barriles, a 10s cuales se incorporarian 568 MMB mas, como resultado de la compafia exploratoria que realizaran 13 consorcios de compafiias internacionales entre 1988 y 1993. 1.88. En cuanto a las cargas de refinaci6n, se asume que la capacidad instalada de refinacih, en el quinquenio analizado, permanecera igual a la existente en 1987. El volumen promedio de cargas de refineria, estimado para 10s escenarios, es de 108 MBD en 1988 y de 125 MBD en 1992. 1.89. En cuanto a 10s precios de 10s hidrocarburos, que dimensionan la demanda interna y el valor de las exportaciones, se han hecho las siguientes consideraciones. Las proyecciones de demanda, tanto de CEPE (marzo 1988) como del INE (mayo 1988) no incorporan el efecto de la elasticidad (precio o ingreso) sobre la demanda. Las reducciones del consumo provocadas por el alza de precios de 10s derivados en el mercado interno, que se han estimado para un rango de variaci6n comprendido entre 100% y 250%, se afiadirian a 10s excedentes exportables de hidrocarburos. Estos excedentes estarian incluidos en la alternativa de cantidades estables estimadas por el INE, que es mas alta que la de CEPE. Respecto a 10s precios internacionales del petr6leo se han 1.90. tomado dos escenarios; el primero, que se aproxima a las estimaciones realizadas por el Banco Mundial y que preve una Tasa de Crecimiento Anual

Prornedio para el period0 88-95 del 8.6% y del 7.6% entre 1988 - 2000. El segundo, un escenario mAs optimista, que presenta crecimientos promedios del 9.8% y 8.2% respectivamente, o sea, con incrementos de precios que se adelantan un aiio. Como se observa en el siguiente cuadro, 10s dos escenarios irnplican casi estabilidad en terminos reales, durante el quinquenio 1988-92, sin crecimiento real significativo del precio del petr6leo. Cuadro No. 1.9 SUBSECTOR HIDROCABUROS ESCENARIO DE PRECIOS DE EXPORTACION US $ CORRIENTES POR BARRIL

................................................. A B o S

ESCENARIO BAJO

ESCENARIO ALTO

.................................................

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

14 14 15 17 19 21 24 25 27 29 30 32 34

14 15 17 19 21 24 25 27 29 30 32 34 36

..................................................

Fuente: Grupo de Trabajo, Banco Mundial, OPEP.

ANALISIS DE LOS PROBLEMAS DEL SECTOR ENERGIA Introducc ibn 2.1. El capitulo anterior demuestra ampliamente como 10s problemas del sector energetic0 inciden sustancialmente en la economia en general. En este capitulo se analizarAn en conjunto, aunque eventualmente el analisis tenga que rebasar 10s limites del sector e ingresar en aspectos macroecon6micos. 2.2.

Los problemas se analizarAn en el orden siguiente:

i) ii) iii) iv)

Hidrocarburos Energia Electrica Conservaci6n y Fuentes Alternas de Energia, y Sistema Institucional de Gesti6n del Sector en su conjunto,

A.

Hidrocarburos

A.1. Caida de 10s Precios Mundiales del Petr6leo v de 10s Precios Reales Internos de 10s Hidrocarburos 2.3. La caida de 10s precios del petr6leo a fines de 1985 caus6 un sin numero de problemas. En primer lugar, la balanza de pagos fue drAsticamente afectada, ya que el valor de las exportaciones de petrdleo y sus derivados cay6 de USS1927 millones en 1985, a USS982 millones en 1986 y a USS817 millones en 1987. Aun cuando 10s precios se recuperaron ligeramente en 1987, el terremoto de marzo de este afio interrumpid las exportaciones de petrdleo que fueron parcialmente compensadas con prestamos en petrdleo por parte de Venezuela y Nigeria (y que se estAn pagando en 1988). 2.4. Otro efecto negativo importante de la caida de 10s precios mundiales del petrdleo y de la suspensidn de las exportaciones de este producto, se di6 en 10s ingresos del sector publico. La participacidn de 10s ingresos petroleros en el total de 10s ingresos pdblicos cay6 del 52.6%, en 1985, a1 41.5% y a1 31.7% durante 10s afios 1986 y 1987, respectivamente. 2.5. A1 mismo tiempo, 10s precios internos de 10s derivados descendieron vertiginosamente, a causa de la inflacidn interna y de la depreciaci6n del sucre. Los precios de 10s derivados del petrdleo en el Ecuador son, en la actual idad, sustancialmente inferiores a 10s precios internacionales (33% del precio CIF mAs 10s costos de transporte y distribucibn, en 1988). Entre 1981 y 1987, esta relaci6n aument6 del 21% a1 46%, debido exclusivamente a1 descenso del precio del petrdleo en el mercado internacional. Esto se debe a que, por una parte, 10s precios de 10s derivados se basan en costos histdricos conforme a la Ley de Hidrocarburos, por lo que, el precio interno del petr6leo crudo, apenas alcanza un 50% del precio internacional, y , por otra, a que no se han

efectuado 10s reajustes periddicos necesarios en una situaci6n inflacionaria. A pesar que 10s precios de 10s derivados del petr6leo se han elevado en cuatro ocasiones durante la presente decada, se han mantenido a un nivel bajo respecto de 10s precios internacionales, sitdndose a la fecha entre 10s d s baratos de America Latina y del mundo . 2.6. Es asi como en 1988 el precio promedio ponderado, en terminos reales, de 10s derivados del petr6le0, se ha reducido en una tercera parte, desde 58 sucres/gal6n en 1987, a 39 sucres/gal6n en 1988, por la inflaci6n de estos aiios, estimada en el 50 por ciento (en sucres de 1987). Como resultado de esta coyuntura particularmente desfavorable, el consumo interno crece, la produccidn se ubica en un nivel que no sera superado significativamente en el corto plazo (vease secci6n A.3 sobre las proyecciones de producci6n, consumo interno y exportaci6n). 2.7. El nivel promedio de 10s precios de 10s derivados del petr6leo en el Ecuador, en d6lares de 1987, ha fluctuado durante la presente d6cada entre 10 y 12 d6laresfiarril. Debido a la ausencia de reajustes, 10s precios descendieron a partir del aiio 1984 alcanzando en 1988 a US$ 8.l/barril el nivel mis bajo de la d6cada con excepci6n del afio 1980. 2.8. En cuanto' a 10s precios individuales de 10s derivados a excepci6n del precio de la gasolina extra que en abril de 1987 alcanza su nivel internacional han permanecido subvencionados entre 1980 y 1988. El GLP ha perdido en el periodo un 53% de valor, pasando a ser del derivado mis car0 a1 mis subvencionado. El precio del diesel carburante hasta mediados de la decada fue inferior a1 precio promedio en ese periodo y en la actualidad no representa sin0 un 60% del precio de la gasolina extra, originando una grave distorsi6n, que se agudiza si se considera que este product0 tendri problemas de oferta en el corto plazo. El precio del fuel-oil se ha mantendio en un 60% del precio promedio durante el periodo . 2.9. Los niveles de precios de 10s derivados vigentes en el Ecuador han dado origen a ingentes perdidas, por el trifico ilicito de combustibles (estimado por el INE, en el 10% del consumo o aproximadamente unos 800010000 barriles diarios). A julio del presente aiio 10s precios de la gasolina extra y del diesel equivalen a una cuarta parte de 10s de Colombia. El monto del subsidio (incluyendo lucro cesante) de 10s precios de 10s derivados en el Ecuador, calculado con relaci6n a1 costo de oportunidad, manteniendo la estructura de mirgenes de utilidad de la Ley de Hidrocarburos, alcanzaria el valor estimado de US$620 millones en 1988.

La principal limitante de la politica de precios de 10s 2.10. derivados en el Ecuador se origina en la interpretacidn de la Ley de la cual estos unicamente deben cubrir 10s costos Hidrocarburos, se&n hist6ricos y una utilidad razonable, no definida, lo cual impide considerar otros conceptos costos, tales como: costo de reemplazo del barril consumido, margen de agotamiento de las reservas y costo de oportunidad. 2.11. En investigaciones econometricas hechas para el presente estudio, se estima que un ahorro del 10% en el consumo de petr6leo (y un aumento de las exportaciones por el ahorro de consumo interno y la

eliminaci6n del contrabando) podria afiadir aproximadamente un 1% a1 crecimiento anual de PIB. A.2. Reservas. Nivel de Producci6n. Demanda Interna v Saldos Exportables 2.12. En junio de 1988, la producci6n promedio fue de 307 mil barriles por dia de petr6leo crudo, mientras el consumo diario (incluido el contrabando) alcanzaba una cifra de 107 mil BPD y dejaba un excedente exportable de aproximadamente 200 mil BPD. Reservas 2.13. La industria petrolera del pais se apoya en una fragil estructura de reservas, si se consideran las necesidades presentes y futuras de este recurso no renovable. La tendencia de las reservas probadas ha sido descendente, a1 bajar de 1500 MMB en 1972 a 1023 KMB en estimaciones 1979, y a 882 MMB en 1983. En el periodo 1984-1987, se@n del presente estudio, se aprecia una modesta aunque paulatina mejora (1083 MMB), debido especialmente a que el comportamiento de 10s dos mas importantes campos del Oriente, Shushufindi-Aguarico y Sacha, result6 ser mejor de lo esperado. Evidencia de ello es la represurizaci6n que experimentaron 10s yacimientos durante el cierre de 10s pozos, luego del terremoto de marzo de 1987, a causa de la acci6n del empuje natural del agua de formaci6n. Concomitantemente, la relaci6n reservas/producci6n disminuy6 de 55 atios en 1972, a 15 atios en 1979, a 11 ados en 1983 y a 9.6 ados, en 1987. Desde 1972 a 1987 el Oriente produjo 1186 MMB de petr6leo. Las reservas de gas natural asociado se estiman en 270.000 MMPC . 2.14. Las cifras de las reservas probadas oficiales han sido incrementadas en forma sustancial, de 882 MMB en 1983 a 1557 MMB en 1987, aduciendo cambios en el factor de recuperaci6n de 10s dos principales campos antes indicados, por haberse iniciado proyectos de inyecci6n de agua en las arenas "U" y "T" de la formaci6n Napo. Este criterio no tiene suficiente sustento tecnico, ya que dificilmente podria hablarse de recuperaci6n secundaria en yacimientos sujetos a un activo empuje hidrostatico natural. SegGn la DNH, las reservas atiadidas por el descubrimiento de 2.15. nuevos campos en el periodo 1972-1987 son de 378 MMB, frente a una producci6n acumulada de 1186 MMB. Esto hace suponer que la posibilidad de descubrimientos importantes va disminuyendo aparentemente, y las inversiones exploratorias devendran mas costosas, a1 localizarse en zonas m8s profundas, mAs alejadas de la infraestructura y en condiciones geol6gicas menos conocidas. 2.16. El costo de reposici6n de un nuevo barril en el nor-oriente se estima en 7.5 US$/bbl; aumenta a 10.2 US$/bbl en el centro oriente y a 13.7 US$/bbl en el sur oriente; frente a un precio de venta de 12.7 US$/bbl para fines de junio de 1988. 2.17. Para suplir la deficiencia de reservas, desde inicios de la decada se implementaron reformas legales y tributarias para atraer a

compadias internacionales. Desde 1986 estas empresas iniciaron una intensa campafia exploratoria - se han suscrito 13 contratos de Prestaci6n de Servicios - con un compromiso de inversidn de 400 millones de d6lares, que incluye la realizacidn de 20 mil kms. de lineas sismicas y unos 50 pozos exploratorios hasta 1992. Nueve de 10s 12 pozos perforados por estas compadias han encontrado hidrocarburos. La DNH estima 10s hallazgos, por cierto modestos, en 20 MMB probados y en 115 MMB de reservas probables. Es evidente que buena parte del futuro petrolero del Ecuador a corto y mediano plazo, asi como la capacidad de financiamiento de CEPE para la exploraci6n. dependerd de 10s resultados de esta campafia exploratoria. 2.18. Segun las proyecciones esperadas para este estudio, el pais extraeria cerca de 1150 MMB hasta el afio 2000. Reemplazar estas reservas requeriria de un intenso esfuerzo exploratorio en que es indispensable la participacidn de empresas internacionales (para complementar las actividades de CEPE) mds aun si se considera que el descubrimiento de nuevos campos a futuro tendria que triplicar la tendencia histbrica. Asimismo, tendrdn que hacerse inversiones crecientes en el desarrollo de campos y en la optimizacidn de la extraccidn del petrbleo, a fin de recuperar las reservas probables del orden de 670 MMB. 2.19. Respecto a1 gas natural seco, el Campo Amistad, situado a1 suroeste de la Isla Pun& del Golfo de Guayaquil es el unico descubierto. La complejidad geol6gica y tect6nica del drea, ademis de la limitada informaci6n, han sido las razones para originar incertidumbre y diversidad de cifras de reservas. Se@n un reciente estudio (abri1/88), elaborado por una Comisi6n INE-CEPE-DNH,con asistencia de la Comunidad Econ6mica Europea, se estimaron como probadas 160 mil MMPC. Este volumen no es suficiente para asegurar la rentabilidad del campo, que requeriria un minimo de 365 mil MMPC, o sea una producci6n de 50 MMPCD para 20 afios. 2.20. De existir las reservas necesarias, se estima que a1 momento hay un mercado en la zona industrial de Guayaquil para 38 MMPCD, de 10s cuales 22 millones serian para reemplazar el fuel-oil en la industria y 16 millones en termoelectricidad. La utilizaci6n termica aumentaria a 42 MMPCD en 1992 y a 48 MMPCD en el ado 2000. Otros mercados potenciales serian las refinerias de la Peninsula (4.7 MMPCD) y las industrias de las zonas de Chanduy y Posorja (8-14 MMPCD) no se ha considerado la utilizaci6n de gas en proyectos industriales (fertilizantes, sidenirgica) por falta de justificaci6n econbmica. En resurnen, hay un importante mercado potencial de gas natural en Guayaquil y en la Peninsula de Santa Elena .

2.21. La produccidn actual de petr6leo de 307 mil b/d y se aproxima a 10s niveles hist6ricos mAs altos y a la capacidad operativa maxima del Oleoducto Transecuatoriano, la cual es de 320 MBPD. De existir descubrimientos importantes en el futuro, la producci6n podria extraerse a traves del ramal a Colombia, con capacidad actual de operacidn de 50 MBPD, y que con pequedas inversiones podria expandirse a 70 MBPD. El anilisis anterior sugiere que no seria necesario ampliar la capacidad del Oleoducto Transecuatoriano, en raz6n de que la producci6n mAxima que se esperaria en el escenario optimista, de 347 MBPD en 1994, seria inferior a la capacidad combinada de 10s oleoductos ecuatoriano y colombiano.

2.22. El creciente aumento de la producci6n que ha experimentado el Ecuador en 10s ultimos ados no guarda relaci6n con el reducido descubrimiento de nuevas reservas. Gran parte de la producci6n del pais continua dependiendo de 10s campos Sacha y Shushufindi, que hasta el momento han aportado con el 74% de la producci6n del Consorcio CEPETEXACO, que a su vez contribuye con el 78.3% de la producci6n nacional. 2.23. A producci6n, reservas. decreciendo MBPD .

corto plazo el Ecuador habrA alcanzado sus niveles mziximos de a no ser que se den descubrimientos sustanciales de nuevas Los pron6sticos m8s probables son que la producci6n irA en forma constante hasta el aiio 2000, cuando llegaria a 145

2.24. Se@n las previsiones de demanda de CEPE y considerando el escenario medio de descubrimiento de nuevas reservas petroleras del Estudio, el Ecuador se convertiria en importador de petr6leo hacia el ado 2002 hasta el ado 2007, bajo las condiciones del escenario optimista de descubrimiento de reservas.

La producci6n futura provendri de campos cada vez mAs distantes 2.25. y dispersos, con el correspondiente aumento de inversiones y costos. Se ha considerado que CEPE incorporari el pr6ximo ado 10s campos de Coca, Payamino, Paraiso, Tiguino y Pucuna. A.3. Problemas Financieros de CEPE 2.26. La actividad de CEPE se ha sustentado desde sus inicios en 10s recursos propios resultantes de su actividad empresarial, en menor grado en las rentas de participaci6n de 10s ingresos generados por compaiiias productoras como TEXACO y CITY, en calidad de socio y , desde 1985, en crecientes asignaciones puntuales del Estado del producto de la venta de derivados en el mercado interno, que por Ley pertenecen a1 Presupuesto General del Estado. En 1987, en raz6n de 10s dados del oleoducto, CEPE recibi6 80 millones de d6lares de capitalizaci6n por un credit0 del Banco De forma general 10s recursos Mundial a1 Gobierno Ecuatoriano . financieros de CEPE, con excepci6n de este ultimo credito, directa o indirectamente provienen de su propia actividad empresarial. 2.27. En el Cuadro No. 2.1. se puede observar la estructura de 10s ingresos presupuestarios de CEPE entre 1988-1992, bajo 10s siguientes supuestos: el perfil de producci6n recomendado, la demanda proyectada por CEPE, la inflaci6n externa e interna y las devaluaciones monetarias asumidas en el marco del presente estudio por el Banco Mundial, el precio internacional del petr6leo (evoluci6n baja) , las inversiones del Plan Quinquenal de CEPE y 10s ajustes en 10s precios de 10s derivados conforme a la Ley de Hidrocarburos. 2.28. Si bien el rubro principal de ingresos esti conformado por la venta de petr6leo crudo a las refinerias; sin embargo, este rubro no representa sino un juego contable; puesto que en 10s egresos, Cuadro No. 2.2. , el mismo monto es asignado a la compra de crudo de CEPE para las refinerias. El rubro mAs significativo de ingresos es el producto de la venta de derivados, seguido por la exportaci6n de petr6leo crudo y de

fuel-oil, 10s ingresos por concept0 de servicio de transporte por el oleoducto y , finalmente, las rentas de participaci6n. En cuanto a 10s ingresos por crudo de compensaci6n, su monto es significativo en 1988, a causa del pago a Venezuela de 10s prestamos de petr6leo crudo para el mercado interno recibidos en 1987. Es de notar que el precio del mercado interno del crudo de compensaci6n, es el unico que CEPE recibe en su totalidad, a la tasa de cambio del mercado de intervenci6n del Banco Central. A partir de 1989, 10s ingresos por crudo de compensaci6n decrecen, por la reducci6n de las importaciones de derivados y la terminaci6n de las obligaciones de pago de 10s prestamos a Venezuela.

Cuadro No. 2.1. CEPE: ESTRUCTURA DE LOS INGRESOS PRESUPUESTARIOS (En millones de d6lares de 1987)

Rentas Participaci6n Exportaci6n Crudo y Fuel-Oil Transporte Crudo Venta Der ivados Cargas Refineria Compensaci6n Otros

2 55 33 107 188 85 10

1 51 31 89 201 30 0

1 46 28 77 209 20 0

1 39 27 70 218 27 0

0 34 25 66 229 27 0

.......................................................... TOTAL INGRESOS

479

403

380

382

..........................................................

Fuente:

381

Plan Quinquenal de CEPE.

2.29. En cuanto a 10s egresos, aparte del rubro ya sefialado (compra de su propio crudo para las refinerias), el principal rubro corresponde a las inversiones o egresos de capital, que en el period0 1980, s e e n CEPE, alcanzarian 1100 millones de d6lares en 1987. Le sigue en importancia la adquisici6n de crudo a las empresas TEXACO y CITY para el mercado interno; siguen 10s egresos correspondientes a las tarifas de refinaci6n de ANGLO, la compra de derivados a REPETROL y 10s insumos de la Refineria de Esmeraldas. Otro rubro significativo es el referente a 10s egresos de CEPE en las operaciones del Consorcio CEPE-TEXACO. Los costos operativos de producci6n de petr6leo y 10s de administraci6n son, en conjunto, poco significativos. En cuanto a1 servicio de la deuda para 1988, alcanza un 10% de 10s egresos corrientes; en 10s siguientes afios, este rubro no considera servicio de prestamos futuros.

Cuadro No. 2.2. ESTRUCTURA DE LOS EGRESOS PRESUPUESTARIOS En millones de d6lares de 1987

...................................................................... CEPE en el Consorcio Operaci6n Oleoducto CEPE Prod. Si Misma Comercial Externa Admipis trac i6n Compra Crudo a CEPE Compra Crudo a Cias. Ref inac i6n Lubricantes Total Gtos. Operativos Servicio de la Deuda Total Egresos Corrientes Egresos de Capital

55 17 18 5 28 213 62 66 5 468 51 519 176

52 16 36 5 26 201 61 66 4 467 66 533 234

49 16 50 5 25 208 62 64 3 483 67 549 287

47 15 48 5 24 218 66 61 2 487 63 550 290

44 14 63 4 24 229 74 55 2 510 55 565 112

TOTAL EGRESOS

695

767

836

840

677

......................................................................

......................................................................

Fuente:

Plan Quinquenal de CEPE y Grupo de Trabajo.

2.30. Aunque es probable que se puedan disminuir las inversiones (sobre todo en industrializaci6n y transporte/almacenamiento en que se han hecho inversiones importantes recientemente, y ya que la demanda interna tenderd a disminuir a causa del alza de 10s precios internos y de la reducci6n en la actividad econ6mica), la situaci6n financiera es claramente insostenible. Esto se debe fundamentalmente a que tres de las cuatro principales actividades arroj an perdidas para CEPE. Estas son: La venta de derivados en el mercado interno, por cuanto no puede recuperar sus costos, la exportaci6a de petr6leo crudo y derivados (fueloil), a causa de 10s topes cambiarios de 44 sucres/d6lar a partir de 10s cuales se calculan sus ingresos. La cuarta actividad, la exportaci6n de petr6leo crudo de 10s carnpos del nor-oriente arroja un pequeiio superdvit el presente aiio, per0 a partir de 1989, tambien se transformard en actividad deficitaria. Por otro lado, el endeudamiento externo de CEPE en 1988 alcanza la suma de USS289 millones y el interno S/.3000 millones. El deficit acumulado para el period0 1988-1992 alcanza 1900 millones de d6lares, es decir, el 46% de 10s presupuestos. Considerando que el deficit operacional (sin inversiones) es igual a1 19%, CEPE no podria cumplir con el servicio de la deuda ya contraida.

Cuadro No. 2.3 CEPE: INGRESOS Y EGRESOS PRESUPUESTARIOS 1988-92 EN US DOLARES DEL 8 7

.................................................................. 1988

1989

1990

1991

1992

479 519 40 176 216

403 533 130 234 364

380 549 169 287 456

382 550 168 290 458

381 565 184 112 296

.................................................................. Ingresos Corrientes Egresos Corrientes Deficit Corrientes Inversiones (1) Deficit Total (2) (1)

(2)

Incluye US$186 millones para la modernizacidn de las Refinerias de la Peninsula, que fueron omitidos. Los gastos se US$39 millones anuales en 10s afios distribuyen como sigue: 1989-1990; US$98 millones en 1991 y US$10 millones en 1992. Para el aiio 1988, el 50% de las inversiones ha sido financiado mediante prestamos externos, que han reducido el deficit.

Fuente:

CEPE y estimaciones del Grupo de Trabajo

2.31. La situacidn financiera de CEPE es el resultado del continuo deterioro de sus ingresos, originado en 10s recortes de la renta petrolera mediante medidas legislativas iniciadas a comienzo de 1980 y ajustadas en 1982 y en 1985, medidas que a su vez reflejaban la reduccidn de 10s ingresos petroleros para la economia nacional por la caida de 10s precios del petrdleo. 2.32. Las causas principales que explican el deterioro financier0 de CEPE son: en primer lugar, la falta de recuperacidn de sus costos en las diferentes fases de la industria, a causa de las disposiciones legales y 10s topes cambiarios que congelan sus ingresos en sucres; y en segundo lugar, porque sus egresos (70%), 10s debe realizar en dblares, a1 tipo de cambio del mercado de intervencidn del Banco Central (250 sucres/dblar a junio de 1988). 2.33. De mantenerse la actual distribuci6n de la renta petrolera, y bajo la hipdtesis de un aumento de las cuatro principales variables que inciden en el equilibrio presupuestario de la Corporacidn (1. el precio internacional del petrdleo; 2. el precio de 10s derivados para el mercado interno; 3. la produccidn de petrdleo; y , 4. la devaluacidn monetaria), su situacidn no mejoraria en el caso de las dos primeras, y las dos ultimas agudizarian el desequilibrio presupuestario. En este contexto, la situacidn econdmica de CEPE en el futuro inmediato serl mls critica. La disyuntiva financiera de CEPE se reduce a suprimir toda inversidn o a reordenar la distribucidn de la renta petrolera.

9 Distribuci6n del Inereso Petrolero Lf 2.34. En el Cuadro No. 2.4. se presenta el andlisis de sensibilidad de la situaci6n financiera de CEPE para el quinquenio 1988-1992, tomando en considerac i6n las variaciones de 10s precios internac ionales del petr6le0, 10s precios de 10s derivados en el mercado interno, la producci6n de petr6leo y la paridad cambiaria. Cuadro No. 2.4.

SENSIBILIDAD DEL DEFICIT DEL PRESUPUESTO DE CEPE A AUMENTOS DEL 10% DE LAS CUATRO VARIABLES

........................................................... Disminuci6n ( - ) Increment0 (+) del Deficit MM DE SUCRES

PORCENTAJE DE VARIACION RESPECT0 DEFICIT ACTUAL

........................................................... - Precio Internac. - 389 - 0.4 %

-

-

de Petr6leo Precio de 10s derivados Producci6n de Petr6leo Tasa Cambio

2735

-

2.6 %

+ 2364 + 9630

+ +

2.2 % 9.0 %

-

........................................................... Fuente:

Grupo de Trabajo.

2.35. El dbficit es prdcticamente insensible a1 aumento de un 10% de 10s precios internacionales del petr6le0, en raz6n de la reducida participaci6n de CEPE en 10s ingresos de la exportaci6n de petr6leo y de fuel-oil. Los ingresos de CEPE por este concepto permanecen constantes, Por tanto, un en alrededor de 50 millones de d6lares por afio. mejoramiento de 10s ingresos de CEPE no puede esperarse de un futuro aumento del precio internacional del petr6leo. 2.36. Igualmente, una variaci6n de 10s precios internos de 10s combustibles, en la proporci6n sefialada del 10% no altera significativamente 10s ingresos de CEPE a causa de la congelaci6n de su participaci6n en la venta de combustibles. Todo increment0 o reducci6n repercute en el Presupuesto General del Estado. U n aumento de la producci6n de petr6leo generaria mayor deficit 2.37. presupuestario, debido a que el costo unitario de producci6n de 10s nuevos campos de petr6leo no podria ser recuperado por limitaci6n de 10s topes cambiarios. 1/

El ingreso petrolero, como concepto utilizado en el Estudio, incluye el valor de las ventas internas y externas del petr6leo crudo y de 10s derivados. La renta petrolera hace referencia a1 excedente econ6mic0, conformado por la diferencia entre el ingreso y 10s costos .

