MINISTERIO DE DESARROLLO SOSTENIBLE Y PLANIFICACION

VICEMINISTRO DE MEDIO AMBIENTE, RECURSOS NATURALES Y DESARROLLO FORESTAL

PROGRAMA NACIONAL DE CAMBIOS CLIMATICOS

BBOOLLIIVVIIAA

AANNAALLIISSIISS DDEE OOPPCCIIOONNEESS DDEE MMIITTIIGGAACCIIOONN DDEE EEMMIISSIIOONNEESS DDEE

GGAASSEESS DDEE EEFFEECCTTOO IINNVVEERRNNAADDEERROO

LA PAZ - BOLIVIA AGOSTO 1999

BOLIVIA ANALISIS DE OPCIONES DE MITIGACION DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO

CONTENIDO

RESUMEN EJECUTIVO 1 CAPITULO I ANALISIS DE OPCIONES DE MITIGACION DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO DEL SECTOR ENERGETICO DE BOLIVIA 5 RESUMEN 5 1.1. INTRODUCCION 6 1.2. CONTEXTO GENERAL 8 1.3. EL SECTOR ENERGETICO DE BOLIVIA 12

1.3.1. Recursos Energéticos Primarios 15 Recuadro 1: Importancia Energética de la Biomasa 17 1.3.2. Subsector de Hidrocarburos 19

1.3.2.1.Reforma del Subsector de Hidrocarburos 23 1.3.3. Subsector de Generación de Energía Eléctrica 26

1.3.3.1. Reforma del Subsector de Generación de Energía Eléctrica 32 1.3.4. Las Reformas en Energía Rural y Eficiencia Energética 35

Recuadro 2: Energía y Equidad 36 1.4. ANALISIS DE MITIGACION DE EMISIONES 38

1.4.1. Escenario Base 39 1.4.1.1. Análisis de Demanda y Transformación de Energía 44 1.4.1.2. Análisis de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero 50 1.4.1.3. Análisis de Indicadores 56

1.4.2. Escenario de Mitigación 58 a) Eficiencia en la Iluminación del Sector Residencial 60 b) Eficiencia en Cocinas que Utilizan Biomasa 61 c) Eficiencia en la Refrigeración del Sector Residencial 62 d) Incremento del Uso Residencial del Gas Natural 63 e) Incremento del Uso de Energía Solar para el Calentamiento de Agua 64 f) Electrificación Rural sobre la Base de Energías Renovables 64 g) Eficiencia en la Iluminación del Sector Comercial 65 h) Eficiencia en el Uso Comercial / Industrial Rural de Biomasa 66 i) Conservación de Energía Eléctrica en los Usos Comerciales 67 j) Conservación de Energía en la Industria 68 k) Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector de Transporte 69 l) Reducción de la Quema de Gas Natural en Campos de Explotación 70

m) Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de Generación Eléctrica 71

1.4.2.1. Resultados Generales del Escenario de Mitigación 73 1.4.3. Análisis de Costos de Reducción de Emisiones de GEI 75

REFERENCIAS 79 CAPITULO II ANALISIS DE MITIGACION DE LA EMISION DE DIOXIDO DE CARBONO EN LOS SECTORES FORESTAL Y AGRICOLA DE BOLIVIA 82 RESUMEN 82 2.1. INTRODUCCION 83 2.2. OBJETIVOS 84

2.2.1. Objetivo General 84 2.2.2. Objetivos Específicos 84

2.3. MATERIALES Y METODOS 84 2.3.1. Ubicación 84 2.3.2. Materiales 86 2.3.2.1. Fuentes De Información 86 2.3.2.2. Otros Materiales 86 2.3.3. Metodología 87 2.3.3.1. Escenario Base Y Proyección de las Emisiones 87 2.3.3.2. Cálculo Del Flujo de Carbono de La Biomasa 90 2.3.3.3. Escenario De Mitigación 90 2.3.4. Medidas para Mitigar los Efectos del CO2 En El Sector Forestal 91 2.3.4.1. Forestación Y Reforestación 93 2.3.4.2. Aprovechamiento Maderero Eficiente 93 2.3.4.3. Mejorar El Control De Las Areas Protegidas 94 2.3.4.4. Alternativas A La Agricultura Migratoria 96 2.3.4.5. Regeneración Natural De Bosques 98 2.3.5. Medidas Para Mitigar Los Efectos Del CO2 En El Sector Agrícola 99 2.3.5.1. Prevención Y Control De La Degradación De Tierras 99 2.3.5.1.1. Implementación De Sistemas Agroforestales (Safs) 101 2.3.6. Evaluación De Las Medidas de Mitigación 102

2.4. RESULTADOS Y DISCUSION 103 2.4.1. Escenario Base: Emisión Y Absorción De CO2 Para 1994 103 2.4.2. Proyecciones de las Emisiones Y Absorciones De CO2 Hasta

El Año 2030 104 2.4.3. Escenario De Mitigación de Emisiones de Dióxido de Carbono 107 2.4.3.1. Forestación Y Reforestación 107 2.4.3.2. Aprovechamiento Maderero Eficiente 110

2.4.3.3. Mejorar El Control De Las Areas Protegidas 113 2.4.3.4. Alternativas A La Agricultura Migratoria 116 2.4.3.5. Regeneración Natural De Bosques 123 2.4.3.6. Implementación De Sistemas Agroforestales (Safs). 125 2.4.4. Resultados Del Escenario De Mitigación Con Medidas Planteadas 128 2.4.5. Evaluación De Las Medidas De Mitigación 130 2.4.6. Potencialidades 132 2.4.7. Barreras Para La Aplicación De Las Medidas De Mitigación 138 2.4.8. Análisis De Costos 139

2.5. BIBLIOGRAFIA CONSULTADA 142

2.6 ANEXOS 146 Datos de entrada al modelo de simulación COPATH3 146

INDICE DE TABLAS

CAPITULO I

Tabla 1.1. Resumen del Balance Energético (miles de BEP), 1993 - 1995. 18 Tabla 1.2. Producción de Electricidad en Bolivia (GWh), 1996. 30 Tabla 1.3. Patrones de Consumo Energético Familiar Urbano – Rural (BEP/año). 36 Tabla 1.4. Tasas de Crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) – Escenario

Modesto. 39 Tabla 1.5. Tasas de Crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) – Escenario Alto.

39 Tabla 1.6. Demanda de Energía por Sectores - Escenario Base (BEP), 1990. 44 Tabla 1.7. Suministro Total de Energía al Sistema Energético Nacional - Escenario

Base (BEP), 1990 - 1997. 46 Tabla 1.8. Demanda de Energía por Sectores, Escenario Base (BEP), 1990 - 2030.