2.38. El efecto mds devastador sobre las finanzas de CEPE se da por la devaluaci6n monetaria, ya que sus ingresos en sucres se calculan a un tip0 de cambio constante, mientras sus egresos se realizan a1 tip0 de cambio del mercado de intervenci6n. En la hip6tesis que continuen las devaluaciones, esta serd la principal causa del descalabro financier0 de la Corporaci6n en 10s pr6ximos afios, si se mantiene el actual sistema de distribuci6n de la renta. 2.39. La acumulaci6n de medidas legales sobre la distribuci6n de la renta petrolera y la evoluci6n misma de la economia nacional conducen a que CEPE no pueda recuperar ni sus costos operativos ni, peor aun, generar recursos para nuevas inversiones. Su endeudamiento externo alcanza 10s 289 millones de d6lares en 1988, y por vencimientos de obligaciones, el mismo alcanzard 10s 344 millones de d6lares en 1989; 10s 300 millones en 1990, para luego descender a 196 millones en 1992, sin considerar financiamiento adicional alguno para las inversiones del quinquenio 1988-1992. A.4. Andlisis de Problemas en el Proerama de Inversi6n de CEPE 2.40. El programa de inversiones previsto por la Corporaci6n requiere de mayores estudios de priorizaci6n. Cada departamento presenta su programa, en forma aislada, sin considerar la situaci6n econ6mica general del pais, ni la situaci6n general de CEPE. Esto se evidencia en la propuesta del Plan Quinquenal de CEPE de junio de 1988. 2.41. Recientemente se han cumplido inversiones importantes en industrializaci6n y las necesidades de esta drea no presentan alta prioridad en 10s pr6ximos afios, sobre todo si se considera que se podria reducir la demanda por la reducci6n del ritmo de crecimiento de la economia y eventualmente por una alza importante de precios. Por la situaci6n de reservas, sefialada anteriormente, se debe orientar prioritariamente el esfuerzo de inversi6n hacia la exploraci6n y producci6n de hidrocarburos. Por lo contrario, el programa de inversiones de CEPE se encuentra ma1 orientado hacia proyectos de industrializaci6n y transporte que representan el 64% del total. Por otra parte, el programa de inversi6n de industrializacidn contiene un sinnlimero de proyectos sin ninguna priorizacibn, econ6mica o social. En la actual coyuntura econ6mica, de escasez de recursos, lo sefialado debe revisarse y corregirse.

Cuadro No. 2.5. CEPE: PROGRAMA DE INVERSIONES (Millones de d6lares)

............................................................... 1988

1989

1990

1991

1992

TOTAL

............................................................... Exploraci6n Producci6n Industrializ. 1) Transp.y Alm. C0m.y Ser.Comp.

9 77 10 67 14

20 52 76 75 12

21 44 133 80 10

15 43 158 64 10

16 43 34 10 9

81 259 411 296 55

177

235

288

290

112

1102

............................................................... TOTAL

............................................................... 1)

Incluye USS186 millones para la modernizaci6n de las refinerias de la Peninsula que no estaban en el programa de inversi6n a pesar de constar su realizaci6n. Se supone que el calendario de inversiones seria el siguiente: USS39 millones por afio en 1989 y 1990; USS98 millones en 1991 y USS10 millones en 1992. Fuente: CEPE y estimaciones del Grupo de Estudio.

2.42. Las diferencias en las inversiones de exploraci6n entre el Plan de CEPE y el propuesto en este Estudio son:

-

Se@n el Plan de CEPE, s61o se realizarian 14 pozos exploratorios y 5000 km. de sismica, mientras que en el propuesto se realizarian 23 pozos y 10s mismos 5000 kms. de sismica. Por otra parte, en el Plan de CEPE, cada pozo cuesta USS800 mil, mientras que en el propuesto se estima en USS2 millones.

-

Los cambios antes mencionados sobre el Plan Quinquenal de Inversi6n dan lugar a un incremento de USS32.1 MM para el plan propuesto.

Inversiones de ex~loraci6nde las com~afiias~etroleras 2.43. Las inversiones de exploraci6n de las compafiias de prestaci6n de servicios son superiores a las fijadas en 10s respectivos contratos, en raz6n del aumento de 10s costos de sismica y perforaci6n; ya que las empresas realizarln mayores inversiones que las comprometidas en 10s contratos. Entre 1985-1988, el incremento del monto sobre la inversidn comprometida es del 40%. Este porcentaje adicional se aplic6 a las inversiones entre 1989 -1992.

Las diferencias en las inversiones de producci6n entre el Plan 2.44. de CEPE y el propuesto incluido en este Estudio son:

-

Se@n CEPE, se desarrollarian 16 campos, con la perforaci6n de 70 pozos, a un costo de USS660 mil por pozo, y se implementaria un levantamiento artificial en 10s campos Libertador, Bermejo Sur, Tetete-Tapi, Cuyabeno-Sansahuari.

-

El plan de inversibn propuesto descarta el desarrollo de 8 campos contemplados por CEPE per0 incorpora otros campos: Capirbn, Para la estimacibn de las Tivacuno, Curaray y Primavera. inversiones se han tomado 10s montos de inversibn/barril inicial de produccibn pico, (IBIPP) se@n modelos utilizados por CEPE, para la evaluacibn de inversibn en el nor-oriente, sur-oriente y centrooriente; estas inversiones se situan en 3500 dblares/IBIPP en el nor-oriente, 5500 $/IBIPP en el centro-oriente y 8300 $/IBIPP para el sur-oriente. En estos montos estdn comprendidas todas las inversiones de perforacibn, de facilidades de produccibn y almacenamiento, de apertura de carreteras y tendido de lineas de flujo.

-

No se han incluido las inversiones en el probable cambio del sistema de gas-lift por otros sistemas de levantamiento artificial, a1 aumentar el corte de agua en 10s pozos. Sin embargo, es doble destacar el monto por cada pozo, estimado en alrededor de 500 mil dblares. El plan propuesto para la produccibn en el quinquefio requiere de $80.7 MM mAs que el propuesto en el Plan de CEPE.

2.45. Hay inversiones en estas actividades que son necesarias para La tasa de satisfacer la demanda interna de derivados de petrbleo. crecimiento de la demanda de derivados ha sido pronosticada en 3.6-4.7 % por afio, durante el period0 1988-1992, se@n las proyecciones del INE o CEPE, respectivamente. Bajo las dos proyecciones de demanda, las refinerias presentan un excedente de produccibn de fuel-oil que se exporta y un deficit en GLP que debe inportarse. 2.46. En el cuadro No. 2.6. se resumen las cargas de las refinerias estimadas por CEPE a fin de satisfacer la demanda interna de derivados, asi como tambien el saldo exportable de fuel-oil y la cantidad por importar de GLP. Cuadro No. 2.6. BALANCE DE LAS REFINERIAS (miles de barriles diarios)

................................................................ 1988

1989

1990

1991

1992

121 119 5 6 16 3

125 123 5 6 19 5

................................................................ Cargas de las Ref. Producci6n de Deriv. Consumo en Refin. Prod.GLP (Oriente) Fuel-oil Exportab. Importac. GLP Fuente:

108 105 5 2 14 4

112 110 5 3 14 3

117 115 5 4 15 4

Pron6sticos de Demanda de Derivados de C:EPE.

2.47. La demanda actual de derivados incluye aproximadamente un 10% de productos que se trafican ilicitamente a1 exterior por 10s precios

internos bajos. Este trdfico ilicito podria desaparecer completamente con una politica mds racional de precios. La capacidad total de refinaci6n en el pais es suficiente para 2.48. suministrar derivados, a excepci6n de GLP, para 10s pr6ximos 5-7 afios (segtin sea la demanda). Si 10s precios de 10s productos fueran aumentados y mantenidos a un nivel mds razonable, o sea, a nivel del costo de reposici6n de las reservas utilizadas o de 10s precios internacionales, el consumo superfluo y el comercio ilicito se minimizarian y la capacidad instalada alcanzaria para 7-9 afios. Considerando que son necesarios tres afios para la construcci6n o ampliaci6n de una refineria, el primer afio de inversidn estaria fuera del quinquenio considerado en este estudio. 2.49. CEPE incluye s61o US$6 MM en su Plan Quinquenal para la modernizacidn de las refinerias de la Peninsula, sin embargo se requiere de una inversi6n de US$192 MM para unidades de conversidn en dichas refinerias. Este proyecto reduciria las exportaciones de fuel-oil en un 35% a partir de 1993 y produciria GLP y gasolinas. La situacidn mundial de oferta de petr6leo a corto plazo, no presenta suficientes incentivos econ6micos, para construir nuevas refinerias o expandir las facilidades de alta conversi6n, comparada con la importaci6n de productos. Plantas de Gas 2.50. Respecto a1 gas asociado del Oriente, la planta de extracci6n de GLP de Shushufindi estd funcionando solamente a 15 MMPCD (aproximadamente el 60% de su capacidad de procesamiento de gas) y estd siendo incrementada con la adici6n de 3 nuevos compresores que permitirdn llegar a la capacidad mdxima, que es de 25 MMPCD. 2.51. CEPE estd preparando un proyecto de extracci6n de GLP en el Campo Libertador, con una capacidad de 15 MMPCD, a un costo estimado de US$31 millones. Sin embargo, se preve que la producci6n de gas en este campo declinard con relativa rdpidez, como se demuestra en el siguiente cuadro. En consecuencia, las limitaciones en la disponibilidad de gas sugieren que la planta sea tal vez sobredimensionada por lo que su justificaci6n econ6mica podria deteriorarse, se sugiere considerar alternativas, como el fraccionamiento de 10s liquidos extraidos en 10s puestos de compresi6n, para reinyecci6n. Cuadro No. 2.7 PROYECCION DE PRODUCCION DE GAS (millones de pies cubicos diarios)

Campo Libertador

12.9

12.9

12.9

11.8

9.2

.................................................................

Fuente:

Estimaciones del Grupo de Estudio.

6.1

Otros Drovectos industriales 2.52. CEPE ha presupuestado inversiones con otras compafiias en el Plan Quinquenal, que suman un total de USS172.8 MM, para la fabricaci6n de productos especiales (aromdticos, solventes, aceites bdsicos para lubricantes/parafina, metanol y amoniaco-urea); la mayoria de estas inversiones estA destinada a1 procesamiento de aceites lubricantes, por una suma de USS147.6 MM. Mientras la planta de solventes puede tener un buen retorno econ6mic0, 10s aromdticos y el metanol probablemente tengan retornos marginales. Los aceites lubricantes bAsicos y las plantas de amoniaco/urea no son proyectos econ6micos a causa del tamafio de las plantas y de 10s precios del mercado internacional de 10s productos. CEPE ha presupuestado USS5.6 MM para estudiar la necesidad de una planta de asfalto en la Refineria Amazonas y una planta de fertilizantes de amoniaco/urea en el Oriente. Con suficiente capacidad de asfalto disponible en la Refineria de Esmeraldas, no se justificaria la construcci6n de una nueva planta. Aunque existe gas disponible en el Oriente, una planta de fertilizantes deberia localizarse cerca en las Areas de mayor consumo. Una planta de amoniaco/urea pequefia, no se justifica econ6micamente en comparaci6n con la importaci6n de productos a precios internacionales actuales y proyectados. A.6. Transporte v Almacenamiento 2.53. Dos problemas principales se presentan en estas actividades. El primer0 es la falta de capacidad de almacenamiento de GLP, sobre todo en el sur del pais, especialmente en el Area de Guayaquil. El segundo es el hecho de que varios proyectos, estAn en vias de ejecuci6n1 y muy probablemente, se tendrdn que completar, a menos que se puedan interrumpir sin causar grandes perdidas (por ejemplo, si materiales y/o equipos ya comprados para el tramo del Poliducto Monteverde - Manta, podrian utilizarse en otras actividades mAs rentables). provectos relacionados con transDorte y/o almacenamiento de GLP baio

p i)

Expansi6n del Terminal Tres Bocas y construcci6n de las lineas de transferencias de fuel-oil y GLP para almacenarlo en El Salitral, con una ulterior extensi6n para fuel-oil de la planta de INECEL. Este proyecto incluye dos tanques de fuel-oil. Es considerado necesario, porque la via perimetral de Guayaquil bloquearia el acceso a 10s anteriores desembarcaderos ($3.1 MM). Ampliaci6n del almacenamiento de GLP en la Planta de El Salitral ($23.6 MM). Actualmente, no hay suficiente almacenamiento de GLP en el pais, particularmente en el Area de Guayaquil, que tiene apenas 5 dias de reservas, por lo que podrian producirse interrupciones en el suministro. Cerca de 4 MBD de GLP se importan via Guayaquil, y otros 2 MBD llegan por auto-tanque desde la Refineria de Esmeraldas. Se ha alquilado un tanquero de GLP que es utilizado como almacenamiento flotante.

iii) Obras complementarias de envasadoras de GLP ($7.2 MM). distribuci6n de GLP estd en manos de empresas privadas; para

La el

proyecto iii podria considerarse la alternativa de limitar la operaci6n solamente a despachos a granel para CEPE. Otros Provectos en Pre~araci6npara Transoorte v Almacenamiento i)

Poliducto de productos limpios desde Libertad - Monteverde - Manta y Monteverde-Pascuales. Incluye un terminal maritimo y de almacenamiento de productos limpios en Monteverde con nueve tanques nuevos ($44.1 MM). Se recibirdn ofertas para su construcci6n en septiembre y estaria financiado totalmente por el gobierno argentino.

ii)

Poliductos de Productos Limpios, Naranjal-Machala: ($63.3 MM).

Pascuales-Naranjal-Cuenca y

iii) Una nueva planta envasadora de aceites lubricantes ($78.6 MM). iv)

Ampliaci6n del Oleoducto Transecuatoriano ($2.7MM). Todos estos proyectos que estdn en etapa de planificaci6n/disefio, o en ejecuci6n, no estdn priorizados. Estos proyectos alcanzan el monto de casi $200 millones, y es evidente que muchos de dstos deberian ser reevaluados criticamente y postergados para tiempos mejores . A.7. CEPE: As~ectosInstitucionales:

2.54. El ordenamiento institutional del sector energdtico, a lo largo de 10s Ciltimos 25 afios, ha conformado un sistema de instancias: de formulaci6n de politicas energeticas (el Ministerio de Energia y Minas), de planificaci6n y asesoria (Instituto Nacional de Energia), de ejecuci6n operacional y administrativa (CEPE-INECEL) y de control tdcnico y fiscalizaci6n financiera del sector petrolero (Direcci6n Nacional de Hidrocarburos). Sin embargo, el funcionamiento real de este sistema institucional, adolece de un inadecuado acoplamiento entre dichas instancias; sea porque, por diferentes causas, las respectivas funciones son parcialmente cumplidas; o porque, en la prdctica, ocupan espacios funcionales mds alld de 10s encomendados; por innatas insuficiencias para el complimiento de sus fines; o, finalmente, porque las inercias hist6ricas priman en el comportamiento frente a nuevas circunstancias. 2.55. La DNH excede 10s limites de sus propias funciones y no solamente controla y fiscaliza a las compafiias petroleras operadoras (incluida CEPE), sino tambien participa, fuera de sus atribuciones, en la planificaci6n de las actividades, en la realizaci6n de actividades inherentes a CEPE, como la comercializaci6n interna, y en la administraci6n de empresas socias de CEPE (como el Consorcio CEPE-TEXACO y las compafiias de prestaci6n de servicios). 2.56. Las innatas insuficiencias institucionales hacen referencia a la incapacidad de CEPE para cumplir en forma eficiente sus funciones, incapacidad de naturaleza juridica y financiera. En efecto, desde la creaci6n de CEPE en 1972, la concepci6n de su Ley Constitutiva le di6 la forma de una entidad dependiente de la organizaci6n administrativa y del sistema de control del Estado central; no d'e una empresa con esfera

aut6noma de gesti6n administrativa y operacional, regida por las normas de control empresarial. El mdximo nivel decisorio de CEPE (el Directorio), por su representatividad (Ministerio de Finanzas, Ministerio de Defensa, CONADE, Ministerio de Industrias y Ministerio de Energia y Minas), canaliza prdcticamente todos 10s intereses del Estado y establece tambien, como debe ser las grandes directrices de gesti6n de la Corporaci6n; sin embargo, el Directorio coadministra a1 detalle las operaciones de CEPE, que normalmente las debiera realizar la Gerencia General y las Gerencias de Area. Por otra parte, a1 someter a CEPE a las normas de administraci6n publica centralizada, estipuladas en, la Ley Organics de Administraci6n Financiers y Control (LOAFYC), por un lado, la contrataci6n de bienes y servicios se entorpece por 10s largos trdmites administrativos y de control contrarios a la dindmia de la industria petrolera; por otro, y sobre todo, inhibe decisiones por temor a auditorias de la Contraloria General del Estado, cuyo sistema de control de 10s recursos publicos no se basa necesariamnete en 10s resultados de las decisiones, sin0 en el cumplimiento de formalidades burocraticas propias de departamentos ministeriales. 2.57. CEPE, ademds, fue creada sin 16gica econ6mica interna de funcionamiento empresarial, pues si bien son claros sus objetivos establecidos en la Ley de Hidrocarburos y en la Ley Constitutiva producir hidrocarburos , transportarlos , refinarlos y (explorar, comercializarlos), no se estipula las condiciones econ6micas que debe cumplir. Es asi como CEPE recibe recursos financieros sin que estos Se le tengan que ver con 10s resultados empresariales alcanzados. asignan dichos recursos independientemente de la necesidad de recuperaci6n de 10s costos y de la expansi6n de sus actividades, se le considera un participe mds de la renta petrolera, mas no el ente generador de la misma. 2.58. Finalmente, la historia de la industria petrolera ha incorporado a traves del tiempo, nuevas circunstancias de funciones institucionales que todavia no son asimiladas por el actual sistema. La conversi6n de CEPE en socia del Consorcio CEPE-TEXACO debi6 dar origen a la creaci6n de una nueva empresa dirigida por un Comite de Administraci6n, en el que esten representados 10s intereses de CEPE y del cual se impartan las normas de gesti6n a la operadora Texaco Petroleum Co. del Ecuador. Sin embargo, la naturaleza juridica del Consorcio se mantiene en una indefinici6n legal (Sociedad de hecho) y la operadora en la prdctica aplica sus procedimientos de administraci6n a la Corporaci6n. La administraci6n de la operaci6n del Oleoducto Transecuatoriano continua bajo 10s mismos canones de cuando era exclusiva propiedad de Texaco y Gulf, a pesar de ser de propiedad total de CEPE. Las contratistas de prestaci6n de servicios, operadoras de CEPE para la exploraci6n y explotaci6n de hidrocarburos, tienen una relaci6n de dependencia mayor de la DNH que de CEPE, como si fueran contratos de concesi6n, lo cual origina duplicaciones de administraci6n y de control. 2.59. Finalmente, como en 1992 revierte a1 Estado la parte de TEXACO en el Consorcio CEPE-TEXACO, es imprescindible transformar la actual situaci6n juridica, financiera y gerencial de CEPE, a fin de que pueda asumir la entera responsabilidad de las operaciones petroleras del Consorcio.

B. Electricidad B.1. Jntroducci6n General a1 Subsector 2.60. Recapitulando 10s principales datos sobre el subsector electrico, cabe destacar que en 1987 el sistema present6 una demanda de punta de 1020 MW y un consumo de 4211 GWh. Para atender este consumo el sistema gener6 5345 GWh, de 10s cuales el 85% es de origen hidroelktrico y 15% de origen termico. Las perdidas totales (tansmisi6n/distribuci6n) representaron el 21.2% de la generaci6n, lo que denota graves problemas de perdidas y la necesidad de identificar sus causas y establecer Para atender el consumo, el programas de reducci6n de las mismas. sistema dispone de una potencia total instalada de 1764 MW, equivalente a una potencia total efectiva (o garantizada), a bornes de generadores, de 1444 MW, de 10s cuales 763 MW son hidroelkctricos y 681 MW t6rmicos. 2.61. La informaci6n disponible para el period0 enero-mayo de 1988 denota una disminuci6n importante en la tasa hist6rica de crecimiento de consumo del 8%, hasta un valor promedio anual (estimado) de s61o 3.5%. En el mismo periodo, la demanda mAxima alcanz6 a 983 MW, lo que podria indicar una demanda mixima estimada (en diciembre de 1988) de 1070 MW. La potencia efectiva ofrece un amplio margen de reserva para cubrir las necesidades de la demanda actual. A1 final de diciembre de 1987, el sistema tenia 1'181.100 abonados, y se estimaba en 63.5% el porcentaje de cobertura de la poblaci6n servida. 2.62. Los problemas que afectan a1 subsector el6ctrico son variados y lo colocan en una situaci6n econ6mico/financiera muy dificil que exige la toma de medidas urgentes a corto plazo y la preparaci6n simultAnea de programas de recuperaci6n a mediano y largo plazo. En orden decreciente de importancia, 10s problemas pueden ser agrupados de la siguiente forma: a)

Nivel tarifario muy bajo y estructura tarifaria desajustada, que no propicia una utilizaci6n racional y equilibrada de energia. Medidas gubernamentales insuficientes.

b)

Situaci6n financiera del subsector y sobre todo de INECEL deteriorada, con una degradaci6n progresiva y acelerada en 10s ultimos afios.

c)

Problemas tecnicos graves en la mayor planta hidroelhctrica (Paute): incertidumbre sobre 10s costos y la eficiencia de las medidas propuestas, potenciales implicaciones no cuantificadas sobre otros proyectos hidroelecticos en construcci6n (Paute, fase C) o en estudio (Sopladora).

d)

excesivo (en relaci6n a la demanda prevista), Plan de expansi6n Dificultades en la desfinanciado y con necesidad de revisi6n. comparaci6n de alternativas de revisi6n por distinto nivel de detalle en 10s estudios de 10s proyectos de generaci6n.

e)

Deficiencia en la organizaci6n, funcionamiento y gesti6n del subsector. Insuficiente coordinaci6n entre INECEL y empresas. Marco legal inadecuado.

f)

Indefiniciones en la situacidn de EMELEC, y ausencia de estudios detallados de alternativas de solucidn y de su impacto sobre INECEL. B.2. Tarifas de Electricidad

Obietivos La politica tarifaria es probablemente el problema mls delicado 2.63. del subsector elktrico, con un impacto direct0 en sus ingresos y en su capacidad de financiar 10s planes de expansidn. El anllisis de las tarifas en Ecuador tiene que hacerse con criterios contables, mientras no se establezcan 10s lineamientos generales de 10s costos marginales a largo plazo, que permitan estructurar 10s pliegos tarifarios de acuerdo a estos costos. 2.64. La Ley BBsica de Electrificacidn determina que corresponde a1 Directorio de INECEL aprobar las tarifas que deberln ser aplicadas por las empresas concesionarias. Estas tarifas deben cubrir 10s costos directos de operacidn y mantenimiento, las cuotas de depreciacidn, y lograr una razonable rentabilidad. El Reglamento para la fijacidn de tarifas estipula la necesidad de una rentabilidad anual que permita una "adecuadan contribucidn a la inversidn, cuyo porcentaje es determinado anualmente para cada empresa por el Directorio de INECEL. 2.65. En la prictica, el Estado nunca ha disefiado una politica tarifaria coherente con lo establecido en 10s textos legales, frenando 10s ajustes o incrementos indispensables para una situacidn econdmicafinanciera sana del sector. De alli que las tarifas, desde por lo menos 1980, no han cubierto el costo de explotacidn, menos aun han contribuido para el autofinanciamiento de la expansidn. El proceso culmind con la reciente suspensidn de 10s incrementos mensuales de 2% y 3% a partir de julio de 1988. Bvolucidn de las Tarifas 2.66. Como principales medidas de politica tarifaria, el gobierno ha autorizado dos incrementos: a) desde julio 1983, 2% acumulativo mensual, para las ventas en bloque de INECEL a las empresas y de las empresas a1 usuario; b) desde octubre 1985, un adicional de 1% acumulativo mensual, para las ventas de las empresas a1 usuario. El siguiente cuadro muestra que estos incrementos no han cubierto ni siquiera 10s efectos de la inflacidn, y el deterioro es aun M s significativo si se presenta el equivalente en US$. La mayor disminucidn ocurrid entre 1982 y 1984 sin lograrse recuperacidn posterior.

Cuadro No. 2.8. EVOLUCION DE LAS TARIFAS (1) (Valores en Moneda Corriente y Constante)

Tarifa media en baja tensi6n Moneda corriente(S./kWh)l.28 Moneda constante 1.28 (1980) (S./kWh) US$corrientes(c/kWh) 5.10

1.63

2.01

2.17

2.86

3.48

4.64

6.51

1.40 6.52

1.47 6.01

1.08 4.98

1.09 3.80

1.02 3.61

1.07 3.75

1.20 3.83

0.91

0.97

1.14

1.45

1.85

2.35

2.99

0.78 3.64

0.71 2.94

0.57 2.61

0.55 1.93

0.54 1.92

0.54 1.90

0.55 1.76

............................................................................

Tarifa Venta en Bloque Moneda corriente(S./kWh)0.63 Moneda constante 0.63 (1980 - S./kWh) 2.52 US$ corrientes(c/kWh)

............................................................................