46 Tabla 1.9. Demanda de Energía por Fuentes, Escenario Base (BEP), 1990 - 2030.

49 Tabla 1.10. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (Gg), 1990 - 1997. 51 Tabla 1.11. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero por Sector (Gg), 1990 y

1994. 52 Tabla 1.12. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, Escenarios Base (Gg), 1990

– 2030. 52 Tabla 1.13. Potencial de Calentamiento Global de los GEI Directos - Caso 100 años

IPCC/1996, Escenarios Base (miles de toneladas de CO2 equivalente), 1990 - 2030. 53

Tabla 1.14. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero por Sector, Escenarios Base (Gg), 2030. 54

Tabla 1.15. Matrices Cualitativas de Fuentes y Usos para el Análisis de Mitigación, Subsector Residencial Rural. 58

Tabla 1.16. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Iluminación del Sector Residencial. 60

Tabla 1.17. Implementación de la Medida de Eficiencia en Cocinas que Utilizan Biomasa. 62

Tabla 1.18. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Refrigeración del Sector Residencial. 63

Tabla 1.19. Implementación de la Medida de Incremento del Uso Residencial de Gas Natural. 63

Tabla 1.20. Implementación de la Medida de Incremento del Uso de Energía Solar para el Calentamiento de Agua. 64

Tabla 1.21. Implementación de la Medida de Electrificación Rural sobre la Base de Energías Renovables. 65

Tabla 1.22. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Iluminación del Sector Comercial. 66

Tabla 1.23. Implementación de la Medida de Eficiencia en el Uso Comercial / Industrial Rural de Biomasa. 67

Tabla 1.24. Implementación de la Medida de Conservación de Energía en los Usos Comerciales. 68

Tabla 1.25. Implementación de la Medida de Conservación de Energía en la Industria. 69

Tabla 1.26. Implementación de la Medida de Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector de Transporte. 70

Tabla 1.27. Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de Generación Eléctrica. 72

Tabla 1.28. Reducción de las emisiones de GEI a la atmósfera, Escenarios de Mitigación respecto a Escenarios Base (Gg), 2001 -2030. 74

Tabla 1.29. Resultados del Análisis de Costos de Reducción de Emisiones de CO2, Escenarios Modesto y Alto. 76

CAPITULO II

Tabla 2.1. Diferentes Fuentes De Información Gubernamentales

Como No Gubernamentales. 86 Tabla 2.2. Estimación De La Superficie De Tierra Recuperada O Salvada

De La Deforestación, Usando Sistemas Alternativos De Manejo 97 Tabla 2.3. Emisiones Y Absorciones De Dióxido De Carbono (Gg) Durante

El Año 1994, Para Diferentes Regiones De Bosques En Bolivia 104 Tabla 2.4. Escenario Base De Emisiones Y Absorciones Futuras De CO2 Debido

Al Cambio De Usos De La Tierra En El Subsector Forestal De Bolivia (Utilizando El Modelo COPATH3) 106

Tabla 2.5. Estimación De La Fijación De Dióxido De Carbono Por La Forestación Y Reforestación En Bolivia. 107

Tabla 2.6. Reducción De Dióxido De Carbono Mediante El Aprovechamiento Maderero Eficiente En Bolivia. 110

Tabla 2.7. Area De Acción Y Costo Anual De Administración Y Mantenimiento De 4 Áreas Protegidas En Bolivia. 114

Tabla 2.8. Reducción Anual De Dióxido De Carbono Mediante El Mejor Control De Cuatro Áreas Protegidas en Bolivia. 114

Tabla 2.9. Proyectos De Manejo Forestal Sostenible Para Las Llanuras Tropicales De Bolivia. 117

Tabla 2.10. Reducción De Dióxido De Carbono, A Través De Alternativas A La Agricultura Migratoria En Bolivia. 118

Tabla 2.11. Cantidad Estimada De Carbono Conservado (Biomasa Aérea) En Los Bosques Tropicales, Debido Al Uso Sostenible De Suelos, Implementando Sistemas Agroforestales En Tierras Chaqueadas (Por Cada Hectárea Manejada Sosteniblemente, Se Conserva De 1 A 3 Ha De Bosque). 119

Tabla 2.12. Fijación De Dióxido De Carbono Mediante La Regeneración Natural De Bosques Tropicales En Bolivia. 124

Tabla 2.13. Especies De Regeneración Toleradas En Los Pastizales De

Santa Cruz - Bolivia. 125 Tabla 2.14. Fijación De Dióxido De Carbono, Mediante La Implementación

De Sistemas Agroforestales En Bolivia. 126 Tabla 2.15. Reducción Total En La Emisión De Dióxido De Carbono, Resultante

Del Escenario De Mitigación Y La Comparación Respecto A Los Escenarios Base Sin Medidas De Mitigación. 129

Tabla 2.16 Actores Primarios: Aquellos Que Están Ligados A Las Actividades De Explotación Y/O Aprovechamiento De Los Bosques. 132

Tabla 2.17. Actores Secundarios: Probables Organizaciones Líderes Y De Cooperación Para La Implementación De Las Medidas De Mitigación En Bolivia, Departamento De PANDO. 133

Tabla 2.18. Actores Secundarios: Probables Organizaciones Líderes Y De Cooperación Para La Implementación De Las Medidas De Mitigación En Bolivia, Departamento De BENI 134

Tabla 2.19. Actores Secundarios: Probables Organizaciones Líderes Y De Cooperación Para La Implementación De Las Medidas De Mitigación En Bolivia, Departamento De LA PAZ. 135

Tabla 2.20. Actores Secundarios: Probables Organizaciones Líderes Y De Cooperación Para La Implementación De Las Medidas De Mitigación En Bolivia, Departamento De SANTA CRUZ. 136

Tabla 2.21. Actores Secundarios: Probables Organizaciones Líderes Y De Cooperación Para La Implementación De Las Medidas De Mitigación En Bolivia, Departamento De COCHABAMBA. 137

Tabla 2.22. Costo Total Y Unitario De Las Medidas De Mitigación Planteadas Para Reducir Las Emisiones De Dióxido De Carbono En Bolivia 139