1) Valores promedio anuales Fuente: INECEL 2.67. Para el usuario en baja tensi6n, la tarifa pas6 de 6.52 US c/kWh en 1981 a 3,83 en 1987 (en d6lares corrientes). Para las ventas en bloque la tarifa registra una disminuci6n regular a partir de 1981, desde 3,64 US c/kWh hasta 1.76 en 1987 (igualmente, en d6lares corrientes). 2.68. La comparaci6n de las tarifas con sus costos econ6micos no es posible realizarla mientras no exista una estimaci6n aproximada de 10s costos marginales a largo plazo; per0 en terminos contables 10s ingresos de operaci6n nunca han permitido una generaci6n interna neta de fondos, positiva. Un diagn6stico realizado dentro del marco del presente estudio determina, para 1988, una tarifa media, a nivel de usuario, del orden de 12.8 S/./kWh, y una tarifa de venta en bloque del orden de 7.5S/./kWh, como valores indispensables para cubrir 10s costos contables anuales (incluyendo intereses) sin contribuci6n a1 autofinanciamiento, valores que son mucho mayores a 10s que se estima se obtendran en el presente ejercicio . 2.69. Ademas de su nivel insuficiente, la actual estructura tarifaria su actividad ecnon6mica; es inadecuada. Clasifica a 10s usuarios se@n per0 ignora las diferencias por nivel de tensi6n y por period0 del dia, y no refleja la responsabilidad del usuario en la curva de carga. De esta forma no envia sefiales adecuadas sobre el costo real del servicio, y se penaliza (en terminos relativos) a consumidores con caracteristicas mas favorables para el sistema electrico. Tarifas Residenciales 2.70. El consumo residencial representa cerca del 40% del consumo total y corresponde a un 85% del total de abonados. El consumo especifico por abonado residencial y por ado (en 1987) fue de 1630 kWh/abonado/afio, valor muy elevado en comparaci6n con 10s otros

indicadores de nivel de desarrollo del pais. Este consumo es identico, por ejemplo, a1 de Brasil o Portugal en 1987 y similar a1 de Espafia en 1984. Asimismo, 10s consumos especificos son muy distintos entre empresas: 2670 kWh/abonado/aiio en EMELEC, 2150 kWh/abonado/afio en E.E. Quito y 1070 kWh/abonado/afio en las restantes empresas. Los valores de Quito y Guayaquil son superiores, por ejemplo, a 10s valores promedio del sector residencial en Italia o Grecia. 2/ La principal raz6n de consumos especificos tan elevados en Guayaquil es probablemente el uso .intensive de aire acondicionado. Pero en general 10s altos consumos son estimulados por el bajo valor de la tarifa y la utilizaci6n poco controlada de la energia, ademas de eventuales ineficiencias de 10s aparatos dom~sticos. Las cuotas de consumo "social" cuyas tarifas estan congeladas y son exageradas. En muchos paises se limitan a 30 - 50 kWh por mes, mientras que en el Ecuador van de 80 a 150 kWh. 2.71. La distribuci6n de consumidores por clases de consumo es diferente entre las grandes empresas (Quito y EMELEC) y las restantes, lo que ocasiona rentabilidades distintas y argumenta en favor de una concentraci6n de empresas . En 10s cuadros No. 2.9. y No. 2.10. adjuntos se presentan la distribuci6n de 10s abonados residenciales por clase de consumo mensual, en porcentaje del n b e r o total de abonados residenciales y en porcentaje del consumo total residencial mensual. Cuadro No. 2.9 USOS RESIDENCIALES DE ENERGIA ELECTRICA DISTRIBUCION DE W S ABONMOS EN % del NUlIERO TOTAL DE ABONADOS RESIDENCIALES EMPRESA

0-20

21-50

E.E. Quito 12.9 EMELEC 7.8 Rest.Empre.as 24.5 dcuador 10.5 Fuente:

CLASES DE CONSUMO MENSUAL (KWh/mes) 51-80 81-120 121-150 151-300 301-500 >500

Acumulado 0 - 80

0

-

150

11.7 8.4

14.3 12.6

18.7 12.4

9.4 13.0

19.6 28.5

7.2 9.2

6.2 8.1

38.9 28.9

67 , O 54,3

23.7 17.9

15.9 14.9

13.8 14.6

6.6 8.6

11.8 17.0

2.5 4.9

1.0 3.7

64.2 51.2

84.6 74.4

INECEL

2/

Acumulad

Esta comparaci6n debe ser tomada de manera ilustrativa pues se desconoce si la clasificaci6n de "residencial" tiene el mismo significado en todos 10s paises referidos.

Cuadro No. 2.10. USOS RESIDENCIALES DE ENERCIA ELECTRICA Distribuci6n de 10s consumos residenciales en % del consumo residencial total

............................................................................................ Empresa

0-20

21-50

51-80 81-120 121-150 151-300 301-500 500 Acumulado Acumulado 0-80 0-150

-------------------------------------------------------------------------------------------E.E. Quito

0.3

2.4

5.3

10.5

7.1

22.9

15.3 36.4

8.0

25.5

EMELEC

0.2

1.4

3.8

5.8

8.1

26.8

15.8

5.4

19.3

38.2

............................................................................................

Fuente:

INECEL

Los precios especificos de venta para uso residencial presentan 2.72. la distorsi6n que, con el aumento de consumo penaliza a 10s consumidores de mayor utilizaci6n de la potencia instalada y mejor utilizaci6n de las horas fuera de punta. El precio promedio de venta (a junio del 88) para distintos valores de consumo mensual y distintas empresas. se presenta en el Cuadro No. 2.11. Cuadro No. 2.11. PRECIO PROMEDIO DEL KWh PARA ABONADOS RESIDENCIALES (valores en S/. kWh a junio de 1988)

.............................................................. Consumo mensual(kWh)

E.E. Quito

EMELEC

STO. DOMING0

- - - - - - - - - - - - - - - - * - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TARIFA R-1

TARIFA R-2 120 150 300 1000

8,98 8,93 9,35 9,90

1,53 2,38 (R-2) 8,83(R-3) 9,03 (R-3) (*) 9,19 (R-3) (*)

10,28 10,28 10,28 10,28

..............................................................

Pliego R-3 s61o existe en EMELEC. Fuente : INECEL

*)

2.73. Las cifras de 80 kWh, 120 kWh y 150 kWh corresponden a consumos con tarifas congeladas en la mayoria de las empresas, y en Quito y Guayaquil. Con consumos hasta de 80 kWh/abonado/mes estdn el 29% de 10s abonados de EMELEC, el 39% de 10s abonados de la E.E. Quito y 64% de 10s abonados de las restantes empresas. El extender a todas las empresas las ventajas de la clase "subsidiadan de Guayaquil, a 150 kWh mensuales, haria incluir a1 67% de 10s abonados de Quito y a1 85% de 10s abonados de las otras empresas, frente a1 54% en Guayaquil. Las tarifas estAn

congeladas a precios irracionalmente bajos, entre 0.90 y 1.50 S/.kWh; es por esto es que, a pesar de precios especificos hasta 10s 10 S/.kWh, el precio de venta medio a1 usuario residencial fue s61o de 6.7 S/.kWh en 1987. En conclusi6n, puede decirse que el 50% de 10s abonados en Quito, el 54% de 10s abonados en Guayaquil y el 72% de 10s abonados del resto del pais, o sea, un total aproximado de 635.000 abonados, tienen tarifas altamente subsidiadas a precios inferiores a S/.3 por kWh (valores de junio 88). Estos abonados suman cerca del 22% del consumo residencial total. Conclusiones Si bien seria posible realizar un analisis similar para tarifas 2.74. comerciales e industriales y verificar distorsiones en estas Areas de servicio, se considera que lo anterior es suficiente para justificar un cambio profundo de nivel y estructura tarifaria, corregir 10s defectos existentes, no incentivar un uso indebido del recurso, aumentar 10s ingresos en mejor correlaci6n a 10s costos, reducir el ritmo de inversi6n (tanto en generaci6n como en distribuci6n), permitir a1 subsector invertir la tendencia de perdidas financieras crecientes y generar un minimo de recursos para el autofinanciamiento de su expansi6n. B.3. Situaci6n Financiera J3voluci6n del subsector La situaci6n financiera del subsector electric0 y sobre todo de 2.75. INECEL se h a degradado progresiva y aceleradamente desde el inicio de 10s afios 80. Las causas principales son las siguientes: a) b) c) d) e) f)

Elevado nivel de inversi6n en nuevos proyectos hidroel6ctricos (Paute AB, AgoyAn, Paute C) Tarifas deprimidas Disminuci6n de 10s fondos asignados a1 subsector provenientes de regalias petroleras Creciente endeudamiento externo. Aumento de la cartera vencida de empresas distribuidoras a INECEL, principalmente EMELEC. Increment0 de 10s costos por inflaci6n y por la mone tar ia .

devaluaci6n

2.76. Las perdidas anuales acumuladas han determinado en un aumento La evoluci6n financiera del del pasivo y disminuci6n del patrimonio. subsector en 10s ultimos afios se resume en el cuadro No.2.12. Los ingresos netos antes de pago de 10s intereses evolucionaron favorablemente, per0 no alcanzaban 10s 1000 millones de sucres (5,9 millones de d6lares) en 1987. Los cargos financieros aumentaron continuamente y pasaron de 4053 millones de sucres en 1984 a 10538 millones de sucres en 1987, o sea, a las tasas de cambios oficiales, de 53.8 millones de d6lares a 62 millones de d6lares. (Datos provenientes de balances)

2.77. La combinaci6n de bajos ingresos y altos cargos financieros anuales llevaron a resultados netos de operaci6n sustancialmente negativos y crecientes en todo el periodo, y alcanzaron 10s 9754 millones de sucres (57.4 millones de d6lares) en 1987. Cuadro No. 2.12. SUBSECTOR ELECTRIC0 Estados de Resultados 1984-1987 (Millones de Sucres corrientes) (Los parbntesis indican montos negativos)

................................................................. fl0

1984

1985

1986

1987

.................................................................

Ingresos netos operaci6n Ingresos netos antes de pago de interes Intereses cargados a operaci6n Resultados netos de operaci6n

(1429)

(1252)

(1047)

(1497)

(1378)

195

(4053)

(5394)

(7215)

(6000)

(6722)

(7020)

(3766) 784 (10538)

.................................................................

(9754)

Fuente: INECEL

2.78. Una de las principales fuentes de financiamiento del sector es la asignaci6n. por parte del Estado, de fondos provenientes de la exportaci6n petrolera. Estos aportes han ido disminuyendo , no s61o por la caida de 10s precios de petr6leo y la suspensi6n de la producci6n en 1987, sin0 principalmente por la congelaci6n de la tasa de cambio a S/. 66.50 por d6lar desde 1983; en tanto que la tasa de cambio para el servicio de la deuda y pago de la componente importada de 10s proyectos en construcci6n, se mantuvo a valores oficiales. Las rentas petroleras pasaron de 6165 millones de sucres a 2639 millones de sucres entre 1982 y 1987, con la evoluci6n siguiente: 3/

3/

Distintas fuentes de INECEL (Planificaci6n y Contabilidad) presentan cifras diferentes. Se indican las cifras de contabilidad.

Cuadro No, 2.13. EVOLUCION DE LAS REGALIAS PETROLERAS TRANSFERIDAS A INECEL (millones de sucres y millones de dolares corrientes)

................................................................. Millones d6lares regalias Millones de sucres a/ Millones de d6lares b/

126.4 3161 126.4

120.4 8004 106.3

142.0 9442 97.8

86.7 5767 46.7

53.3 3543 20.8

-----------------------------------------------------------------

a/ a S/66.50 per $ b/ tip0 de cambio oficial Fuente: INECEL.

Endeudamiento 2.79. La disminuci6n de las regalias petroleras oblig6 a un endeudamiento creciente, y la deuda a largo plazo del subsector (INECEL+Empresas) aument6 de 44 a 177 mil millones de sucres entre 1984 y 1987. En d6lares corrientes y a1 cambio oficial a1 final del atio, el pasivo aument6 de 580 a 800 millones de d6lares entre 1984 y 1987. Cerca del 80% de la deuda total es deuda de INECEL a1 exterior. La variaci6n del indice de endeudamiento (deuda de largo plazo/patrimonio) en el mismo periodo, fue la siguiente: Cuadro No. 2.14. SUBSECTOR ELECTRIC0 DEUDA A LARGO PLAZO/PATRIMONIO (ACTIVOS REVALORIZADOS)

............................................................ Indice de endeudamiento

0,33

0,42

0,50

............................................................

0,58

Fuente: INECEL

2.80. Los valores, si bien son crecientes, se mantienen bajos e inferiores a 1. Las relaciones bajas resultan de la reserva, para revalorizaci6n de activos, que estA incluida en el cAlculo del patrimonio y que entre 1984-1987 represent6 entre el 70% y el 80% del patrimonio total. Si se calculan 10s incrementos con referencia a 10s valores de 1982 y usando el patrimonio sin reserva de revalorizaci6nI 10s valores obtenidos son mucho & i s altos y crecientes, como se ilustra en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 2.15. SUBSECTOR ELECTRICO DEUDA A LARGO PLAZO/PATRIMONIO (ACTIVOS NO REVALORIZADOS)

Variaci6n incremental del indice de endeudamiento

2.3

4.3

............................................................

Fuente:

INECEL

2.81. El servicio de la deuda (intereses mAs amortizacibn) se ha mantenido mAs o menos constante en d6lares corrientes (alrededor de 100 millones de d6lares anuales), per0 se increment6 naturalmente en sucres corrientes y pas6 de 8000 millones en 1984 a 16000 millones en 1987. En terminos porcentuales, 10s intereses han aumentado mAs rApidamente que las amortizaciones. Cartera vencida 2.82. Internamente hay una cartera vencida del orden de 11000 millones de sucres, en la cual es particularmente preocupante la responsabilidad de EMELEC, estimada en cerca de 9 000 millones de sucres, de donde se origina que EMELEC sigue pagando sus compras de energia a INECEL a1 precio histdrico de 1983(0.92 sucres/kWh) y a las tarifas actuales , todavia muy baj as. Origen v a~licacionde fondos; 2.83. Por ultimo, es importante comparar el origen y aplicaci6n de fondos en el mismo periodo, segrin se presenta en el cuadro siguiente. Es de notar que la generaci6n interna de fondos es siempre negativa y que la proporci6n de prestamos en el financiamiento de inversiones es alta. Cuadro No. 2.16. SUBSECTOR ELECTRICO. PERIOD0 1984-1987 ESTADOS DE ORIGEN Y APLICACION DE FONDOS (millones de sucres corrientes)

.......................................................... 1984

1985

Generaci6n interna bruta 3644 (7976) Servicio de la deuda *) Generaci6n interna neta (4332) Aportes de Capital 6112 Desembolsos de prestamos 5533 Inversiones directas obras 3378 Inversiones financieras 2093 Prestamos/Inv. Directas ( % ) 164

4712 (9279) (4567) 7308 4893 9074 653 54

a 0

1986

1987

..........................................................

8036 11279 (13150) (15889) (5114) (4610) 6060 2566 14204 16628 13197 10531 455 1577 108 158

.......................................................... *) Interes + amortizaci6n. Fuente: INECEL.

2.84. El anilisis anterior corresponde a1 subsector electric0 consolidado (except0 EMELEC). Un anllisis similar s61o para INECEL revelaria una situaci6n aun mis deteriorada por las siguientes razones principales: a) las inversiones directas y las necesidades de capital m8s importantes son las de INECEL (obras hidroelectricas); b) la deuda externa es casi en su totalidad, de responsabilidad de INECEL; c) como consecuencia de lo anterior, la generaci6n interna neta de fondos de INECEL es aun mas negativa que la del subsector consolidado, y requiere de mayor participaci6n de fuentes externas en las inversiones. B.4. Plan de E x ~ a n s i d n Provecciones de Demanda 2.85. Hasta la fecha, el gobierno ha considerado tarea prioritaria buscar la cobertura total del servicio de electricidad y atender a1 remanente 36,5% en la poblaci6n, en s u mayoria rural. A finales de 1987, INECEL termin6 la preparacidn de un Plan Maestro de Electrificaci6n de Ecuador para el periodo 1987-2010. El pron6stico seleccionado de demanda corresponde a1 escenario "menos favorable", con u n crecimiento del PIB del 3.0 % anual, y que se presenta a continuaci6n: Cuadro

-

PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACION

No. 2.17.

PROYECCIONES DE ENERCIA Y DEMANDA (1988-1997)

..............................................................................

ARO

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996 1997

Consumo (GWh) Tasa de crec. ( % ) Generaci6n de Energia (GWh) Demanda (MW)

4431

465

4911

5170

5514

5802

6097

6403

6692 6995

.............................................................................. 5.1 5385 1027

5650 1067

5.4 5944 1122

5.3 6241 1175

6.7 6634 1255

5.2

6967 1310

5.1 7306 1371

5.0

7659 1434

4.5

4.5

7994 8332 1492 1553

.............................................................................

Fuente:

INECEL, Plan Maestro de Electrificaci6n.

2.86. Utilizando una metodologia distinta, el INE tiene proyecciones mds bajas, que alcanzan 4722 GWh en 1990, 5956 GWh en 1995 y 6436 GWh en 1997. En 1995, la diferencia entre las proyecciones es del orden de 355 GWh. Si bien las previsiones de demanda fueron modificadas en abril de 1988 no se han considerado, nuevos escenarios macroecon6micos, ni la probable reducci6n del PIB en 1988, ni la sensibilidad del consumo a un significative increment0 tarifario.

Plan de Generaci6n 2.87. El Plan Maestro preve cubrir la demanda hasta 1995, con la generaci6n existente y 10s dos proyectos hidroelectricos en construcci6n (Paute, Fase C) o por contratarse (Daule-Peripa) 4 / cuyas caracteristicas son: Cuadro No. 2.18. SUBSECTOR ELECTRICO: POTENCIA Y ENERGIA DE LOS PROYECTOS PAUTE Y DAULE PERIPA

............................................................. Potencia (MW) Proyecto

Instalada

Garantizada

Energia (GWh) Primaria Media (afio seco)(afio med.)

Paute AB 500 Paute ABC 1000 Daule-Peripa 130 G n t e:

INECEL,

Plan ~ a e z r ode E l c r i ficaci6n.

La fase C del proyecto Paute incrementa la potencia garantizada 2.88. en 390 MW y practicamente duplica la energia en afio medio. Sin embargo, la energia primaria (en atio seco) se reduce a 220 GWh (el equivalente a la energia primaria de Pisayambo, ya en servicio). No resulta clara la causa de esta reducci6n. Se recomienda analizar con cuidado este punto en la revisi6n del Plan Maestro, a raiz de mayores conocimientos sobre la influencia de la sedimentaci6n del embalse y la eficiencia del dragado previsto. La energia primaria efectivamente disponible tiene influencia en la ubicaci6n de la componente hidroelectrica, en el despacho 6ptimo de operaci6n y en 10s costos totales de operaci6n. 2.89. A partir de 1995, se considera la entrada en servicio de dos nuevos proyectos hidroelectricos: Mazar (1995) y Sopladora (1998), con las siguientes caracteristicas:

4/

Daule-Peripa es un proyecto de prop6sito multiple y gran parte de las obras civiles ya estan construidas.

Cuadro No. 2.19 INECEL: DATOS DE U S PROYECTOS PAUTE A,B,C, M A R Y SOPLADORA Potencia Energfa(GWh) Costo de (Mw) Inversi6n Instal. Garantiz. Primaria-Media (millones (afio seco)(medio) d6lares) (2)

Proyecto

............................................................... Mazar 180 Sopladora (A)l) 400 Sopladora (1)l) 400 1000 Paute ABC(A) 1000 Paute ABC(1)

92 336 336 769 769

428 1229 1730 2270 3260

6 31 2442 2442 5138 5262

507 338 338

1)

(A) Operaci6n sin construir Mazar; (I) operaci6n integrada Mazar .

2)

D6lares de Enero 1987.

Fuente:

con

INECEL.

2.90. El proyecto Paute - Mazar esta situado aguas arriba del Proyecto Paute-Molinos, fases A,B,C. No es muy interesante por si s61o (energia primaria igual a la de Daule Peripa, con mayor potencia instalada y mucho mayor costo). Sin embargo, arroja beneficios importantes a la energia efectiva de 10s proyectos aguas abajo, como Paute ABC y Sopladora, por su Puede controlar, ademzls, parte de 10s gran capacidad de regulaci6n. sedimentos arrastrados por el rio hacia el embalse de Amaluza (Paute), y que constituyen un grave problema tecnico todavia no resuelto. El estudio de Mazar estd a nivel de disefio; en cambio el de Sopladora esta a nivel de prefactibilidad, y hay desconocimiento de su costo y de la influencia de la descarga de sedimentos del embalse Amaluza aguas arrr iba . Jnversiones 2.91. El Plan Maestro de INECEL, incluyendo transmisi6n1 distribuci6n y otras inversiones (sin EMELEC) originaria el siguiente flujo de inversiones:

Cuadro No. 2.20. PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACION PROGRAMA DE INVERSIONES 1988-1996 (valores en millones de dblares de Junio de 1987)

........................................................................ TOTAL

.................................................................. Ed0

88

89

90

91

92

93

94

95

96

88-92

Generaci6n Transmisi6n Distribuci6n Otras Inversiones

66 43 83

63 24 53

82 10 56

95 9 44

100 4 49

95 3 48

110 3 49

115 3 49

138 3 48

406 90 285

29

37

26

17

15

5

4

10

4

124

221

177

174

165

168

151

166

177

193

905

9

9

15

18

17

21

24

29

8

68

230

186

189

183

185

172

190

206

201

973

........................................................................

Subtotal

Interes Construcci6n TOTAL

........................................................................

Fuente:

INECEL.

2.92. El programa tiene exigencias de inversi6n muy importantes, sobre todo a corto plazo, y estan totalmente desajustadas en relaci6n a1 estancamiento de la demanda, a la situaci6n financiera del sector y a las posibilidades de aporte de capital por parte del Gobierno o del Fondo Nacional de Electrificaci6n. Tampoco parecen balanceadas las inversiones en 10s distintos rubros, con proporci6n exagerada en "distribuci6nW y un porcentaje muy alto en "otras inversiones". Aiustes Tarifarios 2.93. El plan supone 10s anteriores incrementos tarifarios mensuales (2% en bloque y 3% a usuarios finales), vigentes hasta 1990; despues reduce a 10% anual (nominal) a 10s incrementos ara ventas a usuarios, y mantiene en 279 anual para ventas en bloque. La generaci6n interna neta es negativa hasta 1991, y el programa esta desfinanciado, con dhficits anuales abultados como muestra el Cuadro No.2.19., lo que determina la imposibilidad practica de su ejecuci6n.

'/

5/

En realidad, con 10s escalamientos tornados para el Plan, la tarifa de venta en bloque tendria tasas de crecimiento negativas (en tbrminos reales) en 1988 y 1989.

Cuadro No. 2.21.

PLAN W S T R O DE ELECTRIFICACION 1988-1996 Origen y Aplicacibn de Fondos (millones de dblares de Junio 87)

............................................................. Ail0

Inversiones totales Gener.interna neta Prestamos 1) DBf icit

88

89

90

91

230

186

189

183

-94 -57 -22 122 79 72 202 164 139

92

93

94

95

96

185 172 190 206

-12 10 74 67 121 108

40 56 60 69 72 65

201

68 73 65

TOTAL 88-92

973

43 -175 90 414 68 734

-

(1)

Desembolsos de Prestamos Vigentes o en TrAmite

Fuente: INECEL, Plan Maestro de Electrificaci6n. 2.94. El deficit para el period0 1988-1992 es de 734 millones de d6lares (a precios de junio del 87), a pesar de desembolsos de prestamos por 414 millones de d6lares. Suponiendo el caso extremo que se quisiera financiar todo el deficit con fondos provenientes de tarifas, 10s precios promedio anuales necesarios serian 10s siguientes: Cuadro No. 2.22. TARIFAS PROMEDIO ANUALES (centavos dblar/kWh, moneda junio 87)

........................................................................ Afio 88 89 90 91 92 93 94 95 ........................................................................ Plan Maestro 1/ Cub. Deficit 2/ c tvs ./kWh Sucres/kWh 3/

96

4.26

4.88

5.80

5.80

5.80

5.80

5.80 5.80 5.80

7.79 13.2

7.66 13.0

8.05 13.7

7.70 13.1

7.44 12.6

6.79 11.5

6.65 6.63 6.68 11.3 11.13 11.4

........................................................................

1/ 2/ 3/

Evoluci6n tarifaria asumida en el Plan Maestro Tarifa necesaria para cubrir totalmente el deficit Conversi6n a 170 S/. por d6lar (sucres de junio 1987)

Fuente: INECEL y Estimaciones del Grupo de Trabajo. 2.95. Las tarifas indicadas son promedios de venta en bloque a EMELEC y a usuarios finales. Eso significaria que las tarifas a usuario final serian m8s elevadas, con un maxim0 en 1990 que, disminuye, en valores reales, a partir de ese afio. A precios de junio del 88, el valor de la tarifa promedio a1 usuario final seria de cerca de 20 S/./kWh. El analisis muestra la imposibilidad de ejecutar el Plan, y la necesidad de buscar planes alternativos, con limitaci6n de inversiones, en 10s pr6ximos afios.

B.5. groblemas Tecnicos le-

Embalse Amaluza (Paute)

2.96. En el campo tecnico, el principal problema es la sedimentaci6n del embalse Amaluza, que amenaza las fases A y B de la Central Paute, y que servird tambien a la fase C con una potencia total instalada de 1000 MW. El problema se agrava por el diferimiento de la construcci6n del proyecto Paute-Mazar aguas arriba, una de cuyas finalidades es detener 10s materiales de arrastre del rio. La magnitud de la carga financiers que la construcci6n de un proyecto, como el mencionado, impondria en la ya deteriorada situaci6n de INECEL hace imperiosa la busqueda de soluciones alternativas a1 proyecto Mazar. Con la postergaci6n de la construcci6n de Mazar, la soluci6n del 2.97. problema de sedimentos en el embalse Amaluza se agudiz6. La alternativa escogida consiste en el dragado profundo, dragado aguas arriba de la parte baja del embalse, y una eventual elevaci6n de la toma de agua. El problema presenta todavia muchas incertidumbres, pues la soluci6n a traves de las dos etapas de dragado, tanto profundo - todavia experimental - como convencional (aguas arriba, entre 2 y 5 lans. de la presa) puede causar costos muy significativos a la operaci6n o, peor aun, no ser adecuada y convertir la Central de Paute en un proyecto de pasada, sin capacidad de regulaci6n. 2.98. No hay estimaciones exactas del costo del dragado de Amaluza, per0 las cifras mencionadas hasta el momento oscilan entre US$2 y US$6 por m3 de sedimento. Como se estima el volumen de dragado anual en cerca de 3 millones de m3, eso significaria costos anuales de dragado entre 6 y 18 millones de d6lares. Los costos de equipamiento estimados para la primera fase (dragado profundo) son de 12 millones de d6lares.