INDICE DE GRAFICOS

CAPITULO I

Gráfico 1.1. Emisiones Nacionales de CO2, 1990. 11 Gráfico 1.2. Estructura de Producción de Energía, 1995. 16 Gráfico 1.3. Distribución de la Oferta Total de Energía, 1995. 17 Gráfico 1.4. Estructura de Consumo Final de Fuentes Energéticas, 1995. 17 Gráfico 1.5. Consumo Nacional Per Cápita (BEP/habitante), 1985 - 1995. 18 Gráfico 1.6. Intensidad Energética (BEP/1000 $US de PIB), 1990 - 1995. 19 Gráfico 1.7. Producción de Petróleo / Condensado y Gasolina Natural (Miles de

Barriles), Producción de Gas Licuado de Petróleo (Miles de Barriles) y Producción de Gas Natural (Millones de Pies Cúbicos), 1985 - 1998. 22

Gráfico 1.8. Principales Sistemas Eléctricos de Bolivia, 1996. 28 Gráfico 1.9. Producción y Consumo de Energía Eléctrica en Bolivia (GWh) y

Capacidad Instalada de Generación de Energía Eléctrica (MW), 1986 - 1996. 29

Gráfico 1.10. Diagrama de Flujo del Sistema Energético Nacional y Generación de Emisiones. 43

Gráfico 1.11. Demanda de Energía por Fuentes - Escenario Base (BEP), 1990 - 1997. 45

Gráfico 1.12. Demanda de Energía por Sectores, Escenarios Base: Modesto y Alto (BEP), 1990 – 2030. 47

Gráfico 1.13. Demanda de Energía por Fuentes, Escenarios Base: Modesto y Alto (BEP), 1990 – 2030. 49

Gráfico 1.14. Emisiones de Dióxido de Carbono, Escenarios Base (Gg), 1990 – 2030. 53

Gráfico 1.15. Emisiones de Dióxido de Carbono por Sectores, Escenarios Base: Modesto y Alto (Gg), 1990 - 2030. 54

Gráfico 1.16. Emisiones de Dióxido de Carbono por Sectores, Escenarios Base (Gg), 2030. 55

Gráfico 1.17. Evolución del Consumo Energético Per Cápita, Escenarios Base (BEP/habitante), 1990 - 2030. 56

Gráfico 1.18. Evolución de las Emisiones de Dióxido de Carbono por BEP de Consumo, Escenarios Base (t de CO2/BEP), 1990 - 2030. 57

Gráfico 1.19. Evolución de las Emisiones de Dióxido de Carbono per Cápita, Escenarios Base (t de CO2/habitante), 1990 - 2030. 57

Gráfico 1.20. Reducción de Emisiones de CO2 Resultante de la Aplicación de las Opciones de Mitigación – Escenario Modesto, 1990 – 2030. 74

Gráfico 1.21. Curva de Costos de Reducción y Potencial de Reducción de CO2 de las Opciones de Mitigación - Escenario Modesto, 1990 - 2030. 78

CAPITULO II

Gráfico 2.1. Mapa De Las Regiones Naturales De Bolivia 84

Gráfico 2.2. Efecto De La Destrucción Del Bosque Tropical 91 Gráfico 2.3. Medidas Para Reducir las Emisiones de Gas De Efecto Invernadero 92 Gráfico 2.4. Mapa del Sistema Nacional De Areas Protegidas 95 Gráfico 2.5. Los Efectos Ambientales Principales Del Uso De La Tierra 100 Gráfico 2.6. Incendios Forestales, Deforestación y Uso de La Tierra 103 Gráfico 2.7. Escenario Base De Emisiones De Dióxido De Carbono Del Sector

Forestal De Bolivia (Mediante El COPATH3) 105 Gráfico 2.8. Emisiones De Dióxido De Carbono En Los Escenarios Base Y De

Mitigación Del Sector No-Energético De Bolivia 129 Gráfico 2.9. Reducción De CO2 Con Medidas De Mitigación 130 Gráfico 2.10. Relación De Costos Totales Para La Implementación De Las Medidas

De Mitigación en Bolivia, Año 2000 (millones de U$). 141 Gráfico 2.11. Relación De Costos Unitarios Para La Implementación De Las

MedidasDe Mitigación en Bolivia, Año 2000 (U$/tn de CO2). 141

FLUJOGRAMAS Flujograma 2.1. Metodología De La Opciones De Mitigación 89

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AANNAALLIISSIISS DDEE OOPPCCIIOONNEESS DDEE MMIITTIIGGAACCIIOONN DDEE EEMMIISSIIOONNEESS DDEE GGAASSEESS

DDEE EEFFEECCTTOO IINNVVEERRNNAADDEERROO

RESUMEN EJECUTIVO

Como parte de sus compromisos ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, Bolivia ha desarrollado los Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para los Sectores Energético, Forestal y Agrícola de Bolivia, en los cuales se analizan y definen las opciones de mitigación de emisiones que tienen mayor factibilidad de implementación y se evalúa su repercusión económica, buscando fundamentalmente de esta manera fomentar y fortalecer las políticas energéticas, forestales y agrícolas nacionales, contribuir favorablemente a la toma de decisiones respecto a medidas de reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y lograr de esta manera un impacto positivo para la economía y el desarrollo de la nación, contribuyendo además, a lograr el objetivo último de la Convención. En el primer capítulo de este documento se presentan las estimaciones a largo plazo de producción, transformación y demanda de energía y las emisiones de GEI asociadas a estas actividades desarrolladas a través del modelo de Planificación energética LEAP y se describe el potencial de mitigación de GEI a través de varias opciones en el sector energético de Bolivia en dos variantes de desarrollo socioeconómico del país (modesto y alto). Los Escenarios Base asumen que el sistema energético del país continuará desarrollándose dentro de los mismos lineamientos actuales, haciendo énfasis en el uso de energías renovables para la electrificación rural y la exportación de gas natural y energía eléctrica y dando cierta importancia a la sustitución de combustibles por el gas natural en los diferentes sectores de demanda de energéticos en los cuales su uso aún es incipiente, mientras que los Escenarios de Mitigación consideran fundamental el rol de las tecnologías más eficientes y menos intensivas en emisión de carbono y la mejora de la administración de energía, especialmente aplicadas a los sectores residencial, comercial, industrial y de transportes, también se considera importante el uso de energías renovables como fuente de energía térmica para el calentamiento de agua en el sector residencial y para la generación de energía eléctrica en el área rural del país, y la sustitución de fuentes convencionales por gas natural e intensificación de su uso en los sectores residencial y de transporte, disminuyendo la intensidad de consumo de energía por medio de la mayor eficiencia en los procesos de combustión y mejoras tecnológicas y la gradual sustitución de la flota automotriz por automóviles más eficientes y menos contaminantes. Para la transformación de energía se proponen dos opciones de mitigación, entre las cuales destaca la disminución acelerada de la quema de gas natural en los campos