1 stud s de F c ib 2.99. Otro problema tkcnico es la insuficiencia de 10s estudios de aquellos proyectos hidroelectricos considerados para la incorporaci6n a1 sistema a mediano plazo, como Sopladora, Chespi San Francisco y aun el mismo Coca-Codo Sinclair que, a la fecha, en 10s planes de expansi6n de INECEL, son comparados con Paute-Mazar, a pesar de la menor informaci6n disponible sobre aquellos. Estdn en ejecuci6n o por iniciarse 10s estudios de factibilidad de 10s proyectos Sopladora, San Francisco y Coca, para 10s cuales INECEL dispone de un prestamo del BID de 36 millones de d6lares. Los estudios deberian estar terminados dentro de dos ados (finales de 1990). Los desembolsos del credito mencionado estdn suspendidos desde octubre de 1987. Perdidas de Enereia 2.100. Las perdidas de energia en 10s sistemas de subtransrnisi6n y distribuci6n situanse, en 10s ultimos ados, en un promedio del 17-18% de la energia disponible, en las subestaciones del Sistema Interconectado Nacional. A nivel individual, hay variaciones muy marcadas de perdidas entre empresas, aunque las estadisticas no ofrezcan mucha confiabilidad para algunas de ellas, que presentan cambios inexplicables de gran

magnitud entre dos atlos consecutivos, lo que se podria deber mls bien a deficiencia de medici6n y cllculo. 6/ Sin embargo, mientras 10s centros de Quito y Guayaquil, que constituyen el 65% del mercado total, tienen perdidas del orden del 16-17%, existen empresas regionales con perdidas superiores a1 30%. Este alto nivel de perdidas puede ser causado no s61o por redes de distribuci6n antiguas, en 10s centros poblados, y por sistemas de subtransmisi6n inadecuados (sobrecargados), sino tambien posiblemente por usuarios sin medidor, por mediciones deficientes o por fraudes (contrabandos). Por otro lado, el mejor valor porcentual de perdidas en Quito y Guayaquil se explica por una generaci6n interna importante, a nivel de la red de media tensi6n, lo que contribuye a reducir las perdidas totales. 2.101. En 10s sistemas de distribucih, las inversiones aparentemente prioritarias (con mayor contribuci6n a la reducci6n de perdidas) estarian en Guayaquil, porque EMELEC h a reducido sus inversiones a1 minimo desde hace varios ados, probablemente por la terminaci6n de su concesi6n en 1985. 7/ Una definici6n detallada y actualizada de 10s estudios y programas de inversi6n que este sistema requiera, necesitaria previamente de una determinaci6n del esquema institucional para el futuro del Area de EMELEC. 2.102. Las empresas distribuidoras no tienen incentives para reducir perdidas, porque 10s arreglos institucionales vigentes les permiten transferir sus perjuicios a INECEL, sin consecuencias financieras para ellas. Eventuales programas de reducci6n de perdidas son necesarios, y seguramente harian disminuir 10s valores mls elevados, con repercusi6n sobre la demanda de las empresas hacia INECEL y , consecuentemente, sobre el consumo total y la generaci6n necesaria en el plan de expansi6n.

O ~ e r a c i 6 ndel Sistema Interconectado

La operaci6n del sistema de generaci6n, considerando este como 2.103. la suma de la generaci6n de INECEL y la de las empresas, no estl optimizada. Eso lleva a la operaci6n de centrales termicas ineficientes en lugar de las rnls eficientes, e incluso,esporldicamente, a la operaci6n de centrales termicas con descargas de agua en centrales hidrlulicas. El principal problema reside en que las centrales termicas de EMELEC son las mls ineficientes del sistema. El rendimiento de estas plantas es del orden de 9.93 kWh/gal6n mientras que las de Empresa Electrica Quito producen cerca de 14.9 kWh/gal6n y las de INECEL cerca de 13.3 KWh/gal6n (sin Esmeraldas). En el cuadro No. 2.21. se comparan las producciones de las mls importantes centrales termicas 1987 y se calcula el factor de planta sin considerar la disponibilidad. Mientras EMELEC logr6 un factor 6/

Las perdidas son medidas por diferencia entre energia comprada a INECEL (o generada internamente) y energia vendida a1 consumidor final y nadie garantiza la medici6n de esta energia en un period0 igual a1 de la energia generada.

7/

La red de distribuci6n de EMELEC en Guayaquil, totalmente aerea, presenta serios problemas de seguridad para 10s habitantes , y necesitarl una rehabilitaci6n total a corto plazo.

de planta de casi 21%, INECEL s61o lleg6 a1 15% y la E.E Quito con las plantas mds eficientes, apenas 3.5%. Cuadro No. 2.23.

PRINCIPALES CENTRALES TERMICAS DATOS BASICOS DE OPERACION DE 1987

................................................................ Empresa

Potencia Eficiencia Generaci6n Factor 1987 de disponible (kWh/gal6n) (Mw) (GWh) planta %

................................................................ EMELEC E.E. Quito INECEL Esmeral. Esmeraldas

171 55 256 125

9.93 14.92 13.38 14.80

312 17 338

20.8 3.5 15.1

................................................................

Fuente: INECEL 2.104. La operaci6n de las centrales de EMELEC no logra coordinarse a nivel nacional porque la empresa, por razones sin justificaci6n aparente, insiste en operarlas. El control de voltaje en Guayaquil, que es un problema real invocado por la empresa, podria lograrse sin generaci6n de energia y con las unidades funcionando como compensadores sincr6nicos. 2.105. Tampoco resulta claro por qu6 la planta t6rmica de vapor de Esmeraldas, con una potencia efectiva de 125 MU, que entr6 e n servicio en 1982, s61o gener6 energia en 10s afios de 1982 a 1983 (con factores de planta de 42% y 33%) y se qued6 sin generaci6n desde 1984 hasta 1987. TratAndose de una planta moderna y eficiente, que consume reciduo ( d s barato que el diesel) y se ubica en "oposici6n" geogrdfica a Paute, su operacibn, ademds de ocasionar menores costos variables, aumentaria la confiabilidad del sistema.

Cuadro No. 2.24. SUBSECTOR ELECTRIC0 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADOS 1983-1987 (millones de sucres corrientes)

......................................................... 1983

d0

1984

1985

1986

1987

3288

3588

3830

4204

7798 156

10198 211

14947 283

22596 414

.........................................................

Ventas de Energia (Gm) Ingresos de Operaci6n Ventas de Energia Otros ingresos

Egresos de Operaci6n Gastos de operaci6n Deprec iac i6n Total de gastos de operac i6n

5817 119

4091 4322 1723 5061 5814

9383

6263 5398 11661

Gastos financieros (inter&) Intereses durante construcci6n Intereses cargados a operaci6n Resultado net0 de operaci6n

14183

9868 9376 1-

---- ---- ----- ----- -----

Ingresos netos operaci6n 122 (1429) (1252) Otros ingresos no-operacionales (netas) (278) (518) (126) Ingresos netos antes pago interes

7585 6598

1047

3766

(852) (2982)

(156) (1947) (1378) (195)

(784)

(1335)(4422) (6325)(9081)(11328)

-

369

931

1866

790

- -- -

(1335) 4053

(5394)(7215)(10538)

(1491)(6000) (6722)(7020) (9754)

........................................................... (1)

INECEL y Empresas Distribuidoras (sin EMELEC)

Fuente :

INECEL

B.6. Problemas Institucionales v Leeales

2.106. La planificaci6n del subsector electric0 carece de una articulaci6n adecuada con 10s programas de desarrollo del sector energetic0 y de desarrollo general del pais. A pesar de la existencia del Instituto Nacional de Energia y del Consejo Superior de Energia, no existen programas debidamente oficializados. Es notoria la ausencia de

objetivos y metas y la insuficiencia o falta de coordinaci6n sobre metodologias. La planificaci6n de INECEL ha sido aislada del resto del sector energetico. Sin embargo, INECEL concibe planes concretos que abarcan periodos de mediano y largo plazo. En la actualidad, ha disminuido la importancia de la planificaci6n en INECEL, y el Plan Maestro de Electrificaci6n no fue oficialmente aprobado. Tampoco existe control e integraci6n de la planificaci6n de generaci6n con la planificaci6n de distribuci6n y de comercializaci6n. 2.107. La planificaci6n en las Empresas Electricas es ca6tica y desordenada en unas, o simplemente inexistente en otras. En ausencia de criterios de evaluaci6n de proyectos, de definici6n de prioridades y de coordinaci6n presupuestaria con las restricciones financieras, se programan inversiones altas que luego no se cumplen, ya sea porque no se cumple el presupuesto de ingresos, o simplemente por dificultades de gesti6n (por ejemplo, demoras de licitaci6n y contrataci6n). En el Area de distribuci61-1, el porcentaje de cumplimiento de las inversiones presupuestadas en 1987 fue del 39%. Sin embargo, en las propuestas para 10s pr6ximos afios y en 10s estudios financieros se contemplan inversiones anuales mayores sin sustentaci6n confiable. Un problema mayor en este aspect0 es la falta de control y liderazgo de INECEL sobre sus empresas elhctricas, a pesar de ser su principal accionista. La participaci6n de INECEL a nivel de decisi6n de inversiones, asignaci6n de recursos y cobro de servicios (venta de energia) se ve dificultada por ingerencias politicas. 2.108. En el marco organizacional, falta una delimitaci6n de funciones, especialmente entre el Directorio y la Gerencia de INECEL. El Directorio es una instancia administrativa que generalmente causa demoras innecesarias en la toma de decisiones, por la gran cantidad de temas a tratar y la poca disponibilidad de tiempo. MAS aun, la ingerencia politica puede distorsionar la planificaci6n sectorial y priorizar obras de importancia secundaria. Por su constituci6n, con miembros que representan intereses con motivaciones distintas de las del sector elhctrico, el Directorio no favorece el ejercicio de una autonomia en la gesti6n administrativa y financiera por parte del subsector electrico. Marco Legal

2.109. En la parte legal se presenta un marco juridic0 inadecuado no s61o por la existencia de leyes contradictorias sino porque todas las leyes que rigen el subsector electrico caen dentro de la legislaci6n que conforma el sector pliblico. Por eso, tienen criterios centralistas, 10s cuales llevan a que las decisiones se adopten en 10s mAs altos niveles de la administraci6n. La complejidad del sistema legal del sector electrico en si produce una incertidumbre en el cumplimiento de 10s compromisos por parte del Estado, lo que obliga a 10s contratistas a adoptar indices de riesgo que se traducen en mayores costos. Otro ejemplo es la obsolescencia de la Ley de Licitaciones o, mejor dicho, la falta de una ley adecuada de contrataci6n publica que considere la envergadura y las caracteristicas de las obras tipicas del subsector electrico. Problemas de Relaciones Publicas: 2.110. La imagen del sector ante el public0 y fundamentalmente ante 10s sectores politicos se ha deteriorado por falta de eficiencia en

Relaciones mblicas (que no ha permitido difundir informaciones adecuadas, de 10s problemas laborales o incrementos tarifarios). Una adecuada informaci6n podria educar a1 usuario en el ahorro y uso de la energia, en la disminuci6n de perdidas, y aun en la mejora de la curva de Ademis, seria util realizar una campafia para informar a1 priblico carga. sobre las finanzas del subsector electrico, que estin en situaci6n precaria, que la hidroelectricidad (aunque el agua no tenga costo y sea renovable) causa ingentes inversiones que se deben realizar a1 inicio del proceso y que sus beneficios se obtienen a lo largo de muchos afios. C.

Problemas

-

Conservacion y Fuentes Renovables de Energia .

2.111. La aplicaci6n de medidas de conservaci6n de energia y el desarrollo de las fuentes renovables de energia, como parte integral de la politica energetics, podria contribuir a solucionar 10s problemas m&s apremiantes del sector, como se examina a continuaci6n. C.1.

Deficits energeticos en ireas rurales,

Coccibn de Alimentos. La lefia y la biomasa constituyen 10s 2.112. principales energeticos utilizados en cocci6n en las ireas rurales del pais (68% de la respectiva energia final), y predominan en 10s hogares de bajos ingresos econ6micos. La mayoria de 10s usuarios recolectan lefia Dadas las desiguales distribuciones del sin desembolso econ6mico. recurso forestal y de la poblaci6n del pais, se encuentran deficits entre 10s requerimientos energeticos de lefia, y la producci6n anual de 10s bosques, en las provincias centrales (Chimborazo, Tungurahua, Cotopaxi y Bolivar) y en Loja. Esta situaci6n provoca una deforestaci6n acelerada de las mencionadas provincias, con secuelas erosivas y escasez de la energia para cocci6n, particularmente en 10s hogares mAs pobres. Una alternativa econ6mica podria ser la utilizaci6n de estufas 2.113. mAs eficientes (como la desarrollada por el INE, con la concurrencia de la GTZ, que incrementa la eficiencia por un factor de 2.2.) y la reforestaci61-1,como lo que se viene haciendo con el "Plan Bosque". C.2.

Energia Electrica en ireas rurales.

2.114. Mientras en las ireas urbanas el servicio electric0 es pricticamente universal, en las rurales apenas cubre el 34% de 10s hogares (1985). Serfa posible descentralizar el sistema electric0 aprovechando 10s recursos hidriulicos del pais (mediante minicentrales pr6ximas a 10s puntos de demanda) y utilizando equipo de fabricaci6n nacional. La minicentral hidriulica en ciertos casos es mis econ6mica que una extensi6n de la red electrica. Para servicios esenciales que requieren poca energfa, como comunicaciones y salud, la energfa fotovoltdica podrfa ser una opci6n en ausencia de 10s recursos energeticos antes citados. Los costos de Bsta por unidad de energfa util son de 1.1 US$/kWh en comunicaciones, y el doble en salud.

C.3.

Comodidad Interior en las Residenciales Rurales.

La aplicacidn de la energia solar pasiva, como se ha demostrado 2.115. en varios proyectos del INE, tanto para clima frio como para cilidoh h e d o , permite mej orar notablemente las condiciones de comodidad interior, sin consumo energetico convencional y con muy poco increment0 en 10s costos de construccidn. C.4.

ObstAculos del desarrollo de fuentes de enereia nuevas v renovables

2.116. Hay obsticulos legales, institucionales y financieros para el desarrollo de las fuentes nuevas y renovables de energia. Estos pueden impedir el aprovechamiento de las energias localmente disponibles (hidriulica, biomasa, solar, edlica, geotermica, etc.) y la adaptacidn de suministros a 10s usos finales. Estos obstAculos, reforzados por 10s precios subsidiados de 10s energeticos convencionales, han conducido a un sistema energetico centralizado y poco diversificado en cuanto a sus fuentes primarias (hidrocarburos, biomasa e hidroelectricidad) volviendolo por tanto mAs vulnerable. La falta de opciones alternativas del usuario, en cuanto a la energia final, ha provocado un uso de formas de energia de calidad superior a 10s requerimientos finales. A continuacidn se examinan estas situaciones por sectores de consumo.

2.117. La problemAtica residential rural fue ya examinada. En cuanto a la urbana, Bsta es la mayor consumidora de energia eldctrica, por lo cual 10s hAbitos de consumo afectan considerablemente a la curva de carga y a la demanda electrica mixima. Estudios realizados por miembros del Grupo de Trabajo indican que hay la tendencia de 10s estratos econdmicos medio y alto a utilizar electricidad, por la comodidad que ofrece, en usos termicos y en las cuales otras fuentes de energia serian mds ef icientes . Industr ia 2.118. La industria consume el 17% (1986) del consumo final de energia; su mayor concentracidn y forma de organizacidn facilita la aplicacidn de conservacidn de energia. Auditorias energeticas del INE muestran un potencial de ahorro del 13% con 10s precios de mercado interno (1987). Con el establecimiento de precios mds realistas, la conservacidn de energia se pondria rentable y mereceria un apoyo especial por parte del Gobierno y del INE. 2.119. Una opcidn de mejoramiento de la eficiencia del uso del calor de proceso en la industria, es la cogeneracidn de electricidad con este calor residual. Existen importantes casos en paises industrializados y en desarrollo en varias industrias. Esta opcidn requiere de cambios legales y organizativos, que den la flexibilidad y el incentive necesario para las inversiones.

2.120. Este es el principal consumidor de productos petroleros. El transporte terrestre es el mayor consumidor de energia del sector (70%), y dentro de Bste, el de carga, seguido del transporte liviano y luego del transporte pliblico de pasajeros. Mayor potencial de ahorro especifico ofrece el de carga (48%) y el de buses (urbanos 46%, rurales 41%), a traves de empleo de motores a diesel, mejoramiento del mantenimiento y del factor de ocupaci6n (sobre todo en el de carga) y mayor tamafio de las unidades. En cuanto a 10s vehiculos livianos, el ahorro estimado para el aAo 2000, de un 19% especifico, proviene de una mejor eficiencia y menor tamaAo de las unidades . En el transporte maritimo , el consumo se triplic6 entre 1979 y 1984, esto podria tambien indicar comercio ilicito de combustibles, por lo que se presume hay un importante potencial de ahorro . C.5. Deforestacidn v Deterioro Ecol6gico 2.121. El pais sufre un grave proceso de deforestaci6n; las El consumo estimaciones del "Plan Bosque" son de 300 mil Ha/afio. energetic0 representaria un 11% de esa cifra, de manera que a escala nacional no tendria mayor responsabilidad. Sin embargo, se menciond que en 5 provincias, 10s consumos de lefia superan el crecimiento de 10s bosques, lo que provoca en aquellas una acelerada deforestaci6n causada por el uso energetic0 de la leila. La deforestaci6n trae secuelas de erosi6n y destrucci6n de suelos, lo cual amerita una politica efectiva de protecci6n ambiental, particularmente en las zonas mds frdgiles, y cuyo componenente importante es un agresivo programa de reforestaci6n (Plan Bosque), complementado por una difusidn de estufas eficientes y la sustituci6n de combustibles en las areas criticas.

D.

Sistema Institutional de Gestibn del Sector

2.122. Esta secci6n del estudio analizard 10s problemas que presentan en la gesti6n/supervisi6n/coordinaci6n del sector en conjunto (establecimiento de politicas generales, etc.).

se su

D.1. Gestibn. Su~ervisi6nv Coordinaci6n del Sector en su Coniunto 2.123. Como se describe en la secci6n B.3., en teoria, la estructura del sector energetic0 es aceptable. En la prdctica, no funciona adecuadamente por las siguientes principales razones: (i) 10s organismos encargados de fijar las grandes lineas de politicas del sector (CSE y MEM) no disponen ni del tiempo ni de 10s recursos para estudiar y establecer directrices claras para el mediano y largo plazo, y se limitan a resolver problemas coyunturales a corto plazo. Recae sobre el INE una gran responsabilidad sobre la gesti6n del Sector, per0 esta Instituci6n no tiene 10s medios econ6micos ni cuenta con el n h e r o adecuado de personal tkcnico requerido (ni con las remuneraciones adecuadas) para el mejor cumplimiento de sus tareas expresadas en la Ley de Creacidn, y las

entidades aut6nomas CEPE e INECEL, si bien de buen nivel tecnico y relativa eficiencia empresarial, trabajan con poca coordinaci6n con grandes entrabes juridicos y excesiva ingerencia politica, (Vease pdrrafo 2.125.)

D.2.

Situaci6n Institucional del INE

2.124, El papel institucional del INE, de acuerdo con su Ley de Creaci6n, es de ser el organism0 rector de la Planificaci6n Energetics y sustento tecnico en la formulaci6n de las politicas a aprobarse por el Consejo Superior de Energia, a ser ejecutadas por el Ministerio de Energia. A pesar de su base juridica, el desempelio del INE ha sido cumplido en forma parcial. Esto es por cuanto no ha existido la concientizaci6n suficiente del rol integrador para una politica energetica global; y, por la importancia especifica de las grandes instituciones ejecutoras que imponen, por su dimensi6n administrativa y tecnica, las lineas directoras de la planificaci6n petrolera y el6ctrica. Hay tambien que mencionar, ademAs, 10s intereses individuales de conducci6n propia de su actividad por parte de CEPE e INECEL. Por esta raz6n, el INE ha venido actuando en planificaci6n global y regional, con estudios de oferta y demanda energktica, andlisis de coyuntura, balances energeticos, sistema de informaci6n energetica, fuentes alternas de La principal funci6n de coordinaci6n sectorial ha sido la energia etc.. creaci6n de la Comisi6n de la Demanda, cuyo objetivo es la compatibilizaci6n de las proyecciones de consumo subsectoriales de demanda. La coordinaci6n y ejecuci6n del presente Estudio es una de las tareas mAs trascendentes que haya realizado el INE. 2.125. Aunque CEPE e INECEL son instituciones aut6nomas y de gesti6n descentralizadora, esta autonomia es mds aparente que real, ya que la ingerencia politica contingente llega hasta 10s niveles t6cnicos de decisi6n. Las orientaciones de las politica de hidrocarburos y electricas deberian ser dadas a CEPE e INECEL a traves del INE y de 10s respectivos directorios, 10s cuales son presididos por el respectivo Ministro de Estado, quien nombra a la mayoria de sus miembros

MEDIDAS ALTERNATIVAS PARA PROBLEMAS DEL SECTOR ENERGETIC0 SOLUCION DE L ~ s Introducci6n 3.1. Aquf se describen las medidas analizadas como alternativas posibles, para solucionar 10s problemas del sector energetic0 estudiados en el capftulo anterior. Este sigue, en terminos generales el mismo orden que el segundo, es decir, hidrocarburos, electricidad, instituciones, conservaci6n y fuentes alternas de energfa. A. Hidrocarburos A.1. Medidas vara el Subsector

3.2. A causa de las caracterfsticas de la planificaci6n del sector petrolero que no dispone de un enfoque a largo plazo y de las decisiones inmediatas que deben ponerse en marcha, a continuaci6n se presentan unicamente las recomendaciones a corto plazo. Precios internos de 10s derivados del vetr6leo i)

Ajustar 10s precios de 10s derivados, tomando en consideraci6n el costo de reemplazo del petr6leo crudo en lugar del costo hist6ric0, las depreciaciones y amortizaciones calculadas con relaci6n a1 valor revalorizado de 10s activos para las fases de transporte, refinaci6n y distribuci6n de 10s derivados y un "margen de utilidad" de rentabilidad real de las inversiones en dichas fases. Para este efecto se recomienda una inmediata revisi6n de 10s sistemas contables y financieros de CEPE que permita determinar el valor de 10s activos revalorizados de la Corporaci6n.

ii)

Determinar una nueva estructura de 10s precios de 10s derivados, en la cual el precio del diesel carburante se acerque a1 de la gasolina extra y el Gas licuado de petr6leo (GLP) a1 precio promedio. El kerosene domestic0 debe tener un precio inferior a1 GLP, para incentivar su consumo en Areas rurales, mediante un sistema de comercializaci6n a1 detal (bidones de 5 galones).

Asvectos Tecnicos iii) Para asegurar valores confiables de reservas probadas y de proyecciones de producci6n, serfa recomendable la conformaci6n de un grupo interinstitucional de especialistas imparciales para que realicen la simulaci6n y el seguimiento del comportamiento de 10s yacimientos de 10s diferentes campos petroleros. Para ello se utilizarian las facilidades de computaci6n disponibles en el pafs, y en la fase inicial, se contratarfan 10s programas y el asesoramiento tecnico del exterior.

iv)

Debe darse especial Bnfasis a la extracci6n de petr6leos medios, de 15 y 25 grados API, aprovechando la presencia de crudos mis livianos, ya que es probablemente la unica alternativa que permitiria la extracci6n y el transporte de estos crudos.

v)

Debe continuarse con el estudio y evaluaci6n de 10s crudos pesados (API de 8-15) en 10s campos de Pungarayacu, Oglan, etc. por la importancia de sus reservas.

vi)

Actualizar las tasas de producci6n de 10s antiguos campos del Consorcio, ya que algunas de las tasas oficiales de producci6n no han sido modificadas desde 1978 y no se ajustan a las condiciones actuales de 10s yacimientos.

vii) En raz6n del alto riesgo, la exploraci6n en la zona del Campo Amistad y otras ireas costa afuera deberdn dejarse para inversionistas del exterior. viii)

Reevaluar el proyecto de rehabilitaci6n de 10s campos de la Peninsula de Santa Elena a la luz de las condiciones econ6mica.s actuales .

Aspectos Financieros de CEPE ix)

Reformar el sistema actual de distribuci6n de 10s ingresos petroleros, de manera que CEPE pueda recuperar tanto 10s costos en cada actividad como un porcentaje de la renta petrolera global (entre 5 y lo%), que le permita generar un autofinanciamiento razonable de las inversiones minimas programadas. Como estas reformas pueden tomar cierto tiempo, posiblemente un afio, de anAlisis y de cambios legales se propone inmediatamente que CEPE, en la venta de 10s derivados en el mercado interno, recupere sus costos mAs un porcentaje (20%) de las utilidades que actualmente van a1 Presupuesto General del Estado. Para lograr este objetivo se deberd solamente reglamentar el Art. 73 de la Ley de Hidrocarburos, a traves de un Decreto Ejecutivo del Presidente de la Repliblica.

Recomendaciones para el Plan Ouinauenal de Inversiones de CEPE: x)

Reforzar el grupo que coordina el presupuesto de inversiones en el departamento de planificaci6n, para que Bste pueda determinar cuAles proyectos son viables econ6micamente y hacer una priorizaci6n de las inversiones.

xi)

Expandir las inversiones en geofisica, de tal manera que la Corporaci6n disponga de suficientes objetivos exploratorios para implementar la perforaci6n a1 menos 5 pozos por afio.

xii) Modificar el programa de exploraci6n de CEPE aumentando el nhero de pozos exploratorios de 14 a 23 a fin de reemplazar progresivamente el programa exploratorio de las compafiias extranjeras, a partir de 1990. xiii) Modificar el programa de producci6n de CEPE afiadiendo el desarrollo de campos en el centro-oriente, tales como: Capir6n (N-E), Tivacuno, Curaray y Primavera.

xiv) Estudiar la ampliaci6n de las refinerias de la Peninsula hacia fines del quinquenio, en el context0 de bhqueda de la opci6n mAs econ6mica para satisfacer la demanda de derivados. xv)

Efectuar estudios t6cnico-econ6micos comparativos del tamafio, localizaci6n y tipo de planta de gas, y determinar el mejor uso del gas del Campo de Libertador.

xvi) Limitar las inversiones de CEPE en otras compaiiias industriales, y dejarlas para el sector privado. xvii) A la fecha no es necesario estudiar la ampliaci6n del Oleoducto Transecuatoriano. xviii) Todas las inversiones propuestas por CEPE para poliductos deben evaluarse econ6micamente y priorizarse en relaci6n a todos 10s otros proyectos de CEPE. xix) Se propone que 10s proyectos de envasadoras de GLP y aceites lubricantes Sean financiados por la iniciativa privada y retirados del Programa de Inversi6n de CEPE. xx)

Analizar la capacidad actual de almacenamiento de derivados (especialmente GLP) en cada uno de 10s terminales y su zona de influencia, para determinar si esta es suficiente.

A S D ~ C ~ OInstitucionales S xxi) El Congreso Nacional debe expedir una nueva Ley de CEPE, que le d6 autonomia financiera y operativa, con capacidad de crear filiales y subsidiarias. Esta nueva CEPE quedaria bajo el control de la Direcci6n Nacional de Hidrocarburos, para 10s aspectos tecnicos, y de la Superintendencia de Compafiias, para 10s aspectos financieros. En la misma Ley debe incorporar la 16gica financiera de CEPE antes indicada. (pdrrafo 3.2 ix). xxii)

Se debe reformar la Ley de Hidrocarburos en 10s aspectos :

siguientes

o

Introducir, explicitamente, el concept0 de costo de reemplazo del barril de petr6leo como costo de producci6n, y permitir a1 ejecutivo la aplicaci6n progresiva del costo econ6mic0, conforme evoluciona la economia nacional de exportadora de petr6leo a importadora.

o

Cambiar la conformaci6n de la Comisi6n Asesora de Politica Petrolera por la de Politica Energetics, en la cual se incluya a1 Departamento de Planificaci6n del Instituto Nacional de Energia.

o

Integrar nuevos articulos en la Ley de Hidrocarburos referentes a la explotaci6n y exploraci6n de gas natural libre; en especial, respecto a1 precio de venta del mercado interno y a la equivalencia econ6mica del gas natural con 10s productos sustitutivos como el fuel-oil.

o

Generalizar la prioridad en la distribucidn del Ingreso Petrolero para que CEPE, recupere primer0 sus costos en cada fase y un porcentaje de la renta para financiar la expansidn de sus actividades, antes de distribuirlos a otros participes.

xxiii) CEPE debera prepararse para responsabilizarse de las operaciones del Consorcio CEPE-TEXACO, del Oleoducto Transecuatoriano, del campo unificado con CITY y de las Refinerias ANGLO y REPETROL. Para el efecto, debe preparar 10s esquemas de organizacidn empresarial y 10s cuadros gerenciales. A.2.

Sistema de Precios Internos

3.3. La fijacidn de 10s precios de 10s derivados en el Ecuador estA restringida a 10s costos histdricos, conforme a una interpretacidn de la Ley de Hidrocarburos, que impide tomar en consideraci6n otros conceptos, tales como 10s de costo de reemplazo del barril consumido, margen de Esta agotamiento de las reservas existentes y costos econdmicos. situacidn propicia una caida rPpida de 10s precios reales internos, genera ademPs ingentes subsidios, causa el desfinanciamiento del sector pliblico, conduce a la ineficiencia en la utilizacidn de 10s derivados y a una reduccidn de 10s excedentes exportables que repercuten en la balanza de pagos y en el crecimiento de la economia. 3.4. Una de las principales medidas a corto plazo, necesaria para subsanar el problema de la caida de 10s precios reales internos de derivados y 10s desajustes resultantes de la actual determinacidn de 10s costos, es la revisidn del nivel y estructura de dichos precios y la manera en que se establecen 10s costos. Con este objetivo se proponen tres definiciones alternativas de costos y una estructura de precios menos "abierta" que la actual. AdemPs, se propone un programa de ajuste inmediato del precio de 10s derivados. El Costo de Petrdleo Crudo 3.5. En el cuadro No. 3.1., bajo la hipdtesis de produccidn recomendada y en secuencia de incorporacidn de campos en ella establecida, se observa que el costo histdrico en 1988 es de USS6.8 por barril, es decir, inferior en un 35 % a1 costo de reemplazo (10.6 US$/B ) y en un 51% a1 costo econdmico (14 US$/B) . El costo hist6ric0, como se puede observar, esth lejos de reflejar lo que le cuesta a1 pais incorporar un nuevo barril de reservas y lo que deja de percibir por venderlo a dicho costo en el mercado interno y no a precio internacional.

Cuadro No. 3.1.

COST0 DE LA WATERIA P R I M BAJO DIPERENTES CONCEPTOS DE COSTOS CORRIENTES (US$/B)

............................................................................................ Cos to His tdr ico Costo de Reemplazo Costo Econdmico Fuente :

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1995

7.7 10.2 16.3

6.8 10.6 14.0

7.2 10.9 14.0

7.3 11.3 15.5

7.5 11.7 17.3'

8.0 12.1 19.2

8.6 13.4 25.1

Estimaciones del Grupo de Trabajo.

3.6. Para el cAlculo del costo de reemplazo se han considerado 10s siguientes criterios: o

A corto plazo (inicios de 10s 90), la regidn productora de nuevas reservas sera fundamentalmente el centro-oriente, de tener Bxito la exploracidn de las compaflias extranjeras.

o

El costo de reemplazo refleja la incorporacidn de reservas entre 100 y, 200 millones de barriles.

o

El costo del capital es del 12%; la inversidn de desarrollo y produccidn por barril inicial de produccidn maxima fluctua entre 5300 y 5700 ddlares.

3.7. En el cuadro No. 3.2. se resume la estructura de costos de reemplazo actualizados a 1987, del nor, centro y sur-oriente de la Regidn Amazdnica Ecuatoriana. El barril producido mediante la exploracidn y produccidn por compafiias extranjeras es ciertamente mAs car0 en el centro y sur-oriente. Sin embargo, si se considera que la inversidn exploratoria, en el caso de CEPE, debiera duplicarse o triplicarse, por el riesgo exploratorio existente, la diferencia no es muy significativa en dichas regiones. En cuanto a1 nor-oriente, su costo de reemplazo es el mAs bajo, y esta zona se ha reservado para CEPE.

Cuadro No. 3.2.

COSTOS UNITARIOS DE REEMPLAZO EN DOLARES DE 1987 (d6lares de 1987 por barril)

NOR-ORIENTE

........................................................................ RES ERVAS

EXPLOR

EXPLOT

C.OPER

COST0 TRANSP

SOLO CEPE

C O M P A ~ ~ I AIBIPP

MMB

........................................................................ CENTRO-ORIENTE

........................................................................ RESERVAS EXPLOR EXPLOT C.OPER COST0 SOLO COMPMIA IBIPP TRANSP

CEPE

MMB

........................................................................ SUR-ORIENTE

........................................................................

RESERVAS

EXPLOR

EXPLOT

C.OPER

COST0 TRANSP

SOLO CEPE

C O M P ~ I A IBIPP

MMB

Fuente:

CEPE y Estimaciones del Grupo de Trabajo.

IBIPP:

Inversidn por barril inicial de Produccidn Pico.

3.8. Como se puede observar, el costo de produccidn por barril estd entre 7 y 8 ddlares en el nor-oriente, 10 y 11 ddlares en el centrooriente y 13 y 15 ddlares en el sur-oriente. Conforme se desprende del anAlisis de las perspectivas de reservas, la posibilidad de nuevos descubrimientos en el Oriente Ecuatoriano se limitaria a yacimientos medianos y pequefios, y es siendo muy poco probable que se vuelvan a descubrir yacimientos gigantes como Shushufindi y Sacha. Por esta razbn, para el anAlisis de costos de reemplazo se han considerado descubrimientos de reservas que varian entre 100 y 200 millones de barriles, constituidas por varias estructuras pequefias, tipicas del centro-oriente.

3.9. Para 10s costos econ6micos, se ha tomado la hip6tesis baja de crecimiento de 10s precios de exportaci6n del petr6leo del Banco Hundial: el 11% de crecimiento anual a partir del 90 a1 94 y 6.5% del 95 a1 2000, en tBrminos corrientes.

3.10. El elemento principal que repercute en la formaci6n de 10s precios promedios de 10s derivados, una vez considerado el costo del petr6leo crudo, es el margen de utilidad que, conforme a la Ley de Hidrocarburos, debe aplicarse en la fijaci6n de 10s precios de 10s combustibles (30%). A1 respecto, este elemento se ha aplicado segrin el interis fiscal y el impacto social, y no es un elemento permanente con carActer impositivo. Es asi como, mantenitindose la misma metodologia de formaci6n de precios de 1984, no fue aplicado en el alza de lo precios de 10s combustibles realizada en 1987. 3.11. En el cuadro No. 3.3. se observan las series de precios promedios de 10s derivados, si se consideran 10s costos hist6ricos. 10s costos de reemplazo y 10s costos econ6micos con y sin el 30% de utilidad. La serie mAs baja, evidentemente, corresponde a1 precio de la Ley de Hidrocarburos, sin utilidad. El precio de la Ley con un 30% de utilidad es similar a1 costo de reemplazo. En cuanto a1 precio a costo econ6mic0, Bste supera el de la Ley de Hidrocarburos con y sin utilidad. Los costos econ6micos en valores reales, luego de un ligero descenso hasta 1990, crecen hasta el afio 2000, dada la hip6tesis de precios internacionales del petr6leo. En lo referente a 10s precios de la Ley de Hidrocarburos y 10s precios a costo de reemplazo, Bstos prActicamente se mantienen a un mismo nivel en valor real, por cuanto unicamente 10s costos de transporte , ref inaci6n y distribuci6n crecen s e e n la tasa de inf laci6n general en valores corrientes, y el costo hist6rico de nuevos campos, si bien son mayores que 10s que actualmente producen, la producci6n de dichos campos es pequeiia. Cuadro No. 3.3.

PRECIOS PROHEDIOS DE LOS DERIVADOS EN DOLARES DE 1987 ACTUAL

1988

1989

1990

1991

1992

1995

2000

11.23 16.26 15.09 22.47 18.00 26.89

10.31 15.02 14.27 21.47 18.05 27.11

10.22 14.74 14.21 21.28 18.93 28.27

9.99 15.08 14.03 21.26 19.80 29.95

9.68 14.29 13.66 19.95 22.56 33.72

12.13 17.15 16.05 22.60 26.64 39.05

.......................................................................................... Precios Precios Precios Precios Precios Precios

se@n se@n se@n se&n segrin se&n

Ley Hidroc. 0% Utild. 8.12 Ley Hidroc. 30% Utild. Costo Costo Costo Costo

Reemp. 0% Reemp.30% Oport. 0% Oport.30%

Utild. Utild. Utild. Utild.

11.73 16.97 15.55 23.02 19.12 28.66

..........................................................................................

Fuente:

Banco Mundial, y Estimaciones del Grupo de Trabajo.

3.12. El elemento flotante de la utilidad del 30% como parte integrante de la formaci6n de 10s precios de 10s combustibles, adolece de 10s siguientes defectos: En primer lugar, a causa de 10s costos hist6ricos, no refleja la rentabilidad de las inversiones actualizadas en las fases de refinaci611, transporte y distribuci6n. En segundo lugar, el 30% se aplica en cada fase a1 precio de la materia prima, m&s el costo de dicha fase en forma acumulativa, como si se tratara de mArgenes de utilidad de diferentes empresas. Lo 16gico seria que 10s mArgenes de utilidad correspondan a un porcentaje del valor de las inversiones no amortizadas de cada fase, conforme a1 costo del capital cuando menos. Sin embargo, debemos considerar tambi6n que un margen del 30%, puede subvalorar la rentabilidad real de las inversiones, si se consideran 10s niveles de inflaci6n vigente. 3.13. A continuaci6n se presenta en el cuadro siguiente la estructura de costos, utilidades e impuestos, que deberian regir de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos para el aAo 1988, si 10s precios fueran establecidos segtin la Ley. Cuadro. 3.4.

ESTRUCTURA DE COSTOS, IMPUESTOS Y UTILIDADES DE UN GALON DE DERIVADOS BASICOS CONFORME A LA LEY DE HIDROCARBUROS EN 1988

........................................................................ 1.

2. 3.

COSTOS Costo de la Materia Prima Costo de Refinaci6n Costo de las Importaciones Costo Transporte y Almacenamiento Costo de Comercializaci6n Subtotal Costos IMPUESTOS Subtotal Costos

+

S/./G.

%

45.69 10.42 4.16 9.36 6.55 76.18

37.4 8.5 3.4 7.6 5.4 62.3

Impuestos

UTILIDADES Refinaci6n Dis tribuci6n TOTAL COSTOS+IMWESTOS+UTILIDADES

Nota:

Fuente:

122.27

100.0

A estos costos podrian legitimamente sumarse el margen de agotamiento y un monto destinado a cubrir el costo de la soluci6n o contaminaci6n ambiental. DNH y Banco Mundial A.3. Alternativas para el Nivel de Precios de 10s Derivados

3.14. Para analizar el impacto de 10s precios de 10s derivados en las variables macroecon6micas , se han tornado las series de precios de la Ley

de Hidrocarburos, 10s precios a costo de reemplazo y a costo econ6mic0, con la estructura de drgenes del 30%. Los incrementos sobre 10s precios actuales serian del orden del 115%, 190% y 260%, respectivamente. Sobre el Nivel del Precio Promedio de 10s Derivados. 3.15. Si bien en la actualidad, sin reformas a la Ley de Hidrocarburos, no se pueden eludir sus limitaciones; por otra parte, se debe tender a1 objetivo de una politica de precios que 10s aproxime a la realidad interna del costo de reemplazo y a la realidad internacional del costo econ6mico. O ~ c i 6 nde la Lev de Hidrocarburos (0vci6n Baial 3.16. Esta opci6n supone que, bajo las estipulaciones de la Ley de Hidrocarburos, se reajusten 10s precios a 10s costos hist6ricos y que se mantengan en valor real. Bajo esta propuesta, durante el aiio 1988, el precio promedio deberia incrementarse en el 115% a1 mes de junio (125 S/./G.). Con relaci6n a 10s precios vigentes, esta alternativa implicaria un increment0 del 114% en 10s costos de la materia prima, a causa de la devaluaci6n monetaria; en 10s costos de refinaci6n del 128%, por efecto del pago de 10s prestamos para la ampliaci6n de la Refineria Esmeraldas y para la Refineria Amazonas; el costo de las importaciones se ha reducido en un 58%, por la ampliaci6n de la capacidad de refinaci6n interna. En total, 10s costos m8s 10s impuestos se incrementan en un 45%. En cuanto a las utilidades, que no fueron consideradas en 1987, se estiman para 1988 en un 40% de 10s costos mds impuestos, en raz6n de la agregaci6n de las fases de que se habl6 anteriormente, sobre las cuales se aplica el 30% en forma acumulativa. O ~ c i 6 ndel Costo de Ovortunidad (0~ci6nAlta) 3.17. Esta politica se sustenta en el precio international de petr6leo crudo y en lo que deja de recibir el pais a1 venderlo a1 costo hist6rico interno. El precio promedio de 10s derivados bajo esta opci6n, se situaria a junio de 1988, en 212 S/./Gal., es decir, casi cuatro veces el precio actual (58 S/./Gal.). La fijaci6n de precios de 10s derivados, de acuerdo a esta propuesta, en forma progresiva, permitiria adaptar a la economia nacional, sustentada en la exportaci6n de petr6le0, a la situaci6n de importadora, que se avisora para fines de la decada de 10s 90. El establecimiento de 10s precios de 10s derivados conforme a esta opci6n exige una reforma a la Ley de Hidrocarburos (que tambien se propone, vease pdrrafo 3.2, "Aspectos Instituclonales"). Ovci6n del Costo de Reemvlazo (0~ci6nRecomendada a Corto Plazo) 3.18. Esta opci6n toma en consideraci6n el costo de renovaci6n paulatina de las reservas actuales, en funci6n de 10s costos de exploraci6n, desarrollo y producci6n de nuevos yacimientos descubiertos. Se estima que, conforme a la politica de exploraci6n desarrollada por CEPE, el costo de reemplazo de la zona centro-oriental es el d s representativo. El precio promedio de 10s derivados del petr6leo con este costo de reemplazo alcanzaria en 1988 a 170 S/./G., es decir, casi el 200% superior a1 precio vigente.

3.19. La fijaci61-1de precios de 10s derivados de acuerdo a esta exigiria una modificaci6n (sino simplemente una polftica, no reinterpretaci6n) de la actual Ley de Hidrocarburos, que tome en consideraci6n la necesidad interna de reponer las reservas que se consumen. Esta es la opci6n recomendada por el Grupo de Trabajo. 3.20. En el siguiente cuadro se consideran 10s precios de acuerdo a las tres opciones. Cuadro No. 3.5. PRECIOS PROMEDIOS DE U)S DERIVADOS EN LAS ALTERNATIVAS BAJA Y ALTA EN US$ 87/B.

...................................................................................... VIGENTE

1988

1989

1990

1991

1992

1995

2000

2005

Opci6n Baja 8.1 Opci6n Alta 8.1 Opci6n Recomendada 8.1

17.0 28.7 23.0

16.3 26.9 22.5

15.0 27.1 21.5

14.7 28.3 21.3

15.1 30.0 21.3

14.3 33.7 20.0

17.1 39.1 22.6

......................................................................................

......................................................................................

Fuente: Banco Mundial y Estimaciones del Grupo de Trabajo. Estructura de 10s Pecios de 10s Derivados 3.21. Como se indic6 en el Capftulo 11, la estructura de precios de 10s derivados en el Ecuador presenta dos importantes distorsiones; la primera relativa a1 diesel carburante y la segunda a1 GLP. En efecto, el precio relativo del Diesel No.2/ Gasolina Extra es del 60% y el del GLP/precio promedio, de un 56%. La propuesta de modificaci6n de la estructura de 10s precios de 10s derivados, independientemente de las opciones alta y baja del precio promedio, trata de atenuar en el corto plazo dichas distorsiones, tomando en consideraci6n 10s aspectos sociales que inciden en el precio del GPL y la conveniencia de regular el crecimiento del consumo de este derivado. Cuadro No. 3.6. ESTRUCTURA DE PRECIOS ( 8 )

................................................... Vigente

Propuesta

190 155 95 95 60 52 56 100

150 130 115 115 60 80 100 100

................................................... Gasolina Super Gasolina Extra Diesel 1 Diesel 2 Residuo Kerosene Domestico GLP Precio Promedio

...................................................

Fuente: DNH y Grupo de Trabajo.

3.22. La estructura propuesta es menos abierta que la vigente y permite acercarse a la estructura international, en particular en relaci6n a las gasolinas y destilados. Disminuiria el subsidio a1 diesel El precio relativo gasolina carburante y en menor grado a1 GLP. super/gasolina extra permitiria un mayor consumo de la primera y la reducci6n relativa del precio de la gasolina extra seria compensada por el diesel carburante. El kerosene domestico y el GLP guardarian una competitividad de precios y se mantendria el incentivo a1 uso del fueloil en lugar del diesel No. 1. 3.23. Esta estructura es meramente indicativa y , en la realidad de la aplicaci6n de 10s precios, puede ser modulada y adaptada progresivamente. En el cuadro No. 3.7. se sefialan 10s precios individuales de 10s derivados con la estructura actual y la propuesta, bajo la opci6n recomendada de precio promedio ponderado de 10s derivados. Cuadro No. 3.7. PRECIOS DE M S DERIVADOS (d6lares de 87 por barril) SEGUN LA ESTRUCTURA ACTUAL, PRECIOS DE REEMPLAZO ACTUAL

1988

1989

33.1 27.1 16.5 16.5 10.5 9.8 8.2

42.9 35.1 21.5 21.5 13.7 12.7 10.6

................................................... G. Super 15.4 G. Extra 12.6 Diesel 1 7.7 Diesel 2 7.7 Residuo 4.9 GLP 4.5 3.8 Kerosene domc5stico

...................................................

SEGUN LA ESTRUCTURA PROPUESTA, PRECIOS DE REEMPLAZO 1988

1989

26.6 23.0 20.4 20.4 10.6 17.7 14.2

34.5 29.9 26.4 26.4 13.8 23.0 18.4

................................................... G. Super G. Extra Diesel 1 Diesel 2 Residuo GLP KBrex domestic0 Fuente: DNH y Grupo de Trabajo.

Conforme a estas estructuras de precios, se puede observar el 3.24. efecto en 10s precios relativos de 10s hidrocarburos, en 10s sectores residencial, de transporte e industrial. El kerosene domestico es menos car0 que el GLP, para uso en cocci6n, se@n la politica recomendada de En el incentivar la difusi6n del kerosene en las zonas rurales. transporte, el diesel 2 mantiene la ventaja comparativa con la gasolina extra, a fin de incentivar moderadamente la dieselizaci6n del transporte

pesado; y el fuel-oil tambien guarda la ventaja comparativa para la generaci6n de calor, respecto a1 diesel 1.

Cuadro No. 3.8. PRECIOS RELATIVOS DE LOS DERIVADOS CON LA OPCION RECOMENDADA DE PRECIO PROMEDIO ESTRUCTURA ACTUAL

ESTRUCTURA PROPUESTA

COST0 ENERGIA PRECIO COST0 ENERG. UTIL US$87/TEP RELATIVO UTIL US$87/TEP

SECTOR

PRECIO RELAT.

................................................................

RESIDENCIAL (1) - KEROSENE - GLP TRANSPORTE - DIESEL 2 - GASOLINA INDUSTRIAL (2) - FUEL OIL - DIESEL 1 NOTA:

(1)

226 246

1.00 1.09

395 438

1.00 1.13

618 1.438

1.00 2.33

759 1.225

1.00 1.61

149 258

1.00 1.73

150 316

1.00 2.10

Cocci6n: (2) Calor.

Fuente: OLADE

-

INE, para factor rendimiento energia util.

Proarama de Aiuste Inmediato de 10s Precios de 10s Derivados 3.25. En lo inmediato, se deberan revisar 10s costos hist6ricos, introduciendo la revalorizaci6n de activos para el calculo de las depreciaciones, de todas las inversiones de exploraci6n y de la rentabilidad minima sobre las inversiones, que permitan tener una cabal idea de 10s costos corrientes. Igualmente, se debera reinterpretar el concept0 de costo de producci6n de petr6leo crudo de la Ley, como costo de reemplazo, para reajustes de precios en el futuro, hasta que se reforme la Ley de Hidrocarburos y permita incluir el costo econ6mico como costo de producci6n y faculte a1 Poder Ejecutivo la incorporaci6n progresiva de dicho costo, como elemento de fijaci6n de 10s precios de 10s derivados, de manera que paulatinamente se adapte la economia nacional de exportadora de petr6leo a la situaci6n de importadora, que se prev4 para la d4cada de 10s 90. 3.26. En cuanto a la fijaci6n concreta del precio promedio de 10s derivados, se propone que a mediados de 1988 se alcance el nivel de la Ley de Hidrocarburos (125 sucres corrientes/gal6n), es decir, un incremento de 115 % sobre el precio vigente, y que este ultimo se mantenga estable en terminos reales. A partir de 1989 se deberia tender a1 precio de reemplazo, en t4rminos reales y en corto plazo, lo cual implica que el incremento para dicho afio en terminos reales debera ser

del 30%. Posteriormente se debertin ajustar 10s precios corrientes, por lo menos a1 nivel de la inflaci6n. Cuadro No. 3.9. AUMENTOS REALES DE PRECIOS DE LOS DERIVADOS

............................................................. ABRIL 87 JUN 88 VIGENTE

JUN 88 NUEVO *

1989

............................................................. SUCRES DEL 87/GALON

58

VARIACION PORCENTUAL

39 -33

84 %

115

110 %

.............................................................

*)

30

%

Si el ajuste de precios se produce en el ultimo trimestre de 1988 el increment0 deberia ser del orden del 140%, por la inflaci6n acurnulada. Fuente: Grupo de Trabajo. A.4. Pro~uestasde Soluci6n Financiers para CEPE.

3.27. Se sefialaba en el Capitulo I1 que para evitar el colapso financier0 a corto plazo de CEPE, se debia proceder a un redimensionamiento de la actividad empresarial de CEPE y a carnbios estructurales en la distribuci6n de la renta petrolera. A continuaci6n se sefialan las medidas que conducirian a1 saneamiento de las finanzas de CEPE, mediante la priorizaci6n de las inversiones y cambios en la distribuci6n de la renta petrolera. griorizaci6n de las Inversiones de CEPE 3.28. El programa de inversi6n de CEPE, segirn el Plan Quinquenal actualizado a junio de 1988 contempla una inversi6n de $1102 millones para 1988-92; de 10s cuales el 64% representa proyectos de industrializaci6n y transporte, que deberian tener baja prioridad. Este estudi~propone un programa de $653 millones para el quinquenio; de 10s cuales el 23% son para industrializaci6n y transporte, y pone enfasis a las actividades de exploraci6n y desarrollo/producci6n. El programa propuesto se describe en 10s pr6ximos ptirrafos. 3.29. El siguiente examen de ciertos proyectos especificos incluidos en el plan quinquenal de CEPE, estti dirigido a recomendar cada uno de 10s proyectos. La primera recomendaci6n, de mayor importancia para CEPE, se refiere a1 desarrollo del presupuesto de inversi6n total. Se recomienda que CEPE refuerce el grupo que coordina el presupuesto de inversiones en el departamento de planificaci6n1 de manera que se hagan mayores antilisis y revisiones econ6micas sobre 10s proyectos sometidos por 10s diferentes departamentos sectoriales. Este grupo, que opera bajo criterios econ6micos uniformes, debe tener la autoridad de priorizar 10s proyectos que han sido sometidos , basados en rentabilidades econ6micas. De esta manera, el presupuesto total de inversiones solo incluiria a aquellos proyectos que son absolutamente necesarios para continuar operando una empresa eficiente, y aquellos proyectos que son viables econ6micamente,

categorizados por las prioridades econ6micas para el uso 6ptimo de 10s escasos fondos de inversi6n.

3.30. La actividad exploratoria de CEPE durante 10s tres liltimos afios ha decrecido sustancialmente, a1 haberse perforado tan s61o tres pozos y corrido 2200 Km. de lineas sismicas en la Regi6n Amaz6nica y 3247 m. en el Golfo de Guayaquil. En contraste, las actividades de las compafiias internacionales crecieron, a1 haber perforado 15 pozos exploratorios y efectuado 15 mil kms. de lineas sismicas en el periodo. Este desequilibrio se corregirl en el futuro, en consideraci6n de que a partir de 1990 decrece sustancialmente la inversi6n exploratoria de las compafiias internacionales, a1 expirar el periodo exploratorio de 10s contratos, se@n la Ley de Hidrocarburos. 3.31. CEPE estima para el quinquenio una inversi6n de US$ 79.2 MM para la realizaci6n de 14 pozos exploratorios y 5000 km. de lineas sismicas; mientras que con las inversiones minimas consideradas en este estudio el nlimero de pozos propuesto aumenta a 23, aunque se mantiene el mismo kilometraje de lineas sismicas para una inversi6n total de $ 111.4 MM.