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de explotación, logrando que estos volúmenes se incorporen a las corrientes de exportación y se incremente la recuperación de licuables destinados al mercado nacional o internacional y se consideran nuevas opciones de expansión del sistema de generación de energía eléctrica, que se verían complementadas con la incorporación de generación a través de recursos renovables como la energía geotérmica, hidroeléctrica y eólica. Las emisiones de gases de efecto invernadero del sector energético de Bolivia, principalmente están compuestas por el dióxido de carbono (CO2), sea éste de origen no biogénico (proveniente de la combustión de fuentes de energía fósiles) o biogénico (proveniente de la combustión de fuentes de energía biomásicas). En este análisis se han considerado también el metano (CH4) y el óxido nitroso (N2O) los cuales junto con el CO2 constituyen los GEI directos y los llamados GEI indirectos u oligases que son el monóxido de carbono (CO), los óxidos de nitrógeno (NOX), los compuestos orgánicos volátiles no metánicos (COVNM) y el dióxido de azufre (SO2). Como resultado del análisis de los escenarios base (modesto y alto) para el periodo 1990 – 2030 se observa que el dióxido de carbono (CO2) de origen no biogénico y biogénico es el GEI más importante, el cual alcanzará el año 2030 una emisión de 29,355.56 Gg en el escenario modesto y de 39,403.65 Gg en el escenario alto. Las tasas anuales promedio de crecimiento de las emisiones de CO2 no biogénico en este periodo son de 3.51% en el escenario modesto y 4.19% en el escenario alto, mientras que el CO2 biogénico tiene tasas de 2.48% y 3.42% respectivamente. Entre todas las actividades de demanda y transformación de energía del país, el 2030 según el escenario modesto, el sector Industrial es el que más contribuirá en la emisión de CO2 (no biogénico y biogénico) con 12,485.1 Gg (42.53% del total), seguido por el sector Transporte con 9,057.01 Gg (30.85%), el sector Residencial con 3,803.75 Gg (12.96%) y la Generación Eléctrica con 2455.32 Gg (8.36%). Basados en la comparación de los escenarios base y de mitigación, se puede afirmar que es posible disminuir la demanda final global de energía para todo el sector energético. En el escenario modesto la reducción alcanzará a 0.36 millones de BEP para el año 2005 (1.10% de reducción), 1.33 millones de BEP para el año 2010 (3.35% de reducción), 2.87 millones de BEP para el año 2020 (5.25% de reducción) y 5.14 millones de BEP para el año 2030 (6.93% de reducción). En el escenario alto la reducción alcanzará a 0.44 millones de BEP para el año 2005 (1.28% de reducción), 1.58 millones de BEP para el año 2010 (3.70% de reducción), 3.63 millones de BEP para el año 2020 (5.50% de reducción) y 7.12 millones de BEP para el año 2030 (7.05% de reducción). Por lo anteriormente expuesto, las emisiones de CO2 no biogénico pueden ser reducidas en el escenario modesto aproximadamente en un 7.03% para el año 2005, en un 5.81% para el año 2010, en un 12.75% para el año 2020 y en un 15.07% para el año 2030, mientras que las emisiones de CO2 biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en un 2.30% para el año 2005, en un 4.07% para el año 2010, en un 6.14% para el año 2020 y en un 6.96% para el año 2030. En el escenario alto, las

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emisiones de CO2 no biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en un 7.07% para el año 2005, en un 5.87% para el año 2010, en un 15.65% para el año 2020 y en un 17.32% para el año 2030, mientras que las emisiones de CO2 biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en un 2.81% para el año 2005, en un 4.86% para el año 2010, en un 6.83% para el año 2020 y en un 6.66% para el año 2030. Paralelamente a éstas, en ambos escenarios también se registran reducciones en las emisiones de los otros GEI excepto el CH4 y el N2O que registrarían aumentos no significativos en sus emisiones. Los resultados obtenidos en el Análisis de Costo - Beneficio están basados en un análisis social global e integrado de costo - beneficio del sistema energía - medio ambiente del país y nos muestran que siete de las opciones de mitigación analizadas tienen costos de reducción de CO2 negativos y con gran prioridad para su implementación, tres opciones tienen costos positivos con buen potencial para su implementación y tres tienen altos costos, entre las cuales una registra poco potencial de reducción de GEI. En el segundo capítulo de este documento se analizan las opciones de mitigación para los sectores forestal y agrícola, considerando que actualmente Bolivia se encuentra afectada por una serie de cambios en su escenario climático habitual, incidencia que se percibe sobre la capacidad productiva de sus ecosistemas naturales y cultivados, ecosistemas que además se ven amenazados por la ampliación no planificada de la frontera agrícola debido al cambio de uso de la tierra en regiones boscosas, provocando una creciente deforestación. La reducción de emisiones de carbono planteados en este capítulo pueden lograrse mediante el incremento del área de secuestro y almacenamiento de carbono y evitando sus emisiones a través de diferentes opciones de mitigación. Las medidas de mitigación para reducir las emisiones de GEI del sector Forestal, están orientadas a promover el uso sostenible de los recursos renovables a través del aprovechamiento de las tierras de acuerdo a su capacidad de uso, empleando un sistema de manejo adecuado, éstas están referidas a la Forestación y Reforestación, Alternativas a la Agricultura Migratoria y Regeneración Natural de Bosques, todos como sumideros de CO2, medidas evaluadas para las regiones Amazónica, Chaqueña y Chiquitana de Bolivia. Para promover la conservación del carbono en la biomasa aérea y subterránea de los bosques conjuntamente con el aprovechamiento sostenible de los recursos de la Biodiversidad, se plantea como medida de mitigación el Mejoramiento del control en las Areas Protegidas y el Aprovechamiento Maderero Eficiente. Por otro lado, las medidas de mitigación vinculadas al sector Agricultura, están dirigidas a mejorar la productividad de los cultivos, pero principalmente a reducir las emisiones de Dióxido de carbono, la misma que esta referida a la prevención y control de la degradación de tierras mediante la implementación de Sistemas Agroforestales.