La diferencia en las inversiones estd dada por el mayor costo de 3.32. 10s pozos exploratorios estimados en este Estudio (USS2.0 MM/pozo), respecto a1 plan de CEPE (US$800 mil/pozo). Por las razones indicadas anteriormente, CEPE incrementard su actividad exploratoria a partir de 1990 a cinco pozos por afio, y en el periodo 1993-2000 a 15 pozos por afio, tomando en cuenta que la Corporaci6n tendria mayores recursos para la exploraci6n en raz6n de su participaci6n en el 25% de 10s ingresos netos de 10s contratos. La reducida actividad sismica realizada por CEPE en 10s liltimos 3.33. afios, disminuy6 el nlimero posible de prospectos a perforarse en el quinquenio 1988-92. Esta situaci6n cambiaria luego de 1993, a1 reactivarse la inversi6n sismica a partir de 1988. 3.34. La inversi6n de las compafiias petroleras en exploraci6n alcanzaria a USS370.1 MM hasta 1992, lo que incluye la perforaci6n de 40 pozos y la realizaci6n de 5000 km. de lineas sismicas. 3.35. Para determinar si el campo Amistad contiene reservas de gas comerciales, se tendrdn que perforar pozos exploratorios y de avanzada. Cualquier proyecto de utilizaci6n del gas debera partir de una evaluaci6n confiable de las reservas probadas. Para que el proyecto sea econ6micamente viable, deberia garantizar una capacidad de producci6n de 50 MM PCD de gas, para 20 afios, lo que equivale a una reserva de 365 mil millones de pies clibicos. Esta exploraci6n de alto riesgo debe ser dejada a la inversi6n extranjera.

3.36. Para el quinquenio 1988-92, las inversiones de producci6n propuestas en este Estudio son superiores en USS80.6 MM a las previstas Esto obedece a que CEPE no considera el desarrollo de campos por CEPE. en el Centro Oriente, tales como Capir6n (N-C), Tivacuno, Curaray y Primavera. Por otra parte, subestiman el monto de inversiones para 10s

pozos de desarrollo (US$660 mil/pozo), comparando con US$ 1.2 MM/pozo en el plan propuesto. 3.37. Se debe indicar que en la politica de inversiones propuesta aqui se ha partido de la hip6tesis de Producci6n Optimista. En esta hipbtesis, se incorporarian entre 1992 hasta el ado 2000 el campo Tiputini-Oeste, las zonas no desarrolladas del Nororiente, y a partir de 1995 10s yacimientos del eje Tiputini - Yasuni - Lorocachi. Se puede observar que las compadias petroleras, hasta 1992, invertirian alrededor de US$500 MM en producci6n, mientras que CEPE, en el mismo periodo, en el plan propuesto invertiria US$ 340 MM. 3.38. La actividad de inversi6n de las compadias petroleras disminuye a partir de 1992 y desaparece hacia el ado de 1995, bajo el supuesto de que continlie el promedio hist6rico de resultados positivos en la exploraci6n, que ha sido del orden del 50%. A partir de 1992 gran parte de la explotaci6n recaerd en CEPE, por las razones antes indicadas, y ademds porque el Area del consorcio CEPE-TEXACO habrd revertido a la Corporaci6n, de acuerdo a las disposiciones contractuales. 3.39. Las inversiones en el desarrollo de campos podrian ser financiadas por 10s organismos multilaterales, en razdn de la altisima rentabilidad de este tipo de operaciones, como es el caso de 10s campos del Nororiente. Las inversiones en exploraci6n las haria CEPE con su propio esfuerzo. pefinaci6n del ~etr6leo 3.40. Se recomienda que el proyecto de CEPE de instalar unidades de conversi6n en las refinerias de la peninsula sea estudiado hacia fines de este quinquenio considerando la manera mAs econ6mica de satisfacer la demanda y tomando en cuenta las nuevas tecnologias disponibles, para mayor flexibilidad de la producci6n de derivados, principalmente GLP, gasolinas, diesel y minimizando el fuel-oil. 3.41. En el Campo Libertador de CEPE, cercano a Shushufindi, estd en licitaci6n la construccidn de otra planta de licuefacci6n de gas, con capacidad de 15 millones de pies clibicos diarios. Para cualquier proyecto futuro de utilizacidn del gas, debera considerarse la posible declinaci6n de produccidn que experimentard el Campo Shushufindi-Aguarico a partir de 1992, a1 igual que el Campo Libertador, y el reemplazo del sistema de levantamiento de "gas lift" por sistemas electricos o hidrdulicos, a1 aumentar la producci6n de agua en 10s pozos. Esto implicaria que la cantidad de gas disponible en 10s campos disminuiria considerablemente en 10s pr6ximos afios, a1 igual que el volumen de liquidos por recuperarse en 10s compresores de "gas lift". 3.42. Antes de tomar una decisi6n sobre la nueva planta de licuefacci6n, pareceria oportuno se efectuen estudios t6cnico-econ6micos comparativos, de las siguientes alternativas, entre otras:

-

La planta en licitaci6n con capacidad de 15 MMPCD en Libertador.

-

Una planta similar a la anterior, per0 instalada en Shushufindi.

-

Ampliaci6n de la planta actual en Shushufindi; y,

-

Una unidad de fraccionamiento de 10s licuables obtenidos en 10s compresores de "gas lift" por instalarse en Libertador, y del excedente actual de 10s compresores de Shushufindi.

Provectos industriales asociados con otras empresas 3.43. Con referencia a la planta de aromAticos (USS4.5MM) que seria localizada en una area adyacente a la Refineria de Esmeraldas, con suministro de materia prima de la misma a precio internacional, se recomienda que CEPE actue como abastecedor de materia prima y que la planta sea capitalizada totalmente por el sector privado. En cuanto a1 metanol (USS9.9 MM), con localizaci6n en las cercanias de la futura planta de gas del Libertador, se recomienda su eliminaci6n por no ser rentable. Sobre las plantas de aceites bdsicos para lubricantes/parafinas 3.44. ($147.6 MM) asi como la planta de amoniaco-urea (USS10.2 MM) se recomienda su postergaci6n por inversiones con retornos econ6micos bajos . y con mercados inciertos. AdemAs la planta de amoniaco-urea dependeria de la comprobaci6n de la existencia de Gas en el Golfo de Guayaquil y de su rentabilidad y perspectivas econ6micas, en aquel tiempo. Estudios de otras industrias. El plan de inversi6n de CEPE incluye USS5.6 MM para estudiar la 3.45. posibilidad de construir una planta de asfalto en la Refineria Amazonas y una planta de amoniaco-urea en el Oriente. Por las razones mencionadas en el Capitulo 11, (o sea, existencia de capacidad suficiente de producci6n de asfalto y falta de justificaci6n econ6mica para amoniacourea) se recomienda que estos estudios no se hagan.

3.46. El Programa de Inversi6n de CEPE para un nuevo terminal maritimo en Monteverde, para 10s poliductos a Libertad-Monteverde, Manta y Monteverde-Pascuales deben evaluarse separadamente. De igual forma el proyecto de poliductos Pascuales-Naranjal-Cuencay Naranjal-Machala, debe evaluarse separadamente, en comparaci6n con 10s costos del sistema de transporte y distribuci6n corrientemente en uso. 3.47. En el presupuesto de CEPE se contempla la expansi6n del Oleoducto Transecuatoriano (US$ 2.7MM). Se recomienda, de acuerdo a las estimaciones de producci6n de petr6leo del Grupo de Trabajo, la postergaci6n de la realizaci6n de la ingenieria bclsica y de detalle programadas hasta cuando el potencial de reservas lo justifique. 3.48. El plan de invers i6n quinquenal altemativo , s iguiendo las recomendaciones previamente explicadas, se presenta en el siguiente cuadro :

Cuadro No. 3.10. CEPE: PROGRAMA DE INVERSION RECOMENDADO (millones de dblares de 1987)

*)

................................................................. 1988

1989

1990

1991

1992

TOTAL 1988-92

................................................................. Exploraci6n 14.1 Producci6n 76.7 Industrializ. 9.7 Trans.y Almace 39.1 Com. y Serv.Comp.14.4

22.0 47.7 33.0 26.9 9.8

27.1 68.3 0.9 17.8 8.1

23.9 68.3 0.9 8.5 8.0

24.3 79.1 0.8 9.3 8.5

111.4 340.1 45.3 101.6 48.8

139.4

122.2

109.6

122.0

647.2

.................................................................

Total

154.0

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - * - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

*

Incluye un aumento en la inversi6n de la planta de gas Libertador de $26.7MM a $31MM (estimado reciente)

Fuente:

Grupo de Trabajo.

La propuesta total de la inversi6n quinquenal suma USS647.2 MM o 3.49. sea US$455 MM, menor que la estimada por CEPE. El Bnfasis en la inversi6n propuesta es en exploraci6n y producci6n, con 9610 el 23% para industrializaci6n, transporte y almacenamiento. A.4.1.

1 Distribuci6n del Inareso Petrolero.

3.50. El redimensionamiento del programa de inversiones de CEPE para el period0 88-92, como se puede observar en el Cuadro No. 3.10, si bien conduce a una reducci6n del monto de las inversiones previstas por CEPE en su plan quinquenal en 41%, no soluciona sin0 parcialmente el desequilibrio presupuestario de la Corporaci6n, puesto que el deficit total contin6a elevado (40%) y se mantienen 10s deficits operacionales.

Cuadro No. 3.11. SITUACION FINANCIERA DE CEPE CON PROGRAMA MINIM0 DE INVERSIONES (Millones de d6lares de 1987)

.............................................................................. R U B R O

1988

1989

1990

1991

1992

TOTAL PROMEDIO ANUAL

Ingresos Egresos Corrientes Superdvit (DBficit Operac.) Egresos de Cap. SuperAvit (DBficit total)

479 519

403 533

380 549

382 550

381 565

2025 2717

405 543

(169)

(168)

(184)

(692)

(138)

(122) (291)

(110) (278)

(122) (306)

(647) (1340)

(129) (268)

(40) (130) (154) (195)

(139) (270)

............................................................................. DE SUPERAVIT (DBficit)

%

*)

(29)

(40)

(43)

(42)

(45)

(40)

La tasa de inflaci6n del d6lar es de 3.5% por aAo.

Fuente: Grupo de Trabajo 3.51. Las alternativas de soluci6n que a continuaci6n se proponen, parten de tres tipos de consideraciones: la primera, relativa a la necesidad de encarar 10s problemas financieros de CEPE eliminando sus causas fundamentales (10s topes cambiarios y la no recuperaci6n de costos); la segunda, concerniente a la viabilidad de 10s cambios distributivos de la renta por su impacto en otros participes del ingreso y , finalmente, la consideraci6n de 10s obstdculos legales que deben ser superados. A continuaci6n se exponen estas alternativas, bajo las hip6tesis generales de producci6n de crudo, de demanda interna de derivados, de inversiones, de inflaci6n y devaluaci6n monetaria adoptadas para este estudio y de aumento de 10s precios de 10s derivados, a1 nivel que exige la Ley de Hidrocarburos. 3.52. Las alternativas de soluci6n son evaluadas con relaci6n a1 deficit de CEPE en el period0 88-92 y con relaci6n tambien a1 grado de autofinanciamiento de las inversiones, conforme se indica en el cuadro No. 3.12. En cuanto a1 impacto de estas soluciones en 10s ingresos de otros participes del ingreso petrolero, el andlisis se realiza en el Capftulo IV. 3.53. Como se puede constatar en el cuadro siguiente, si no se elevan 10s precios de 10s combustibles por lo menos a nivel de la Ley de Hidrocarburos, manteniendolos en valor real, el deficit de CEPE se elevaria a1 43% y no habrfa recursos propios para autofinanciar las inversiones. Las alternativas de soluci6n parten del caso base que incorpora el reajuste de 10s precios de 10s combustibles, y es con respecto a este caso que se comparan las alternativas.

Cuadro No. 3.12. CEPE: ALTERNATIVAS DE FINANCIAMIENTO PARA EL PERIOD0 1988 - 1992

........................................................................ ALTERNATIVA

SUPERAVIT (DEFICIT) MM US87 $

SUPERAVIT (DEFICIT)

(1453) (1340)

(43) (40)

0 0

0 0

(53)

(2)

594

92

(420)

(13)

228

35

(259)

(8)

389

60

376

43

%

AUTOFINANC. INVERSIONES MM US87 $

AUTOFINANC. INVERSIONES

........................................................................ Caso Base, Sin ajuste Precios Combustible Caso base, con ajuste de 10s combustibles Eliminaci6n de topes cambiarios Recuperaci6n costos con renta actual Recuperac.Costos + 5% Renta Petrolera Recuperac.Costos Venta Deriv.+20%Util.Deriv.

(371)

(11

%

........................................................................

F'uente:

Grupo de Trabajo.

3.54. Con esta alternativa de soluci6n, que supone que CEPE recibird 10s ingresos de las exportaciones de petr6leo crudo del Nororiente, del Consorcio CEPE-TEXACO y de las exportaciones de fuel-oil, calculados no con la paridad cambiaria de 44 y 66 sucres/d6lar, sino a1 tip0 de cambio del mercado de intervenci6n del Banco Central, prdcticamente desapareceria el deficit de CEPE, cubriendo el 92 % de las inversiones. Los ingresos con relaci6n a1 caso base se incrementarian en 1306 MM US$, con un promedio anual de 257 MM US$, a causa fundamentalmente del aumento de 10s ingresos de exportaci6n sefialados. 3.55. Esta alternativa supone que se deben reformar en el Congreso Nacional la Ley No. 138 de Vialidad Agropecuaria y la Ley 02 de aumento salarial, y modificar la Ley 08 del segundo aumento salarial. Esta soluci6n generaria, por una parte, ingresos para CEPE mds alld de 10s necesarios para mantener una sana tasa de autofinanciamiento de las inversiones (del 30 a1 40%) y, por otra, un gran impact0 negativo en el Presupuesto General del Estado. pecu~eraci6nde Costos Manteniendo las Actuales Particivaciones. 3.56. El deficit de CEPE para el period0 88-92 se reduciria a un 12 % en raz6n del increment0 de sus ingresos en 919 MM US$, principalmente por las exportaciones de crudo de fuel-oil y la venta de derivados para el mercado interno. Las inversiones serian financiadas en un 35 % . 3.57. La viabilidad de esta soluci6n implica la expedici6n de una nueva Ley, que ratifique la preeminencia de las estipulaciones de la actual Ley de Hidrocarburos (que sefiala que CEPE en todas sus

actividades debe recuperar sus costos) sobre las otras Leyes Reglamentos vigentes. No serian necesarias otras Reformas Legales.

y

3.58. Esta alternativa, sin embargo, mantendria el defect0 sustancial de que CEPE, por 16gica econ6mica, tenderia a la ineficiencia ya que sus ingresos estarian en funci6n del aumento de costo y no, de 10s efectos de 10s precios internacionales del petr6leo ni de 10s precios de 10s derivados en el mercado interno, ni de la eficiencia de su gesti6n empresarial. Recu~eraci6nde Costos mds un Porcentaie de la Renta Petrolera. 3.59. Esta alternativa, desde el punto de vista de la 16gica econ6mica interna del funcionamiento de CEPE, es sin lugar a duda la unica soluci6n a largo plazo y no solamente por 10s aspectos financieros, sino porque con ella se podrd transformar a la Corporaci6n en una verdadera empresa. 3.60. Para efectos de andlisis se ha supuesto que, a mds de la recuperaci6n de costos y eliminando todas las actuales participaciones, CEPE recibiria un 5% de la renta petrolera generada en cada una de sus actividades. El efecto en el deficit presupuestario es que Bste desciende del 40 a1 8 % . Los ingresos en el periodo aumentan en 1080 MM US$ y las inversiones serian cubiertas en un 60% porque todos 10s ingresos de la actividad empresarial mejoran. 3.61. Esta soluci6n implica ademds de las mismas medidas legales citadas, la derogatoria de aquellas relativas a las actuales participaciones de CEPE en 10s ingresos petroleros. Recu~eraci6nde Costos en la Venta de Derivados en el Mercado Interno mds un Porcentaie de Utilidad 3.62. En lo inmediato, y a fin de superar el deficit presupuestario de 1988 y disminuir 10s deficits del periodo de 1988-92, se propone como alternativa que CEPE recupere sus costos de producci6n, refinaci6n y distribuci6n de 10s derivados en el mercado interno mAs un 20% de margen de utilidad en dichas fases. Esta opci6n reduciria el deficit en el periodo a1 11% y generaria 968 MM US$ en ingresos adicionales. 3.63. Desde el punto de vista de 10s obstdculos legales no se tendria necesidad de reformas de legales, sino de la derogatoria del Reglamento a del Acuerdo la Ley s/n de la Cdmara Nacional de Representantes, Ministerial No. 440 del Ministerio de Finanzas ademds de la expedici6n de un Reglamento de Aplicaci6n del Art. 73 de la Ley de Hidrocarburos. 3.64. Como se podrd comprender, 6sta no es mAs que una soluci6n parcial que opera siempre y cuando se ajusten sistedticamente 10s precios de 10s combustibles a1 nivel sedalado en la Ley de Hidrocarburos, en el periodo 88-92.

Recomendaciones 3.65. Las alternativas de eliminaci6n del tope cambiario y de recuperaci6n de costos mAs un porcentaje de la renta, deberian

integrarse bajo un reordenamiento global de la renta petrolera, que tome en consideraci6n no solamente la situaci6n financiera de CEPE, sino tambien las prioridades de financiamiento del sector public0 en el mediano y largo plazo. Este reordenamiento resulta inevitable si se quiere permitir un desarrollo normal de CEPE y acabar con el caos de la actual distribuci6n de la renta petrolera. Su implementaci6n exigirA algunos meses de analisis, decisiones y reformas legales. 3.66. En lo inmediato se propone la tercera alternativa, que permitira superar el deficit presupuestario de 1988 y aliviar el deficit de 1989. Esta alternativa es tanto mas viable cuanto se la debe conjugar con el aumento de 10s precios de 10s combustibles recomendado para el presente aAo 1988. A.5.

Medidas Relativas a A S D ~ C ~ OInstitucionales S v Legales

3.67. En el sector petrolero se deben ejecutar tres conjuntos de reformas: ordenamiento institucional, de cardcter legal y financier0 de CEPE, gesti6n de las empresas operadoras del sector. Reordenamiento Institucional 3.68. El Ministerio de Energia y Minas deberia incorporar en forma orgdnica y permanente a1 INE, como entidad asesora en la formulaci6n de politicas energeticas normativas para CEPE e INECEL y en el seguimiento y ajuste de las mismas. Para el efecto, deberia sustituir, mediante la correspondiente reforma a la Ley de Hidrocarburos, la funci6n institucional de la comisi6n asesora de politica petrolera por la politica energetica, la participaci6n del INE, cuyo Director deberia estar presente en 10s Directories de CEPE e INECEL. Se sugiere, para efectivizar esta propuesta, que se realicen intercambios de 10s funcionarios de Planifica~i6n del INE hacia CEPE e INECEL, para fortalecer la coordinaci6n en la planificaci6n sectorial en base a un conocimiento mAs cercano de dichas instituciones. Adicionalmente se debe mejorar el status adrninistrativo y remunerativo del INE.

La DNH debe centrar su acci6n en el control tBcnico de CEPE y 3.69. de las CompaAias operadoras y desprenderse de la funci6n de auditoria econ6mica en favor de la Superintendencia de CompaAias. A1 respecto, sugerimos se modifique la Ley de CompaAias, a fin de que la Superintendencia incluya a las empresas publicas como CEPE e INECEL en su gesti6n institucional. Reformas Juridicas v Financieras 3.70. A fin de dotar a CEPE de autonomia de gesti6n administrativa y operacional, se recomienda la expedici6n de una nueva Ley de CEPE, con las siguientes caracteristicas principales: o

La gesti6n operativa, financiera y de recursos humanos de CEPE debe tener las mismas reglas que aquellos de la gesti6n del sector privado.

o

CEPE podrti crear filiales y subsidiarias conforme a las necesidades en el tiempo, para que en lo mediato, y una vez alcanzado un desarrollo gerencial y administrative adecuados, pueda transformarse en una Empresa "Holding".

o

La propiedad de las acciones debera permanecer en un 100 % en manos del Estado Ecuatoriano cuando se trate de actividades centrales como la exploraci6n, la producci6n, el transporte por En poliductos y oleoductos y la comercializaci6n externa. cuanto a otras actividades, como la distribuci6n y comercializaci6n interna de productos y la industrializaci6n de 10s mismos, deberia compartir la propiedad con capital privado nacional y extranjero, con filiales o a traves de compadias de economia mixta, asegurando asi acceso a capital y tecnologia.

o

La direcci6n de CEPE deberia equilibrar en su representatividad 10s intereses del Estado Ecuatoriano en el manejo de 10s recursos petroleros y la autonomia administrativa y operational de una empresa. Para el efecto, se sugiere que en el Directorio esten presentes delegados permanentes del Poder Ejecutivo, nombrados por la Presidencia de la Republica, antes que delegados de 10s diferentes Ministerios.

o

3.71.

CEPE deberd ser auditada peri6dicamente, conforme lo son las empresas privadas y , ademas, por la Superintendencia de Compaiiias. En la nueva Ley constitutiva de CEPE se debe incluir la 16gica

financiers de la Corporaci6n, bajo 10s siguientes lineamientos: la recuperaci6n de 10s costos en cada una de las fases de la industria y un porcentaje de la renta petrolera generada por cada actividad, en funci6n de sus caracteristicas propias. Para la fase de exploraci6n, anualmente en funci6n de 10s resultados y de 10s programas de exploraci6n, el Directorio debe asignar el fondo de reserva para la inversi6n, hasta cuando, conforme a la Ley de Hidrocarburos, comiencen a obtenerse 10s recursos del 25 % del ingreso net0 de 10s contratos de prestaci6n de servicios para la exploraci6n y explotaci6n de hidrocarburos. En cuanto a las fases de producci6n, transporte, comercializaci6n y refinaci6n, CEPE deberia entregar a1 Estado Ecuatoriano no menos del 90 % de la renta petrolera generada, bajo la forma de un impuesto a la renta.

3.72. En el perlodo 1988-92, respetando 10s compromises contractuales, CEPE debera asumir la operaci6n del Consorcio CEPE-TEXACO, la operaci6n de las refinerias Anglo y Repetrol y la operaci6n del Campo Unificado del Consorcio CEPE-CITY. Para el efecto, una vez expedida la nueva Ley de CEPE se sugiere la creaci6n de una empresa subsidiaria para la gesti6n conjunta de la producci6n de petr6leo de 10s campos del Nor y Centro Oriente. Igualmente, para el manejo de las refinerias, se deberia crear la subsidiaria respectiva. Se recomienda que en cada caso y en forma previa se preparen 10s correspondientes esquemas empresariales y 10s recursos humanos de nivel gerencial, con el apoyo organizativo de empresas estatales y de organismos internacionales que tengan experiencia en la materia.

3.73. La administracibn por parte de CEPE de las empresas de prestacibn de servicios para la explotacidn y exploracion de hidrocarburos, deberd cefiirse a las estipulaciones contractuales, e incorporar a personalidades del sector petrolero de la d s alta experiencia.

B. Energia Eldctrica: B.1. Medidas para el Subsector Electric0 3.74. La situacibn actual sdlo puede ser solucionada por la implementacidn de un conjunto consistente de medidas, algunas de las cuales deben tomarse a muy corto plazo y otras a traves de programas a mediano plazo. A continuacidn se presenta un resumen de las medidas recomendadas para el Subsector Electricidad. Plan de Ex~ansidn Reduccidn de inversiones, con las siguientes consideraciones: a) b) c) d) e)

Diferimiento del Proyeco Paute-Mazar, y en su reemplazo considerar una central termica a vapor de 125 Mw. para 1996 o 1997. Revisidn de la Proyeccidn de la Demanda. Reprogramacidn de Obras en ejecucidn. Ejecucidn de Obras previstas indispensables: Daule-Peripa, dragado, transmisidn, estudios. Reduccidn de inversiones en otras actividades. Tarifas: Fijar un nivel adecuado de Tarifas que permita cubrir costos en el corto plazo y contribuir a la inversidn en el mediano plazo. Para tal efecto se recomienda incrementar puntualmente la tarifa en bloque en 100% y la tarifa a 10s usuarios en un 40%, y luego mantenerla en valor real con incrementos periodicos que sigan a la inflacidn.

-

Reducir las perdidas de energia de las empresas electricas del 17 a1 15% en 1989-1990 y luego a1 12-13% en 1992-1993.

-

Capitalizacidn del Subsector: Es indispensable que el Gobierno realice aportes anuales de capital a INECEL, de acuerdo con las necesidades de inversidn. Eliminar el tope cambiario de S/.66.50/$ para las regalias del petrdleo. Estructuracidn del subsector: Integracidn de EMELEC a1 sector de acuerdo a la Ley y a1 contrato para evitar problemas de cartera vencida y optimizar la generacidn de energia.

-

Disminuir el nGmero de Empresas Distribuidoras a un total de 9.

As~ectosInstitucionales v Lenales

-

Cambiar el Marco Legal de INECEL, y transformarlo en una Empresa Estatal, bajo el regimen de la Superintendencias de Compaiiias, para: o o o o

Limitar la influencia del Directorio sobre la gesti6n interna. Revisar la composici6n del Directorio. Reestablecer el control sobre las Empresas Electricas. Establecer relaciones laborales uniformizadas y equilibradas.

mAs

-

Mejorar la coordinaci6n interna de INECEL y de Bste con las Empresas .

-

Implementar un programa de Relaciones Nblicas.

B.2. Plan de exvansi6n. Reducci6n de Inversiones 3.75. El Plan Maestro de Electrificaci6n requiere una actualizaci6n profunda para adaptarlo a las condiciones financieras presentes y previsibles en 10s pr6ximos afios, mediante el estudio de alternativas que reduzcan drdsticamente la inversi6n, sobre todo en el corto/mediano plazo. Podrian considerarse opciones como la disminuci6n del alcance de la cobertura y su priorizaci6n, ademds de una reducci6n razonable del grado de confiabilidad del servicio.

3.76. No parece razonable tampoco que se incluyan como alternativas de mediano plazo aprovechamientos que estdn a niveles preliminares de estudio y que, por lo mismo, casi siempre parecen mds atractivos que otros proyectos con estudios mds avanzados. Esto permitiria la optimizaci6n de 10s proyectos y la determinaci6n de la secuencia de minirno costo con mds certeza y propiedad. 3.77. En el marco del presente estudio se analiz6 un programa alternativo de expansi6n, bajo las siguientes premisas: Demanda a)

Revisibn, a la baja, de las proyecciones de demanda. La comparacidn de las proyecciones del Plan Maestro y del Plan Alternativo se presenta en el cuadro No. 3.13.

Cuadro No. 3.13.