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El Escenario Línea Base de Emisiones Futuras de dióxido de carbono, para el año 1994 utilizando, el componente (BASE) del modelo de simulación COPATH3, muestra que debido al proceso de deforestación y usos de la tierra, la cantidad total de dióxido de carbono, liberado por el Sector forestal asciende a 44,075 Gg, de los cuales 41,136 Gg corresponden a la liberación inmediata y 2,939 Gg a la liberación producto de la descomposición vegetal. Las estimaciones se inician a partir del año base 1994, en el cual se considera que no existe absorción de CO2, ya en el segundo año las absorciones alcanzan a 353 Gg. Proyecciones futuras de emisiones y absorciones, indican que para el año 2030, la emisión neta tiene un incremento del 46 por ciento. En términos de reducción de emisiones las medidas que sobresalen son: mejora del control de áreas protegidas, aprovechamiento maderero eficiente, forestación y reforestación y regeneración natural de bosques. En el supuesto que se implementen todas las medidas de mitigación (año 2000), el porcentaje de reducción total es de 16 por ciento y para el año 2030 el mismo cálculo indica un 49 por ciento de reducción total.

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CAPITULO I

AANNAALLIISSIISS DDEE OOPPCCIIOONNEESS DDEE MMIITTIIGGAACCIIOONN DDEE EEMMIISSIIOONNEESS DDEE GGAASSEESS

DDEE EEFFEECCTTOO IINNVVEERRNNAADDEERROO DDEELL SSEECCTTOORR EENNEERRGGEETTIICCOO DDEE BBOOLLIIVVIIAA

RESUMEN Este documento presenta las estimaciones del consumo y producción de energía en Bolivia y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) asociadas a estas actividades en dos escenarios de desarrollo socio-económico del país. Cumpliendo con el objetivo fundamental de este trabajo, se ha logrado estimar el potencial de mitigación de emisión de Gases de Efecto Invernadero generados por las actividades del sector energético y los costos y beneficios que implicarían estas reducciones. Los Escenarios Base (modesto y alto) asumen que el sistema energético del país, en el cual sobresalen los sectores industrial y transporte, se desarrollará a un ritmo estable en todo el período de análisis, acompañado de algunas medidas de conservación y de eficiencia energética, haciendo énfasis en el uso de energías renovables para la electrificación rural, el incremento del uso de gas natural en usos residenciales y en el transporte terrestre y la exportación de gas natural y energía eléctrica al Brasil. Los Escenarios de Mitigación (modesto y alto) que consideran trece opciones de mitigación, asumen la introducción de tecnologías eficientes y de fuentes de energía con menor contenido de carbono en sustitución de otras, o en su caso el uso de fuentes de energías renovables, especialmente para la generación de energía eléctrica en el área rural del país y la disminución de la intensidad de uso energético de algunos de los combustibles. Los Escenarios de Mitigación comparados con los respectivos Escenarios Base muestran que las emisiones totales de CO2, tanto no biogénico como biogénico, pueden ser reducidas aproximadamente en el escenario modesto en un 5.41% para el año 2005, en un 5.26% para el año 2010, en un 10.66% para el año 2020 y en un 12.60% para el año 2030 y en el escenario alto en un 5.63% para el año 2005, en un 5.56% para el año 2010, en un 12.78% para el año 2020 y en un 13.84% para el año 2030. Paralelamente a éstas, también se registran reducciones en las emisiones de los otros GEI en ambos escenarios, excepto para el metano y el óxido nitroso que registran ligeros aumentos. Como resultado del análisis de costo - beneficio, se han identificado siete opciones de mitigación con costos de reducción de CO2 negativos y con gran prioridad para su implementación, tres opciones con costos positivos con buen potencial para su implementación y tres con altos costos, entre las cuales una registra poco potencial de reducción de GEI.

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1.1. INTRODUCCION

Bolivia, en los últimos años ha logrado avances en los distintos sectores de la economía y en la modernización institucional del Estado, además de haber logrado consolidar su proceso de democratización. En este contexto y con el objetivo de fortalecer la gestión ambiental y consolidar el modelo de desarrollo sostenible, institucionalmente el país cuenta con el Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación y un marco legislativo que en el área ambiental está representado principalmente por la Ley del Medio Ambiente Nº 1333 y sus Reglamentos, complementados con otras leyes y la adhesión y ratificación a diversas convenciones internacionales en materia ambiental. En este marco, en ocasión de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo (Cumbre de la Tierra de Río de Janeiro - Junio 1992) el Gobierno de Bolivia firmó la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y la aprobó y ratificó mediante Ley Nº 1576 promulgada el 25 de Julio de 1994. El objetivo último de esta Convención es “lograr la estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en el sistema climático. Ese nivel debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera sostenible.” (Artículo 2 de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático). En este sentido y como parte de sus compromisos ante la CMNUCC, Bolivia ha desarrollado el Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Sector Energético de Bolivia, en el cual se analizan y definen las opciones de mitigación de emisiones debidas a la producción y el uso de energía en el país, con mayor factibilidad de implementación y se evalúa su repercusión económica, buscando fundamentalmente de esta manera fomentar y fortalecer las políticas energéticas nacionales, contribuir favorablemente a la toma de decisiones respecto a medidas de reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y lograr de esta manera un impacto positivo para la economía y el desarrollo de la nación, contribuyendo además, a lograr el objetivo último de la CMNUCC. Se pretende, así mismo, que el Análisis de Opciones de Mitigación del Sector Energético de Bolivia sirva de base y apoyo para la Comunicación Nacional Inicial que Bolivia debe presentar ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y para la formulación de la Estrategia Nacional de Implementación de la Convención en Bolivia, como también para la formulación del Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático de Bolivia. Este trabajo se ha realizado dentro del Estudio de Cambios Climáticos - Bolivia que se ha desarrollado gracias al soporte financiero del Programa de Asistencia del

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Gobierno de los Países Bajos y ha contado con el apoyo y colaboración del Acad. Andrés Trepp, Director del Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia representante de la Liga de Defensa del Medio Ambiente (LIDEMA) y de los expertos holandeses Deirdre Vos, Sascha van Rooijen y Nico van der Linden de la Fundación de Investigaciones Energéticas de los Países Bajos (ECN) que desarrollaron y proyectaron la estructura del PIB nacional para el periodo 1998 - 2030 utilizando un modelo de congruencia macroeconómica de la economía boliviana, basándose en la información especializada obtenida de la Unidad de Análisis de Políticas Económicas (UDAPE).

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1.2. CONTEXTO GENERAL

Bolivia está situada en el oeste medio del Continente Sudamericano, entre los paralelos 9° 38` y 22° 53` de latitud sur y entre los meridianos 57°25`y 69°38` de longitud oeste y limita con Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Perú. El país está dividido políticamente en nueve departamentos y geográficamente en tres regiones: altiplano, valles y llanos, cuyas altitudes varían de 4,000 m s.n.m. en el altiplano a 400 m s.n.m. en los llanos, mientras que en la cordillera de Los Andes alcanzan de 6,000 m s.n.m. a 7,000 m s.n.m. Los grandes rangos altitudinales y la extensión latitudinal definen una variedad de climas, acompañados de una rica biodiversidad, que abarcan desde el cálido húmedo en los llanos del norte (Beni y Pando) hasta el frío seco en el altiplano sur (Lípez), pasando por el cálido seco en los llanos del sur (Chaco), el moderado húmedo en los valles del norte (Yungas), el moderado seco en los valles del sur (Tarija) y el frío húmedo en el altiplano norte (Ulla Ulla), mientras las altas montañas están cubiertas con nieve eterna. La superficie del país es de 1,098,581 km2, con una población estimada de 8.137 millones de habitantes en 1999 [26], con una tasa media anual de crecimiento del 2.3545% [26], esperando que ésta decaiga al 1.282% el año 2030 [26]. Aproximadamente el 62.84% [26] de esta población se concentra en el área urbana y principalmente en el eje del país constituido por las ciudades de La Paz (sede del gobierno), Santa Cruz y Cochabamba, donde también se concentra la actividad económica y productiva. En 1998 el PIB de Bolivia alcanzó a 8,557.6 millones de $US con una tasa de crecimiento anual del 4.7% y un PIB per cápita de 1,006 $US1, estimándose que en el período 2000 - 2025 como promedio llegue a 16,593 millones de $US de 1990 con una tasa de crecimiento del 5.60% [8]. En los últimos años Bolivia ha consolidado su régimen democrático y sus instituciones se han ido perfeccionando en un contexto democrático cada vez más maduro. En este marco, el Plan General de Desarrollo Económico y Social 1997 – 2002 presenta la estrategia general de desarrollo económico y social del país, en la cual se busca la armonía entre el hombre y la naturaleza, el uso racional de los recursos naturales y la protección y mejoramiento del medio ambiente como parte del núcleo estratégico de potenciamiento y transformación productiva del pilar Oportunidad, el cual constituye uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se pretende construir un país socialmente solidario y en crecimiento, enmarcado en el modelo de desarrollo sostenible, el cual promueve el uso eficiente de las reservas de gas natural, petróleo y el potencial hidroeléctrico, el cambio de la matriz energética hacia las energías renovables y los recursos no renovables menos contaminantes, además de acelerar los ritmos de electrificación del sector rural y finalmente convertir a Bolivia en centro regional distribuidor de energéticos, impulsando todos estos

1 Según el Informe sobre Desarrollo Humano 1998 publicado por el PNUD (Mundi-Prensa Libros, S.A. 1998), el PIB real per cápita en Bolivia alcanzó a 2,617 $US en 1995.

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cambios en un marco de reformas estructurales profundas del sector energético, tendientes a la desregulación y liberalización del mercado y al incentivo del sector privado para que ejecute programas de inversiones en exploración, producción y transporte de hidrocarburos que tendrán efectos importantes en el desarrollo de este sector y de la economía nacional en general. Bolivia se encuentra entre los países de menor consumo de energía per capita del continente, estimado en 2.69 BEP/habitante2 para 1995, cifra muy baja comparada con el consumo registrado en los países en vías en desarrollo y que implica una alta intensidad energética del PIB o una baja productividad de la energía por su uso ineficiente, que se acentúa más en el área rural, debido a que más del 85% de su población no tiene acceso a las fuentes energéticas comerciales [11]. Pese a ello la producción y el consumo de energía han crecido de manera paralela al PIB y a partir de 1993 el consumo de energía está por debajo de los niveles de crecimiento del PIB lo que implica mejora en los niveles de eficiencia en el uso de energéticos y además se observa una tendencia de mayor crecimiento como consecuencia de la reactivación económica del país. Las actividades del sector energía son diversas y entre ellas podemos citar la producción de hidrocarburos (48,218.2 miles de BEP en 1995 [2]), compuesta por petróleo-condensado, gasolina natural y gas natural, teniendo este último especial importancia por su actual volumen de exportación a la Argentina y por la iniciación de su exportación a los principales centros industriales del Brasil a través de un gasoducto de 3,056 km de longitud desde Río Grande en Santa Cruz, Bolivia hasta Guararema en Sao Paulo y Canoas en Porto Alegre, Brasil que constituirá un importante paso para la integración energética del Cono Sur. Por otra parte, entre las fuentes primarias de energía reviste importancia la biomasa, compuesta por leña, estiércol animal y bagazo (6,331.5 miles de BEP en 1995 [2]) y la hidroenergía (3,297.9 miles de BEP3 en 1995 [2]). Entre las actividades de transformación de energía están las refinerías de productos de petróleo, las plantas de gas, las carboneras y la generación de energía eléctrica en centrales hidroeléctricas (32.36% en 1996 [1]) y en plantas termoeléctricas (67.64% en 1996 [1]) que utilizan principalmente gas natural, mientras que en las pequeñas plantas de los sistemas aislados de generación se utiliza el diesel y en el caso de los autoproductores (ingenios azucareros y centros mineros) se utiliza el bagazo y la hidroenergía. La demanda de energía en 1995 se concentraba principalmente en los sectores industrial (32.95%), transporte (32.41%) y residencial (27.40%), estando el restante porcentaje distribuido entre las actividades comerciales (7.03%) y el sector agropecuario (0.21%) [20]. La principal fuente de energía utilizada en Bolivia en 1995 desde el punto de vista de la demanda era el diesel oil (3,830.6 miles de BEP – 19.18% del consumo energético nacional en 1995), seguido por la leña (16.73%), la gasolina (16.19%), el gas natural

2 BEP referencial OLADE equivalente a 1,387 x 103 kcal. 3 Se considera un rendimiento térmico de 0.27 (OLADE).

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(10.98%), el GLP (10.17%), el bagazo (9.22 %) y la electricidad (8.18%) [2]. En 1995 el consumo final nacional de energía alcanzó a 19,969 miles de BEP, mientras que la oferta total fue de 59,241.2 miles de BEP [2]. Recordando que la máquina de vapor mejorada que el escocés James Watt patentó en 1769 abrió las puertas al uso de la energía acumulada durante millones de años en los combustibles fósiles, legado de un remoto pasado de la historia de la Tierra, se ha evidenciado que actualmente a escala mundial más de la mitad de las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero provienen del uso de la energía, siendo este sector el responsable de la mayor proporción de emisiones de CO2, el cual se constituye en el más abundante de los gases de efecto invernadero después del vapor de agua. Las emisiones mundiales para 1990 se estiman en 21.7 millones de Gg provenientes del sector energético y 5.86 millones de Gg provenientes del sector de cambio en el uso de la tierra y silvicultura [19]. En el caso de Bolivia, desde el punto de vista de las emisiones de GEI, el Sector Energético se halla después de la actividad de Cambio en el Uso de la Tierra y Silvicultura [19] y era responsable aproximadamente del 10.54 % de las emisiones nacionales de CO2 en 1990 (5,922.96 Gg - estimación realizada según la metodología de Abajo hacia Arriba [19]) y debido a los ritmos de crecimiento del sector (esencialmente del subsector eléctrico y por la demanda de combustibles fósiles de los sectores industrial y transporte) se espera que este porcentaje se incremente respecto al sector no energético.