INECEL: PLAN MAESTRO Y PLAN ALTERNATIVO PROYECCIONES DE GENERACION Y POTENCIA DE PUNTA REQUERIDAS

5650 5495

5944 5812

6241 6119

6634 6444

6967 6758

7306 7175

7659 7994 8332 7530 7851 8196

PlanMaestro 1027 1067 Plan Altern. 1021 1066

1122 1131

1175 1181

1255 1245

1310 1296

1371 1380

1434 1492 1553 1439 1496 1555

Plan Maestro 5385 PlanAltern. 5246 Potencia de punta (MWl

Fuente: INECEL y Estimaciones del Grupo de Trabajo. 3.78. La diferencia en energia es suficiente para desplazar un nuevo proyecto por cerca de medio afio. La variaci6n en demanda de punta no tiene significado. Futuras alternativas del Plan de Expansi6n a estudiar deberAn revisar a la baja las proyecciones venideras.

b) c

>

Reprogramaci6n de las obras de generaci6n en construcci6n (Paute C), dentro de 10s terminos contractuales. Construcci6n de Daule Peripa y su entrada en servicio en 1993 (igual a1 Plan Maestro)

d

Realizaci6n de la primera fase de dragado (dragado profundo) del embalse Amaluza (igual a1 Plan Maestro) y estudio de soluciones alternativas definitivas para la sedimentaci6n del Embalse Arnaluza.

e1

Diferimiento de la ejecuci6n del proyecto Mazar.

f1

Rehabilitacih, entre 1989 y 1993, de una parte del parque de generaci6n termica de las empresas distribuidoras, permitiendo diferir, por lo menos en un axio, la entrada en servicio de nuevas plantas importantes.

g)

Construcci6n de una central a vapor (125 MW) para entrar en servicio en 1996, seguida de un proyecto hidroelectrico (eventualmente S.Franciso) en 1998. La soluci6n es relativamente te6rica, por la poca informaci6n disponible sobre la factibilidad de este proyecto. Esto puede ser complementado con el estudio de otras alternativas como centrales hidroelectricas de mediano capacidad, si econ6mica y/o financieramente se justifican.

h)

Continuaci6n de 10s proyectos del Plan Maestro, aunque parezca recomendable realizar estudios tecnicos para diferir la linea PautePascuales-Prosperina (25 millones de d6lares, a precios de junio 87).

pistribuci6n (sin EMELEC) i

>

Limitaci6n de las inversiones de INECEL a1 60% de lo presupuestado en el Plan Maestro.

j

Asignaci6n a las empresas distribuidoras de un monto anual d x i m o de 20 millones de d6lares, que ya incluye las asignaciones para rehabilitaci6n del parque t6rmico.

k)

Conclusi6n de las obras de electrificaci6n rural que cuentan con financiamiento. S61o se consideraran en el futuro las obras que tienen asignaciones especificas del Gobierno o que Sean financiadas con cr6ditos blandos .

Otras inversiones. Estudios, 1)

Continuaci6n de 10s estudios que ya tienen financiamiento, de 10s cuales se destacan 10s estudios de factibilidad de 10s proyectos San Francisco, Sopladora, Coca-Codo Sinclair y Chespi ( a h sin financiamiento).

Otras ~remisas m

>

n

>

Utilizaci6n de una tasa de actualizaci6n del 10% en lugar del 8% del Plan Maestro. Utilizaci6n de costos mAs reales para 10s combustibles.

Cronoerama de Inversiones 3.79.

El Plan Alternativo originaria el siguiente flujo de inversi6n: Cuadro No. 3.14. PLAN DE EXPANSION ALTERNATIVO (Program de Inversiones 1988-1997) (millones de d6lares de junio/87)

............................................................... 96

TOTAL 97 88-92

AB0

88

89

90

91

92

93

94 95

Generaci6n Transmisi6n Distribuci6n OtrasInvers.

36 26 76 12

71 35 48 16

22 24 29 11

12 2 30 4

38 2 26 3

26 1 29 3

81 160 100 2 13 16 30 26 26 2 3 2

51 6 25 3

179 89 207 46

148

170

86

48

69

59 115 262 144

85

521

9

9

6

6

6

157

179

92

54

75

...............................................................

...............................................................

Sub Total

...............................................................

InterBs Construcc i6n

8

11

19

26

22

...............................................................

Total

67 126 221 170

107 557

...............................................................

Fuente :

Grupo de Trabajo.

36

Compardndolo con el Plan Maestro (Cuadro No. 2.20., Cap. 11), se verifica que s61o en el periodo 1988-92 el Plan Alternativo presenta una reducci6n de 416 millones de d6lares (973 millones vs. 557 millones), o sea, las inversiones se reducen a menos del 60% de su valor inicial. La reducci6n se mantiene para el periodo 1993-1997, aunque proporcionalmente sea menos importante. 3.80. El Plan Alternativo presentaria la siguiente configuraci6n de Origen y Aplicaci6n de Fondos. Cuadro No. 3.15. PLAN DE EXPANSION ALTERNATIVO (Origen y Aplicaci6n de Fondos) (millones de d6lares de junio/87)

................................................................. &O

88

89

90

91

Inversiones totales 157 179 92 54 Generaci6n int. neta -21 -82 -76 -68 Prbstamos*99 60 20 18 Deficit 79 201 148 104

*

92

93

94

95

96

97

88/92

75

67

126

221

170

107

557

-34 -12 -10 -6 28 21 72 153 81 56 64 74

-16 -33 -281 98 46 225 88 94 613

Desembolsos de prbstamos vigentes o en trdmite

3.81. Del Plan Maestro a1 Plan Alternativo, y para la evoluci6n tarifaria del presente estudio (o sea ingresos idbnticos por venta de energia) , el deficit del periodo 1988-92 pasa de 734 a 613 millones de d6lares, o sea una reducci6n de 121 millones. La generaci6n interna neta se mantiene siempre negativa durante el periodo 1988-97, mientras para el Plan Alternativo hay una fuerte reducci6n de 10s desembolsos de prbstamos (diferimiento de obras costosas). 3.82. La revisi6n del plan de expansi6n que se inicie con la revisi6n de las proyecciones de demanda, es una tarea prioritaria. Es probable que despubs de Paute C y Daule Peripa,la pr6xima central s61o serd necesaria en 1996 6 1997. El hecho de no necesitar nuevas inversiones a corto plazo permitird desarrollar a tiempo 10s estudios de factibilidad de 10s nuevos proyectos hidroelbctricos a tiempo para revisar el plan de expansi6n con las caracteristicas y costos de estos proyectos, mejor definidos. 8.3. Tarifas 3.83. El nivel de tarifas tiene que fijarse en un valor que permita cubrir 10s costos de servicio en el corto plazo y contribuir a la inversi6n en el mediano plazo. Las medidas deben incluir mecanismos que eviten el deterioro futuro de la tarifa por efectos inflacionarios y considerar una estructura diferenciada por nivel de tensi6n, hora del dia y periodo del afio del uso del servicio . 3.84. A corto plazo se debe buscar una generaci6n interna neta de fondos positiva. Esto podria lograrse de una forma paulatina, con incrementos anuales, en tbrminos reales, durante algunos afios, o de una forma rApida, por incrementos puntuales significativos. El estudio especifico de tarifas

determin6 10s costos medios globales para ventas en bloque y ventas a usuarios En sucres de 1988, estos valores son 7,5 S/kWh y 12,8S/KWh, finales . respectivamente. En base a las disposiciones vigentes hasta junio de 1988, estidbase que en este afio las empresas distribuidoras pagarian un promedio de 3,8 S/kWh para compras en bloque, y 10s usuarios finales, un promedio de 9,15 S/kWh. 3.85. Los valores anteriores ya estln desactualizadas a causa de la suspensi6n de 10s incrementos mensuales en Junio de 1988. Por otro lado, se presentan ventajas en el hecho que 10s incrementos en las tarifas electricas Sean simultlneos con 10s incrementos en 10s precios de 10s derivados de petr6leo. Se considera que el primer incremento puntual deberA tender hacia la cobertura de 10s costos de servicio, mAs la depreciaci6n y 10s cargos financieros, o sea, un incremento del 100% para las tarifas de venta en bloque y un incremento del 40% para ventas a1 usuario final. 3.86. Suponiendo que las tarifas Sean incrementadas en agosto/septiembre de 1988, 10s nuevos valores promedio deberian estar en cerca de 7,5 S/kWh para ventas en bloque y de 13 S/kWh promedio para ventas a usuario final. / ' 3.87. Estas tarifas podrian ser mantenidas en terminos reales durante un afio (lo que necesitaria incrementos peri6dicos nominales iguales a la tasa de inflacih), y a1 final de ese period0 se produciria un nuevo increment0 puntual para ajuste. A partir del segundo incremento las tarifas deberln tener un crecimiento moderado, en terminos reales, hasta contribuir con un 20-30 % de Los incrementos tarifarios deberln las inversiones del Plan de Expansi6n. provocar una disminuci6n de la tasa de crecimiento de la demanda, por lo que tambien reduciria el ritmo de construcci6n de nuevas redes de distribuci6n. 3.88. Los incrementos puntuales podrian aprovecharse para introducir el concept0 de una estructura tarifaria mAs apropiada y de acuerdo con 10s resultados esperados del estudio de costos marginales de largo plazo, o sea: a)

Diferenciar el increment0 por nivel de tensi6n,

b

Uniformizar 10s bloques tarifarios en todas las empresas distribuidoras.

3.89. Todos 10s incrementos deberln hacerse simultlneamente para tarifas de ventas en bloque y tarifas a usuarios finales. B.4. Reducci6n de Perdidas de Distribuci6n. 3.90. Las perdidas de distribuci6n deben ser reducidas a valores aceptables (alrededor del 15% en 90-91 y del 12-13% en 1992-93, promedio de las perdidas en varias empresas). Con esta finalidad, deberian iniciarse campailas de medida y de identificaci6n de las principales causas de perdidas a traves de programas 1/

Los incrementos de precio de 10s derivados aumentarAn 10s costos de operaci6n del sector electric0 en relaci6n a 10s utilizados para el estudio de tarifas, asi que habria que estimar este efecto y ailadirlo a la propuesta de aumentos de tarifas.

especificos. La secuencia de ejecuci6n de estos programas por empresa serA funci6n del valor absoluto de las perdidas.

B.5.

Ca~italizaci6ndel Subsector

3.91. El deficit financier0 total en el corto plazo no puede ser solucionado via tarifas. La no soluci6n de este problema impediria ejecutar no s61o 10s nuevos programas incluidos en el plan de expansi6n sino tarnbien terminar 10s que se encuentran en ejecuci6n. Es indispensable que el Gobierno haga aportes anuales a1 capital de INECEL, de acuerdo con las necesidades de inversih, la capacidad de endeudamiento y 10s ingresos por venta de energia. Adicionalmente, deberian eliminarse 10s topes cambiarios de S/.66.50 por d6lar de eventuales regalias asignadas por el Fondo Nacional de Electrificaci6n. Estas regalias podrian tomarse en cuenta a1 decidir del monto de 10s aportes anuales . B.6.

Estructuraci6n del Subsector

3.92. En cuanto a la estructura del subsector, es necesaria la integraci6n de EMELEC a1 mismo, de acuerdo con 10s terminos del contrato y la legislaci6n vigente, ya que las decisiones unilaterales tomadas por esta compafiia han dado origen a una deuda importante con INECEL y adicionalmente causa dificultades para optimizar la generaci6n de energia con 10s recursos disponibles (operaci6n de centrales ineficientes, y no operaci6n de centrales eficientes). B.7. As~ectosInstitucionales v Leeales - Cambio del Marco L e ~ a lde INECEL 3.93. La medida de mayor transcendencia recomendada en estos aspectos es la de cambiar el marco legal de INECEL y transformarlo en una Empresa Estatal bajo el regimen de la Superintendencia de Compafiias, de tal forma que analice su gesti6n y conjugue su funci6n social con intereses econ6micos, es decir, que busque eficiencia empresarial. Con esta medida se podrian obtener 10s siguientes beneficios:

-

Limitar la influencia de la politica coyuntural a nivel de quien tendria como responsabilidades:

-

Directorio,

Delinear las politicas que deben considerarse en el Plan Maestro de electrificaci6n. Aprobar el Plan Maestro Controlar su ejecuci6n

3.94. Revisar la composici6n, las funciones y el tipo de intervenci6n del Directorio de Inecel, de tal forma que este se institucionalice y cuente con la participaci6n de aquellas entidades que tienen intereses relacionados a 10s del subsector. Es recomendable la representantaci6n de 10s usuarios. 3.95. Restablecer el control sobre las Empresas electricas, para sistematizar la planificaci6n y controlar las inversiones.

3.96. Establecer una relaci6n laboral uniforme y mds equilibrada, que permita reestablecer la autoridad de 10s mandos medios, asi como la creaci6n de incentives que incrementen la eficiencia. 3.97. Revisar y simplificar la Ley Bdsica de Electrificaci6n y leyes conexas, elimidndose controles que no corresponden a1 funcionamiento de una compafiia an6nima ordinaria, es decir: aprobaciones y controles de entes burocrdticos, ley de licitaciones, etc. Alternativamente, se puede crear una Ley de Contrataci6n Ptiblica que tome en cuenta la magnitud y caracteristicas de las obras de electrificaci6n. Aspectos de Ornanizaci6n Interna v Relaciones Publicas de INECEL. 3.98. Se debe mejorar la coordinaci6n interna de INECEL con las Empresas, simplificando las relaciones hasta cuando se tenga el Estudio de Desarrollo Institutional que estd llevdndose a cab0 con financiamiento del Banco Mundial. 3.99. Se recomienda tambien mejorar radicalmente tanto la calidad como la oportunidad de la informaci6n econ6mica contable, mediante su sistematizaci6n no solo a nivel de INECEL sino integrdndolo con las Empresas. 3.100. Es necesario implementar un programa integrado de RELACIONES PUBLICAS que mejore la imagen del subsector, puesto que esta se presenta distorsionada ante 10s usuarios, sobre todo a traves de 10s incrementos de Tarifas, y ante el Gobierno, como un subsector exitoso, con bases econ6micas consolidadas, cuando la realidad es totalmente diferente. C.

Medidas:

Conservaci6n y Fuentes Alternas de nergia

3.101. La realizaci6n de 10s beneficios de la conservaci6n y de las fuentes alternas de energia, en favor del sistema energetico y de la economia nacional, requiere la efectiva integraci6n de su desarrollo dentro de la politica energetica nacional. 3.102. La disminuci6n de 10s subsidios a 10s energeticos convencionales, y la continuaci6n de las actividades de desarrollo por parte del INE, si bien coadyuvardn a la promoci6n de la conservaci6n y de las fuentes alternas de energia, requieren complementarse con la actualizaci6n de la politica y de la organizaci6n del sector energetico a traves de las siguientes medidas politicas. C.1. Medidas Politicas:

>

i

Actualizar 10s siguiente.

objetivos de

la politica energetics,

en la forma

-

Diversificar las fuentes y las tecnologias, a fin de lograr mayor armonia de la oferta de energia con 10s requerimientos de la demanda.

-

Incluir la protecci6n ambiental, como factor en la selecci6n de proyectos energeticos y como objetivo en la gesti6n del sector energetico.

ii)

iii)

Actualizar la legislaci6n y organizaci6n del sector energetico, a fin de permitir, cuando sea justificable la utilizaci6n de fuentes energeticas descentralizadas. Liberar a la iniciativa privada, para permitir la cogeneraci6n. Establecer mecanismos financieros Agiles (a traves de las instituciones de credit0 para el desarrollo) para inversiones en conservacidn y fuentes alternas de energia, en tanto que 10s beneficios macroecon6micos de las dos superen 10s beneficios microecon6micos. C.2. Medidas esvecificas para Dromover la conservaci6n de enereia.

Sector Industrial

-

Continuar con el prograrna de promoci6n de la conservaci6n de energia, a traves de auditorias energeticas, capacitaci6n, asesoria tecnica a1 sector industrial, etc., que el INE lleva a cab0 desde 1981. Promover el uso 6ptimo del calor de proceso en la industria y la cogeneracibn, particularmente en la industria azucarera, de papel, quimica y de vidrio. Elaborar el proyecto de reformas legales correspondientes y darle curso. Estudiar la factibilidad de sustituir productos petroleros por combustibles no comerciales (bagazo, desechos industriales, llantas viejas, residuos municipales , etc . ) y/o por fluido geotermico (parques industriales en Areas con reservorios geotermicos, no expuestos a riesgos volcAnicos, sino tomando en consideraci6n la protecci6n del medio ambiente) .

Sector Transvorte

-

Actualizar las disposiciones legales a fin de mejorar la eficiencia y utilizaci6n del parque automotor, especialmente el de carga (que es el mayor consumidor de combustibles), que presenta un factor de ocupaci6n relativamente bajo, el de transporte pliblico de pasajeros (que tiene mayor potencial de mejoramientos del consumo especifico de combustibles, por pasajero/km. ) . Reordenar el trAfico urbano, a fin de mejorar la fluidez del mismo. Estudiar detalladamente el consumo de transporte maritimo, que representa indices muy altos de carga de combustible, a fin de determinar una estrategia para el ahorro de combustibles.

Sector Residencial

-

El sector residencial urbano tiene potencial para reducci6n del consumo de electricidad, mediante el mejoramiento de la eficiencia del parque de aparatos, control de tiempo de utilizaci6n y sustituci6n por otras fuentes de energia.

-

Factibilidad de producci6n nacional, en las plantas existentes, de limparas, ventiladores, acondicionadores de aire, refrigeradores, estufas, bombas de calor, etc., de equipos con mejores eficiencias que las actuales. C.3. Medidas es~ecificasDara promover las fuentes alternas de energia.

Enernia Solar

-

Utilizar cuando sea posible y rentable, sistemas solares de calentamiento de agua, en proyectos auspiciados o construidos por el sector publico. Considerar sistemas fotovoltiicos, en instalaciones de comunicaciones (IETEL) y de Salud (IEOS), en lugares remotos.

-

Elaborar manuales de disefio aplicando energia solar pasiva (INE), en coordinaci6n con la Agencia Habitat de las Naciones Unidas.

-

Capacitar a profesionales de la construcci6n en forma ciclica, en la aplicaci6n de energia solar pasiva (INE).

-

Asesorar a las entidades seccionales, encargadas del desarrollo urbano de la aplicaci6n de la energia solar pasiva (INE).

-

Continuar mejorando 10s secadores para granos, madera y pescado (INE).

Minicentrales Hidriulicas

-

Programar la ejecuci6n de minicentrales ya identificadas utilizando tecnologia nacional (INECEL-INE), previa su evaluaci6n econ6mica.

-

Ampliar el conocimiento del potencial de las microcentrales hidriulicas

Geotermia: Comvletar 10s estudios de factibilidad iniciados

-

Proyecto de Baja Entalpia en el Valle de 10s Chillos (INE). Caso de tener resultados favorables, considerar la factibilidad de un parque industrial.

-

Proyecto binacional (con Colombia) de alta entalpia (INECEL).

-

Ampliar el estudio del potencial geotermico (INECEL

-

INE POLITECNICAS).

Biomasa

-

Coordinar (INE - Ministerio de Agricultura) un programa de incentives, para plantaciones forestales en Chimborazo, Cotopaxi, Tungurahua, Bolivar, Loja, (provincias con mayores deficits de lefia) . Aparte del recurso industrial, se aumenta el suministro de lefia para usuarios residenciales y otros.

-

Promover la capacitaci6n en administraci6n de bosques.

-

Identificar proyectos de protecci6n ambiental con generaci6n de energia, tales como:

Tratamiento de aguas servidas, utilizando tanques Imhoff. Procesamiento de Tratamiento de basura s6lida y desechos de camales y otras industrias. generaci6n de calor, etc.

IMPACT0 DE LAS MEDIDAS ESTUDIADAS Y PROPUESTAS 4.1. Este capitulo trata de analizar el impacto de las medidas propuestas sobre 10s principales indicadores econ6micos como el PIB, la Balanza de Pagos, las Finanzas Wblicas y el nivel de precios internos. Los efectos de las medidas propuestas, especialmente de precios y de modificaciones institucionales (como distribuci6n de 10s ingresos petroleros) sobre las empresas del sector han sido calculadas y se mencionan en el capitulo 111, a1 igual que ciertos efectos sobre el P.G.E. 4.2. Se resume a continuaci6n las principales conclusiones a que se llega sobre el efecto de las medidas propuestas. Considerando las hip6tesis optimistas de aumento de las exportaciones no petroleras, de reducci6n del gasto en consumo no productivo y de un importante crecimiento del coeficiente de inversi6n, se ha calculado que el crecimiento del PIB para 10s cuatro escenarios fluctuard entre 3.8% y 2.1% en el periodo 19881995. Unicamente 10s dos primeros evitarian un empobrecimiento paulatino de la poblaci6n, ya que la tasa de crecimiento demogrdfico del Ecuador en 10s pr6ximos afios se estima en mAs del 2.6% anual. En estas circunstancias, la economia se desenvolveria en un entorno de recesi6n y alta inflaci6n. ii)

Los resultados en terminos del crecimiento de la economia, demuestran la elevada incidencia del sector petrolero a trav6s del volumen y precios de exportaci6n de este recurso.

iii) Tanto el reajuste de precios de 10s derivados como el carnbio de su estructura apuntarian a incrementar 10s saldos exportables de petr6le0, por la reducci6n del consumo y del contrabando y por la ampliaci6n de las inversiones a que darian lugar 10s ingresos adicionales. iv)

La elevaci6n de 10s precios de combustibles tendria un efecto inflacionario inferior a lo que generalmente se piensa. Econom6tricamente el impacto no deberia ser superior a 3.6% para un aumento del 100%. La cifra rial podria ser algo superior, por aspectos psicol6gicos y especulativos. Este aspect0 podria ser atenuado a nivel del consumidor a trav6s de medidas monetarias y controles adecuados. Se podria tambi6n utilizar un 15 - 20% de 10s ingresos adicionales para subvencionar el transporte de pasajeros y otros factores de tip0 social que sirvan para paliar el impacto sobre 10s sectores de la poblaci6n menos favorecida.

v)

Las exportaciones fisicas de petr6leo disminuirian entre 1988 y 1995, debido a1 agotamiento de las reservas, a las restricciones tecnicas de explotaci6n y a1 aumento de la demanda interna. Para el escenario alto, la caida corresponde a un tasa media anual de 6.6% y para el escenario bajo la caida es de 9.8% por afio.

vi)

Esta situaci6n exige racionalizar las inversiones de CEPE privilegiando las de exploraci6n y las de desarrollo de campos de retorno inmediato. Esto permitiria incrementar 10s saldos de exportaci6n de petr6leo a corto plazo. La inversi6n de alto riesgo debe ser llevada a cab0 por compafifas extranjeras.

vii) Las dos hip6tesis de precios internacionales y las proyecciones de exportaci6n de crudo (y equivalente) en valores monetarios corrientes, muestran tasas que van desde el 2.6% para el Escenario Alto, hasta el -2.0% para el Escenario Bajo. A1 considerarse una inflaci6n media anual de 3.5% para el d6lar, se observa que en todos 10s escenarios existe una disminuci6n real del valor de las exportaciones petroleras. viii) Las perspectivas poco alentadoras de ingresos por concept0 de exportaciones de hidrocarburos, exigen que las exportaciones no petroleras Sean incentivadas para compensar a futuro la disminuci6n de saldos exportables de crudo, que tienden a desaparecer hacia fines de la dkcada de 10s 90. ix)

Para 10s escenarios indicados, el saldo de la Balanza Comercial sera similar a la de 10s ultimos afios, con un pequeiio crecimiento en d6lares corrientes per0 con una disminuci6n en terminos reales. Por esto es necesario incentivar la entrada de capital externo.

x)

En esta medida, la racionalizaci6n del consumo tanto public0 como privado es fundamental, a1 igual que la priorizaci6n de inversiones, que tienda a canalizarlas hacia otras actividades de exportaci6n que a mediano y largo plazo se constituyan en fuentes alternativas de generaci6n de divisas.

xi)

Tanto el deficit del Presupuesto del Sector Pliblico como 10s de CEPE e INECEL, pueden ser disminuidos mediante un alza de 10s precios de 10s derivados y de las tarifas electricas, asf como de una revisi6n y priorizaci6n de las inversiones.

xii) Vista la importancia de las exportaciones petroleras, la atenuacidn del consumo interno de productos petroleros, debe promoverse tambien creando un fondo para inversiones en conservaci6n de energfa. xiii)

Debido a su menor penetraci6n en 10s sectores productivos y presupuestos familiares, la elevaci6n de las tarifas electricas provoca un efecto inflacionario menor. La incidencia de la energfa elkctrica como insumo de la producci6n, incluso en ramas que usan electricidad intensivamente, como la industria del cemento, no sobrepasa del 3% del costo total de producci6n. El aumento de tarifas elkctricas, si bien no produce 10s efectos econ6micos indicados para el caso de 10s derivados de petr6le0, permite disminuir la demanda futura y reducir, por lo tanto, las inversiones y 10s requerimientos de divisas.

xiv) Los niveles de inflaci6n prevalecientes en la economfa y sus tendencias, exigen que las revisiones de precios Sean realizadas a 10s niveles recomendados en forma inmediata y sostenidos en terminos reales. Una revisi6n a niveles inferiores y no en su oportunidad, serfa afectada por la inflaci6n y requerirfa de aumentos posteriores dristicos para compensar este efecto, con costos econ6micos y sociales mucho mds elevados. xv)

La gran incidencia del tip0 de carnbio en la actividad econ6mica, en las finanzas de CEPE, INECEL, Presupuesto del Sector Ptiblico, Balanza de Pagos, etc., exige que la politica cambiaria sea cuidadosamente manejada. El esquema actual genera grandes distorsiones, raz6n por la cual esta polftica deberi ser revisada de tal manera que se mantenga un tipo de carnbio real mas 6 menos constante que facilite en forma transparente las decisiones de inversih, importaci6n y exportacih, elimidndose tambien 10s topes cambiarios artificiales. . A.

IMPACTOS EN LOS INDICADORES ECONOMICOS

4.3. Mediante alteraciones en la estructura de las matrices de insumo-producto,se han calculado 10s impactos que variaciones marginales de diversos parimetros provocan en 10s principales indicadores econ6micos (PIB y Valor Agregado). Se supone que las exportaciones petroleras constituyen la principal variable explicativa del comportamiento del PIB a corto y mediano plazo. A.1.

Imvacto del Aumento de las Exvortaciones de Crudo.

4.4.

Con la estructura econ6mica actual (relaciones intersectoriales de 1986), un aumento del 10% en las exportaciones de petr6leo representa un increment0 del 1,l % en el PIB y en el Valor Agregado de la economfa. Por otra parte , una disminucion del 10% en la demanda interna de derivados provocada por una elevaci6n de 10s precios internos u otras medidas de conservaci6n energetica, produce una disminuci6n de la actividad econ6mica que causa una reducci6n de 0,1% en el PIB. Por lo tanto, por cada 10% de aumento de la exportaci6n de combustibles (lo que requerirfa un corte de aproximadamente 20% en el consumo interno) se obtiene un aumento net0 de cerca de 1% en el PIB o VA del pals. / '

1/

Un aumento de 10s precios de 10s derivados de 100% a 150% podria causar una disminuci6n importante en el contrabando y una reducci6n del 10% en el consumo interno, y por ende un aumento de exportaci6n de cerca del lo%, lo que podria causar un aumento del 1% en el PIB.