En el sector energético del país la combustión de fuentes de energía fósiles (derivados de petróleo y gas natural) es la principal fuente de emisión de GEI y en especial de CO2, aunque reviste especial importancia la combustión de biomasa, ya que Bolivia es uno de los países del hemisferio con mayor dependencia de leña, en el cual además persiste el consumo de estiércol como fuente de energía, lo que indica que existe un problema más o menos grave de escasez de la primera, originado principalmente por la exagerada presión antropógena sobre este recurso. El uso de biomasa es especialmente intensivo en las áreas rurales y en promedio cubre el 80% de la demanda de energía, existiendo algunas zonas donde este recurso cubre hasta el 97% de la demanda [22]. En este sentido, del total de emisiones de CO2 del sector energético en 1990, las provenientes de la combustión representan el 86.84% y las emisiones fugitivas el 13.16%. Las emisiones de CO2 provenientes de combustibles líquidos derivados del petróleo ascienden a 3,524.09 Gg (59.5%) y las provenientes del gas natural ascienden a 2,398.87 Gg (40.5%), mientras la distribución sectorial de estas emisiones en 1990 muestra que las principales fuentes son el transporte (37.43%), la industria (26.64%), los sistemas de petróleo y gas (13.03%), la generación de electricidad (11.91%) y el sector residencial, comercial y público (10.99%) [19].

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Gráfico 1.1. Emisiones Nacionales de CO2, 1990. Fuente: [19]. En términos de emisiones equivalentes de CO2 (potencial de calentamiento global) calculados para 100 años de horizonte de tiempo4, el sector energético contribuye al total de emisiones de GEI con 5,922.96 Gg como CO2 (8.34%) y 340.55 Gg como CH4 (0.48%) [19]. Se ha establecido, a través de varios estudios, que el uso eficiente de la energía representa grandes beneficios económicos, debido principalmente a que el incremento de eficiencia en el uso energético tiene menor costo que el incremento del suministro de energía y las demandas de ésta pueden ser satisfechas con menores inversiones de capital. Mientras que, en adición a los beneficios económicos, la reducción del uso de combustibles fósiles a través de su utilización eficiente, del uso de energías renovables y de combustibles con menor contenido de carbono, beneficiará ampliamente al medio ambiente en el ámbito local y nacional y representará impactos sociales positivos de gran magnitud. En este contexto, debido a que el sector energético del país es amplio y diverso y que las medidas de mitigación pueden ser aplicadas a través de todo el espectro del sector, se ha realizado un análisis de las opciones de mitigación que podrían implementarse a través de una variedad amplia de categorías, como aplicación de políticas sectoriales, regulaciones, incentivos, desarrollo de proyectos e iniciativas,

4 El Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) ha establecido valores de potenciales de calentamiento global (GWP) para expresar la contribución al forzamiento radiativo del clima de otros gases de efecto invernadero en terminos de CO2 equivalente. En términos de potencial de calentamiento global en 1990 la emisión total de GEI en Bolivia, ascendió a 71,088.66 Gg, de los cuales 56,190.14 Gg corresponden al CO2, 14,627.48 Gg al CH4 y 271.04 al N2O [19].

EMISIONES NACIONALES DE CO2 - 1990 56,190.14 Gg

C A M B IO EN EL U SO D E LA T IER R A Y SILV IC U LT U R A

8 8 .9 9 %

PR OC ESOS IN D U ST R IA LES

0 .4 6 %

FU EN T ES M OV ILES( *)

3 .9 9 %

F U EN T ES F U GIT IV A S( *)

1 .3 9 %

F U EN T ES EST A C ION A R IA S( *)

5 .1 7 %

FUENTES MOVILES (*) 2,239.68 Gg

FUENTES ESTACIONARIAS (*) 2,903.59 Gg

FUENTES FUGITIVAS (*) 779.69 Gg

PROCESOS INDUSTRIALES 260.46 Gg

CAMBIO EN EL USO DE LATIERRA Y SILVICULTURA 50,006.72 Gg

(*) Estimación basada en Metodología "Bottom-Up"

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información y educación, acuerdos voluntarios, proyectos demostrativos, etc. De esta manera, en este documento se presentan las estimaciones a largo plazo de producción, transformación y demanda de energía y las emisiones de GEI asociadas a estas actividades y se describe el potencial de mitigación de GEI a través de varias opciones en el sector energético de Bolivia en dos variantes de Escenarios de Desarrollo Socioeconómico del país (modesto y alto). Los Escenarios Base asumen que el sistema energético del país continuará desarrollándose dentro de los mismos lineamientos actuales, haciendo énfasis en el uso de energías renovables para la electrificación rural y la exportación de gas natural y energía eléctrica y dando cierta importancia a la sustitución de combustibles por el gas natural en los diferentes sectores de demanda de energéticos en los cuales su uso aún es incipiente, mientras que los Escenarios de Mitigación consideran fundamental el rol de las tecnologías más eficientes y menos intensivas en emisión de carbono y la mejora de la administración de energía, especialmente aplicadas a los sectores residencial, comercial, industrial y de transportes, también se considera importante el uso de energías renovables como fuente de calor para el calentamiento de agua en el sector residencial y para la generación de energía eléctrica en el área rural del país, y la sustitución de fuentes convencionales por gas natural e intensificación de su uso en los sectores residencial y de transporte, disminuyendo la intensidad de consumo de energía por medio de la mayor eficiencia en los procesos de combustión y mejoras tecnológicas y la gradual sustitución de la flota automotriz por automóviles más eficientes y menos contaminantes. Para la transformación de energía se proponen algunas opciones de mitigación, entre las cuales destaca la disminución acelerada de la quema de gas natural en los campos de explotación (en 1994 se quemó y venteó el 21.34% y en 1995 el 9.46% de la producción total [31]), logrando que estos volúmenes se incorporen a las corrientes de exportación y se incremente la recuperación de licuables destinados al mercado nacional o internacional, por otra parte se consideran nuevas opciones de expansión del sistema de generación de energía eléctrica, debido a la disminución de los niveles de demanda que se darían en los escenarios de mitigación de GEI y que se vería complementada con la incorporación de generación a través de recursos renovables como la energía geotérmica, hidroeléctrica y eólica. 1.3. EL SECTOR ENERGETICO DE BOLIVIA

Tradicionalmente en Bolivia la energía ha sido un importante elemento en el desarrollo económico nacional y el país se ha caracterizado por ser productor de hidrocarburos, lo que ha hecho que el marco energético en el cual éste se desenvuelve se torne vital para la economía nacional, además considerando que las exportaciones energéticas en determinadas épocas de la historia reciente, han significado hasta un 35% de las exportaciones nacionales. Como consecuencia de los ajustes estructurales realizados en la economía boliviana a partir de 1985, el sector petrolero se constituyó en el más importante instrumento de recaudación fiscal, posibilitando la estabilidad monetaria y fiscal.