A.2.

Imvacto de Reducci6n de la Demanda Electrica.

4.5. En las mismas bases anteriores, una disminuci6n del consumo electric0 en 10% provoca una disminuci6n pequeiia del PIB (0,01%) y un ahorro un poco mayor de divisas (0,02%). Debe considerarse, sin embargo, que existe una economia indirecta de divisas de gran magnitud a1 disminuir la demanda electrica por reducci6n del plan de construcci6n de nuevas obras, el cual tiene una importante componente importada. AdemAs, esto contribuiria a canalizar importantes recursos financieros hacia el subsector electric0 con reducciones importantes en el deficit de INECEL y por tanto, menor necesidad de subsidio por parte del P.G.E. (y menor crecimiento de la oferta monetaria). Lo anterior, y la importancia de las inversiones que pueden ser reducidas, muestran la conveniencia de tomar medidas para la conser-vaci6n de la energia electrica mediante la fijaci6n de tarifas que eviten el desperdicio, disminuci6n de las perdidas (tecnicas y de consumo ilicito), aumento en 10s rendimientos de equipos de uso final, etc.. A.3.

Imvacto sobre la Inflaci6n

4.6. En base a las estructuras de producci6n y consumos ha calculado, en 10s cuadros, el impacto provocado por el precios de derivados y tarifas electricas en la inflaci6n producci6n bruta y consumidor final. Las estructuras corresponden a1 aiio 1986, y son las siguientes:

finales, se aumento de a nivel de utilizadas

Cuadro No. 4.1. ESTRUCTURA DE CONSUMO INTERNO Y DEMANDA FINAL DE ENERGIA PORCENTAJE MEDIO DE CONSUMOS DE ENERGIA EN LA PRODUCCION Y DEMANDA FINAL

.............................................................. SECTORES PRODUCTIVOS

CONSUMO INTERMEDIO

DEMANDA FINAL

.............................................................. Agropecuaria Petrbleo+Gas Refinaci6n Miner ia Industria Alimenticia Metal-MecBnica Industria Manufacturera Electricidad Construcci6n Transporte Ser-vicios

4,2 1,6 9,o 0,4 20,9 6,4 16,2 1,9 7,4 5,7 26,32

.............................................................

TOTAL

100,O

7,9 10,8 1,8 0,1 18,3 7,6 13,7 1,4 7,3 5,7 5,4

100,O

.............................................................

Fuente:

Cuentas Nacionales. Banco Central del Ecuador.

4.7. En forma aproximada 10s costos de oportunidad de 10s derivados son 250% superiores a 10s actuales precios de mercado. En el cuadro siguiente se muestran 10s incrementos de 10s costos de producci6n en 10s sectores para alzas de 100 y 250% en 10s precios actuales. Como se comprueba, la mayor incidencia, aparte del consumo propio del sector (como en refinaci6n de petr6leo), se presenta en 10s sectores Electricidad (generaci6n termica) y Transporte (gasolina y diesel). Cuadro No. 4.2. IMPACT0 DE LA ELEVACION DEL PRECIO DE IDS COMBUSTIBLES EN IDS COSTOS DE PRODUCCION (PORCENTAJES )

................................................................ SECTORES

ALZA DE 100%

ALZA DE 250%

................................................................

Agropecuaria Petr6leo+Gas Ref inac i6n Mineria Industria Alimenticia Metal-MecAnica Industria Manufacturera Electricidad Construcci6n Transporte Servicios

0,8 0,1 24,56 1,8 0,5 0,7 0,5 17,64 0,7 10,72 O,5

2,o 0,2 61,2 4,6 1,2 1,7 1,3 44,O 1,9 26,8 1,2

................................................................ - Inflaci6n Producci6n: 3,6 9,o - Inflaci6n Consumo Final: 3,1 7,8 ................................................................

Fuente:

Grupo de Trabajo e INE.

4.8. En forma similar, para el subsector Electricidad la inflaci6n de costos de producci6n y para el consumidor final se indica en el cuadro No. 4.3. Como se observa, la mayor influencia se presenta en 10s sectores Mineria y Servicios. Sin embargo, la incidencia es pequefia en general.

Cuadro No. 4.3. IMPACT0 DE LA ELEVACION DE LAS TARIFAS ELECTRICAS EN LOS COSTOS DE PRODUCCION (PORCENTAJE)

................................................................ SECTORES

ALZA DE 100%

ALZA DE 250%

................................................................ Agropecuaria Petr6leo+Gas Refinaci6n Miner ia Industria Alimenticia Metal-MecAnica Industria Manufacturera Electricidad Construcci6n Transporte Servicios

0,lO 0,lO 0,04 1,17 0,49 0,52 0,37 10,31 0,17 0,03 1,12

............................................................. - Inflaci6n Producci6n: 0,80 0,60 - Inflaci6n Consumo Final:

0,20 0,21 0,08 2,33 0,99 1,03 0,74 20,61 0,35 0,06 2,23 1,40 0,70

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - , - - - -

Fuente: Grupo de Trabajo e INE.

A.4.

Efecto de la reestimaci6n de reservas v de 10s cambios de precios sobre ~roducci6n~etrolera, consumo interno v ex~ortaciones.

4.9. Las implicaciones en terminos de duraci6n de las reservas de petr6leo y de las reestimaciones de reservas hechas en este estudio, son 10s cAlculos oficiales determinan una relaci6n que mientras reservas/producci6n de casi 14 afios, tomando como base una producci6n diaria de 310.000 bls., las estimaciones de este estudio dan como resultado 9.5 atios. Es decir, se acorta la duraci6n de las reservas en 4.5 aAos. 4.10. Para analizar 10s efectos de esta reestimaci611, se han estudiado tres escenarios de descubrimiento de reservas, uno bajo, uno mediano (el caso esperado) y uno optimista. Los escenarios se describen a continuaci6n. Escenario Baio (Pesimista) 4.11. Se ha considerado que las cifras de reservas son las oficiales, excepto para 10s campos Shushufindi-Aguarico y Sacha, en las cuales no se han considerado las supuestas reservas secundarias estimadas a incorporarse por la inyecci6n de agua para mantenimiento de presi6n.

-

A partir de 1990 se incorporarian 9 campos con una tasa de producci6n equivalente a1 50% de la producci6n esperada en el escenario medio. La producci6n total en 1988 representa el 95% de la del escenario medio (esperado) y declina paulatinamente hasta llegar a1 aAo 1997, con 169 mil BPD.

Escenario Medio (Esverado) 4.12. Las reservas utilizadas son las oficiales, except0 en Shushufindi-Aguarico y Sacha, a las que se han descontado por ajustes, 349 y 123 millones de barriles, respectivamente, por considerarse que las cifras de reservas oficiales no tienen suficiente sustento t6cnico. De alli que, en las proyecciones se incorporaran 229.5 millones de barriles para Shushufindi-Aguarico y 74.2 millones de barriles para Sacha. Estos volhenes se consideran factibles de recuperar a futuro, si se hacen las debidas inversiones y si el comportamiento de 10s yacimientos va acorde con las proyecciones de produccidn. Las inversiones mds importantes que deben efectuarse son en levantamiento artificial, en pozos de relleno, desarrollo y en instalaciones de produccidn para 10s campos nuevos.

-

La produccidn de 1988 es aquella estimada por la DNH y sigue el comportamiento real de 10s campos durante enero a junio de 1988, a excepcidn de Shushufindi-Aguarico y Libertador, que tienen sus producciones estabilizadas hasta 1991. En este escenario prdcticamente todos 10s demds campos declinan su produccidn.

Escenario Alto (O~timista) 4.13. En 10s campos de CEPE actualmente en produccidn las reservas probadas a1 futuro aurnentarian en 78.9 millones de barriles , m8s 36.7 millones de barriles resultantes de la incorporacidn de cuatro campos (Primavera, Curaray, Balsaura y Tiputini), y 556.7 millones de barriles de resultar positivos 10s prospectos de otros 9 bloques del Oriente, no considerados en el escenario medio.

-

Este escenario requiere de mayores inversiones en el desarrollo de pozos, instalaciones de produccidn, exploracidn e incorporacidn de campos .

4.14. Difiere del escenario anterior por cuanto se consideran mayores periodos estables para la producci6n de 10s campos Shushufindi-Aguarico, Auca, Dureno-Guanta, Sansahuari y Tetete-Tapi y un aumento de 5 mil BPD en Libertador. En este escenario se incorporardn otros 17 campos que aportarian hasta 71 mil BPD, y la produccidn de 9 bloques que afiadirian hasta 120 mil bld., con lo que se alcanzaria una producci6n mdxima de 347.1 mil BPD en 1994. Este escenario fue utilizado para determinar el programa de inversiones recomendado para CEPE en el quinquenio 1988-92.

Cuadro No. 4.4. ESCENARIOS DE PRODUCCION Y RESERVAS REMANENTES

............................................................................... Ados

ESCENARIO BAJO ESCENARIO MEDIO ESCENARIO ALTO PROD. RES.S. PROD. RES .R. PROD. RES .R. (MBPD) (W) (MBPD) (W) (MBPD) (W)

Fuente:

Estimaciones del Grupo de Trabajo. A.5.

Evaluacidn de 10s Tres Escenarios

4.15. Comparando las proyecciones del escenario medio con las otras alternativas , se aprecia que bajo el escenario pesimista, la produccidn diaria disminuye en casi 6000 bls. en 1988, 40000 en 1995 y 60000 en el ado 2000. La alternativa optimista preve una produccidn igual para 1988, 109.000 d s en 1995 y 120.000 mAs en el ado 2000.

B. DEMANDA DE DERIVADOS Y SALDOS EXPORTABLES DE PETROLEO 4.16. Partiendo de 10s volumenes de reservas remanentes de petrdleo calculados y de las proyecciones de produccidn bajo el escenario medio (o esperado) a continuaci6n se determinan 10s saldos exportables de petrdleo y derivados, teniendo como base las previsiones de demanda interna estimadas por CEPE y por el INE. Demanda Alta

(A)

4.17. Para la proyeccidn de 10s saldos exportables, esta estimacidn utiliza la demanda de derivados de petrdleo estimada por CEPE que, partiendo de 33.1 millones de barriles en 1988, preve una tasa de crecimiento anual promedio del 4.3% entre 1988 y 1995. (Ver cuadro No. 4.2).

Cuadro No. 4.5.

PROYECCION DE PRODUCCION, CONSUMO Y EXPORTACION DE PETROLEO HILLONES DE BARRILES (DEMANDA CEPE)

............................................................... C O N C E P T 0

1988

1989

1990

1991

1992

1995

113 37 7 4 43 70 74

114 38 7 4 45 69 73

111 40 7 5 47 64 69

106 41 7 5 48 58 63

104 42 9 6 51 53 59

86 46 7 7 52 34 41

...............................................................

Total Producci6n Cargas a Refineria Importaci6n en Crudo Eq. Exportaci6n en Crudo Eq. Total Consumo Interno Exportaciones Crudo TotalExportacionesCrudo

...............................................................

Fuente: CEPE y estimaciones del Grupo de Trabajo del B.M. 4.18. A1 afio 1995, el volumen de las exportaciones de petr6leo representa un 55% de las correspondientes a 1988, situaci6n que evidencia la disminuci6n del ingreso de divisas, que incidiri negativamente en el financiamiento y crecimiento de la economia. 4.19. Esta disminuci6n del saldo exportable de crudo y derivados, que durante el period0 1988-1992 promedia -8% anual, obedece a la reducci6n de producci6n (-3.7%) por una parte, y a1 increment0 de la demanda de derivados antes sefialada, por otra. Demanda Bai a

(B)

4.20. Esta estimaci6n de 10s saldos exportables utiliza la proyecci6n de demanda interna de derivados del INE, que estima una tasa de crecimiento anual promedio del 3.7%, partiendo del 27.8 MM c/afio de barriles en 1988, es decir, un 16% menor a la estimaci6n de CEPE para dicho afio. (Ver cuadro No.4.6.)

Cuadro No. 4.6.

PROYECCION DE PRODUCCION, CONSUMO Y EXPORTACION DE PETROLEO MILUINBS DE BARRILES (DEMANDA INE)

................................................................ C O N C E P T 0

1988

1989

1990

113 37 2 9 38 75 84

114 38 1 8 39 75 83

111 40 0 9 40 71 80

1991

1992

1995

106 41 0 10 41 65 75

104 42 0 11 43 62 73

86 46 2 15 47 39 55

................................................................ Total Producci6n Cargas a Refinaci6n Importaci6n en Crudo Eq. Exportaci6n en Crudo Eq. Total Consumo Interno Exportaciones crudo Total Exportaciones Crudo

'

.................................................................

Fuente:

CEPE y estimaciones del Grupo de Trabajo

.

4.21. Las exportaciones de petr6leo y derivados para 1995 equivalen a1 65% de las que se preveen para 1988, lo cual implica que entre 1988 y 1992 se reduciria el saldo exportable en 29 Millones de barriles. 4.22. En este escenario, la reducci6n promedio anual del saldo exportable es del 5.8%, en contraste con el 8% de disminuci6n del escenario anterior. 4.23. En resumen, mientras en el escenario (A) el saldo exportable promedio es de 61 Millones de barriles entre 1988-1995, en el escenario (B) sube a 73 mill ones,^ arroja una diferencia del 20% a favor de este liltimo. Como se indic6, esto se explica por la diferencia en valor absoluto de la demanda para el ado 1988 entre las estimaciones de CEPE y del INE y por las diferentes tasas de crecimiento durante el periodo. Las diferencias en el consumo base (1988) se explican porque CEPE se basa en ventas de productos (incluyendo asi exportaciones ilicitas) mientras el INE estima estas ventas ilicitas y las excluye. De hecho el consumo base estimado por CEPE es mAs justificable per0 en el futuro, con cambios importantes en las politicas de precio, el contrabando podria seriamente disminuir y la proyecci6n del INE podria resultar mAs exacta. De esta forma, la proyecci6n del INE podria considerarse como si tomara en cuenta el efecto de la elasticidad-precio sobre el consumo interno (que no se realiza por falta de estimaciones confiables de elasticidad a mediano plazo) . B.1.

Precios de Ex~ortaci6ndel Petr6leo

4.24. Los impactos econ6micos que provocarian las elevaciones de precios mundiales de petr6le0, se han estimado en base a las relaciones inter-sectoriales y a la estructura de la demanda agregada del ado 1986. El cdlculo se ha realizado para las dos estimaciones de exportaciones de petr6leo considerando las dos hip6tesis de precios internacionales, que aparecen en el siguiente cuadro.

Cuadro No.4.7.

ESCENARIOS DE EXPORTACION Y PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO

................................................ EXPORTACION PRECIO (millones de barriles) (d6lares corrientes por barril )

................................................ AfiOS

ALTA

BAJA

ALTO

BAJO

................................................ Fuente:

Grupo de Trabajo.

B.2.

Crecimiento del PIB

4.25. Para medir el impacto de las proyecciones de exportaci6n del petr6leo a nivel del PIB, ha sido necesario hacer 10s siguientes supuestos: Las exportaciones no petroleras (tradicionales y nuevas) se han 4.26. hist6rica y a la necesidad de proyectado en base a la tendencia compensar en parte la caida de las exportaciones petroleras en t6rminos de volumen y precio. Para el efecto se ha considerado que su valor creceria a una tasa anual promedio del 4.6% en d6lares corrientes. 4.27. En cuanto a 10s otros componentes de la Demanda Agregada Final, donde se observa que durante 10s liltimos afios se ha acentuado en la economia una tendencia hacia el aumento del consumo final, especialmente del sector privado, en detriment0 de la inversi6n (Formaci6n Bruta del Capital), se ha previsto que esta situaci6n deberd ser modificada. En primer lugar, por las propias inversiones comprometidas en el sector petrolero, derivadas de 10s contratos de prestaci6n de servicios y, en segundo lugar, porque el nivel de capitalizaci6n de la economia prevaleciente es muy bajo, frente a lo cual el Gobierno deberd hacer esfuerzos para incrementar la inversi6n. 4.28. En tkrminos relativos a la Demanda Final Total se ha previsto que el consumo reduce su participaci6n desde 67.1% en 1988 a 64.7% en 1995, y que la inversi6n aumenta del 14.8% a1 21.2% para 10s afios citados .

4.29. Partiendo de la matriz de insumo-product0 de 1986, y de 10s escenarios de exportaci6n y precios del petr6leo antes indicados, las tasas de crecimiento del PIB estimadas para el period0 1988-1995 son las siguientes. Se estima que el volumen de exportaci6n serd probablemente el alto y las tasas de crecimiento mils probables serian 3.8% y 3.3%. CRECIMIENTO DEL PIB (a precios de 1975) EXPORTACION/PRECIO Alta-Alto Alta-Bajo Baja-Alto Baja-Bajo B.3.

TCA (%) 3.8 3.3 2.5 2.1

Saldo de la Balanza Comercial

La tasa de crecimiento acumulativa anual del saldo de la 4.30. Balanza Comercial varia entre 3.1% y 1.87% para 10s escenarios alta-alto y baja-bajo, respectivamente, como se observa en el Cuadro 4.8. Cuadro

No. 4.8.

SALDO DE LA BALANZA COMERCIAL (mil millones de d6lares)

................................................................ AROS

EXP.PRECI0 ALTA-ALTO

EXP.PRECI0 ALTA-BAJO

Ei;?.PRECIO BAJA - ALTO

EXP.PRECI0 BAJA - ALTO

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

1.55 1.66 1.79 1.86 1.97 2.11 2.04 1.99

1.55 1.61 1.69 1.77 1.88 1.97 2.00 1.93

1.47 1.56 1.69 1.73 1.80 1.88 1.80 1.72

1.48 1.52 1.60 1.65 1.72 1.77 1.77 1.68

TCA (%)

3.61

3.12

2.30

1.87

................................................................

................................................................

................................................................

F'uente: Grupo de Trabajo.

B.4. Imvacto de las medidas institucionales, legales v de precios sobre las finanzas de las empresas sectoriales, el Presupuesto General del Estado Y otras instituciones publicas. Hidrocarburos 4.31. En el capitulo 11, se puntualiz6 que la situaci6n financiera de CEPE proyectada conforme a1 Plan Quinquenal y sobre la base de ninguna modificaci6n en sus ingresos, a1 igual que en sus gastos e inversiones, determinaba un deficit acumulado de 1900 millones de d6lares para el period0 1988-1992. Frente a esta realidad econ6micamente insostenible , a continuaci6n se evaluan 10s resultados de las diferentes medidas propuestas en el capitulo I11 para mejorar la situaci6n financiera de la Corporaci6n y corregir las distorsiones econ6micas que genera la actual estructura de precios, la distribuci6n de 10s ingresos brutos provenientes de la actividad petrolera (Renta Petrolera) y el plan de inversiones. Precio de 10s derivados a1 costo de reemvlazo

(0~ci6nRecomendada)

4.32. El resultado de una modificaci6n en el nivel de precio de 10s derivados, de acuerdo a1 costo de reemplazo, generaria ingresos adicionales de US$ 6.3/B1. en promedio , tomando como referencia la diferencia con el precio de la Ley de Hidrocarburos (opci6n baja). Esto implicaria que 10s ingresos anuales adicionales que recibiria el Estado, fluctuarian entre 250 y 296 millones de d6lares, partiendo de las proyecciones del consumo interno por el INE y CEPE, respectivamente. La alternativa planteada sobre la base del costo internacional del petr6leo (opci6n alta), daria lugar a ingresos adicionales, equivalentes a aproximadamente el doble de 10s resultantes de la anterior medida recomendada. Cambio en la estructura relativa de precios: 4.33. La nueva estructura de precios, posibilitaria eliminar las distorsiones existentes en terminos de propensi6n a1 consumo entre 10s diferentes derivados y parte de 10s subsidios a1 consumo de diesel y GLP. Podria ayudar a aumentar la eficiencia en el uso de 10s derivados. Reforma del Sistema de Distribuci6n de 10s Ingresos Petroleros 4.34. El anilisis cuantitativo de las diversas alternativas de soluci6n financiera para CEPE, el nivel de su deficit presupuestario y del grado de autofinanciamiento de sus inversiones, fueron analizados en el Capitulo 111. 4.35. En cuanto a1 impacto de las diferentes alternativas en la distribuci6n del ingreso petrolero, se observa que el ajuste de precios de 10s derivados de petr6leo implica un aumento de 1974 millones de d6lares para el PGE y , de 104 millones de d6lares para CEPE, mientras 10s demis participes mantienen la misma asignaci6n.

4.36. La propuesta de recuperaci6n de costos mas un porcentaje de la renta (5%), determina que se afecta esencialmente la participacidn del PGE y de CEPE. Como se observa en el cuadro 4.1 en lugar de trasladarse todo el aumento derivado del alza de precios de 10s hidrocarburos a1 PGE (USS1974 millones), se destinan solamente 1159 millones de dblares. La diferencia, 815 millones de ddlares, se canaliza a CEPE. Bajo esta alternativa 10s ingresos de 10s demas participes practicamente no varian.

La alternativa a corto plazo, inmediata, implica variaciones 4.37. solamente en la renta del PGE y de CEPE, con un monto igual de 1967 millones de d6lares. Contrariamente a lo que se Cree, reestructurar en profundidad la distribucidn de la Renta Petrolera implica redistribuir 10s ingresos solamente entre dos participes: el PGE y CEPE. Las varias alternativas y sus efectos sobre 10s ingresos del PGE, de CEPE, de las FF.AA. y de 10s otros participes se presentan en el cuadro siguiente. Cuadro No. 4.9. IMPACT0 DE LAS ALTERNATIVAS EN LA DISTRIBUCION DEL INGRESO PETROLERO (Periodo 1988-92) (Millones de US$ de 1987)

................................................................. ALTERNATIVA

PGE

CEPE

FFAA CIAS. IMP. OTROS INECEL TOTAL

.................................................................

Caso Base, Sin 3668 541 Ajuste , Precios Combustibles Caso Base, con 5642 645 ajuste precios combustibles Eliminaci6nde 3208 1931 Topes Cambiarios Recuperaci611, 4827 1725 Costos+5% Renta Petrolera Recuperaci6n 4675 1613 Costos, Venta Derivados+20% de utilidades

823 759

278

194

52

6315

823

759

278

194

52

8395

969

759

278

857

343

8395

802

759

278

251

52

8395

823

759

278

194

52

8395

.................................................................

Fuente:

Grupo de Trabajo.

Priorizaci6n de Inversiones 4.38. La racionalizaci6n del programa de inversiones para el periodo 1988-1992, de acuerdo a la propuesta hecha en este Estudio, implica una reducci6n de las mismas, de 455 millones de d6lares de 1987. El deficit financier0 de CEPE, en dicho periodo consecuentemente se reduce de 1790 millones de ddlares a 1340, lo cual complementaria positivamente a las otras medidas planteadas,

4.39. Como se aprecia en el cuadro siguiente, la propuesta de racionalizaci6n de las inversiones las ha orientado hacia una mayor actividad exploratoria y de producci6n, cuyo objetivo es descubrir e incorporar nuevas reservas a la producci6n de petr6leo.

Cuadro No.4.10. CEPE:

PROGRAMA DE INVERSIONES 1988-1992. (Millones de d6lares de 1987)

................................................................ PLAN DE CEPE

PROPUESTO

DIFERENCIA

................................................................ Exploraci6n 81 114.4 + 30.4 Producci6n 259 340.1 + 81.1 Industrializ. Transp. y A. C0mb.y Serv.C.

411 296 55

45.3 101.6 48.8

-365.7 -194.4 - 6.2

1102

647.2

-454.8

................................................................

TOTAL

................................................................

Fuente: CEPE y Grupo de Trabajo. B.5.

Im~actosde las Medidas Recomendadas en el Subsector Electricidad

4.40. Como se habia sefialado anteriormente, de acuerdo a1 Plan Maestro de Electrificaci6n, que considera incrementos tarifarios mensuales (2% en bloque y 3% a usuarios finales), el deficit estimado para el period0 1988-1992, es de 734 millones de d6lares a precios de junio de 1987, considerando desembolsos de credit0 externo de 414 millones de d6lares. Frente a esta realidad y a la propia situaci6n de la economia del pais, a continuaci6n se examinan 10s impactos econ6micos de las medidas sugeridas en el presente estudio. Aiuste de Tarifas 4.41. Se han recomendado incrementos puntuales del 100% para las tarifas de venta en bloque de energia y de un 40% para ventas a1 usuario final. Como alternativa, podria tambien considerarse la opci6n de un increment0 real (es decir, por encima de la tasa de inflaci6n) del 1% por mes . Reducci6n de Perdidas. Reduccidn de Inversiones. Reneeociaci6n de la deuda. Eliminaci6n (o Revisi6n) de 10s toDes cambiarios, 4.42. Todas estas medidas han sido analizadas y tienen efectos que recaen esencialmente sobre INECEL y, en menor grado, sobre las Empresas Electricas. En breve estas medidas permitirian eliminar el deficit operacional de INECEL hacia 1991. Estas medidas,incluyendo 10s resultados de la aplicaci6n de las tarifas correctivas, que reducen 10s deficits anuales, producen 10s resultados sefialados en el Cuadro

Cuadro No. 4.11.

SECTOR ELECTRIC0 BALANCE FINAL CON INGRESOS ADICIONALES (Millones de dblares de junio/87)

........................................................................ Afio

Balance 1 Con Tarifa Correctiva

Nota: Fuente :

Ineresos Adicionalea 2 3 4 Ahorro Regalias Deuda Perdidas Reasig. Reneg.

Balance Final 5 Subtotal Anual Acum. 2,3 y 4

Los resultados se evaluan para el plan alterno vapor-San Francisco, que incluye la reducci6n de inversiones. INECEL, Grupo de Trabajo.

4.43. El resultado final de la rehabilitaci6n financiera que se propone a traves de las medidas analizadas, es que 10s deficits anuales desaparecerian en 1991 y el deficit acumulado seria cubierto hasta el afio 1993, a1 presentar un balance positivo. Es de notar que estos resultados son muy te6ricos y que un reordenamiento mAs importante, por ejemplo, una reorganizaci6n del sistema de distribuci6n de la renta petrolera haria ciertas medidas obsoletas (por ejemplo: eliminaci6n de topes cambiarios). Es tarnbien probable que dentro de 5 afios INECEL ya no reciba ninguna transferencia petrolera. El unico efecto de estas medidas fuera del subsector electric0 seria que, en la medida en que el subsector cubra sus costos, se reduciria 10s subsidies dados por el PGE.

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