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La importancia del sector energético de Bolivia y su peso relativo dentro de la economía nacional, en especial los hidrocarburos, se nota en la contribución a los ingresos totales del Tesoro General de la Nación (39.1% en 1992 y 44.8% en 1993) con una participación media en el periodo 1980 – 1994 del 41% [22]. En los ingresos de divisas al Banco Central de Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) generó un ingreso medio del 17% sobre 1,252 millones de $US y los ingresos por exportación de hidrocarburos significaron el 28% en 1991, el 17.6% en 1992 y el 9.5% en 1994 sobre el total de exportaciones, decreciendo a partir de 1994 por efecto de la baja en el precio del gas natural y el incremento y diversificación de las exportaciones no tradicionales, en este sentido es notable el crecimiento de las exportaciones nacionales en su conjunto y la disminución real de las exportaciones energéticas de casi un 37% en 1998 a menos del 10% del total en 1994 [22], aunque se prevé un importante impacto económico en las finanzas nacionales debido al inicio de la exportación de gas natural al Brasil en cumplimiento del contrato de 20 años entre los dos países y otros acuerdos menores que se están actualmente concretando. Por otra parte, en 1991 y 1992, las inversiones en el sector representaron respectivamente el 40% y 35% del total de inversión pública, las cuales se fueron incrementando de manera permanente hasta 1992, registrándose una disminución en los últimos años, explicable dentro de la perspectiva de la capitalización de las empresas del sector, resultando que el presupuesto de inversión de 1995 asignaba al sector energía el 16% del total de la inversión pública [22]. Pese a lo anteriormente expresado, el sector tiene una participación pequeña en la estructura del Producto Interno Bruto (PIB), correspondiente a 4.3% para los hidrocarburos y 1.4% para la energía eléctrica en 1994. La crisis de los años 80 en el país, tuvo como corolario las reducciones del producto, empleo e inversión pública, incrementándose la informalidad de la economía, por esta razón en 1985 se inicia un proceso de ajuste fiscal profundo, que tiene en la transferencia del sector estatal al sector privado a uno de sus procesos más significativos. En la primera fase, de 1992 a 1993, se realiza la privatización de 24 empresas estatales, proceso que representó un movimiento económico aproximado del 1% del PIB. La segunda fase se inició en 1995 e implicó la capitalización de las 6 empresas públicas más grandes del país (incluyendo YPFB y ENDE) y la privatización de 72 empresas estatales, con las consideraciones de largo plazo destinadas a lograr un crecimiento sostenido como eje de acción (mayor eficiencia, inversión y ahorro interno). En este sentido, el Sector Energético en los últimos años ha experimentado profundas reformas, orientadas a optimizar la gestión de los recursos energéticos y a garantizar el suministro y normar las acciones de los agentes involucrados con el fin de beneficiar a los consumidores finales. El marco jurídico para tales reformas, está dado por la Ley de Electricidad Nº 1604 del 21 de Diciembre de 1994, la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 del 30 de Abril de 1996 y la Ley de Capitalización Nº 1544 del 22 de Marzo de 1994, complementadas por reglamentos y otras leyes entre las cuales sobresalen la Ley del Sistema de Regulación Sectorial Nº 1600 del 28 de

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Octubre de 1994, la Ley de Participación Popular Nº 1551 del 20 de Abril de 1994 y la Ley de Descentralización Administrativa Nº 1654 del 28 de Julio de 1995. Los objetivos principales de estos cuerpos jurídicos están dirigidos a establecer una mayor participación de la iniciativa privada sobre la base de la inversión de capitales y la competitividad en las operaciones de la industria energética, dejando el Estado sus tradicionales roles de inversionista y administrador y protegiendo el interés de los usuarios a través del Sistema de Regulación Sectorial que vela por el estricto cumplimiento de las disposiciones legales y garantiza el rendimiento de las inversiones. Para el sector eléctrico se busca normar la participación de las empresas del sector y fomentar la competencia, desagregando las operaciones de generación, transmisión y distribución y limitando a las empresas del sistema interconectado a una sola de estas actividades, desarrollar nuevos mercados y ampliar el suministro energético hacia los consumidores del área rural contemplando la participación activa de los agentes económicos del sector público y del sector privado, desregular el sistema de precios donde la competencia lo permite, etc.; para el sector hidrocarburos se busca implementar sistemas modernos de concesión de áreas de exploración, convenios de negociación para la exploración, explotación y administración eficiente de todas las operaciones up-stream y down-stream típicas de esta industria, atracción de inversiones, desregulación del mercado petrolero, etc. En este marco, el proceso de capitalización desarrollado en Bolivia representó un total 1,671 millones de $US, equivalentes a un 24% del PIB. En el caso del sector energético, la capitalización significa una captación de recursos por 974.7 millones de $US, correspondiendo al subsector hidrocarburos 834.8 millones de $US y al sector de generación eléctrica 139.9 millones de $US. Los impactos fiscales de esta reforma ya reflejan cifras significativas que muestran, en el caso del subsector eléctrico, un incremento de 77.3 millones de Bs en 1994 a 146.6 millones de Bs en 1996. Es importante señalar que este proceso se desarrolló bajo el paraguas del contrato de suministro de gas natural al Brasil definido en febrero de 1993, proyecto que se constituye en un gran catalizador de desarrollo, tanto en lo que se refiere directamente a las actividades hidrocarburíferas, como indirectamente en las otras ramas de la economía, debido a que las características del país como destino de inversiones internacionales mejorarán considerablemente. De acuerdo a estimaciones, este proyecto contribuirá a un crecimiento del PIB entre el 1.5% y el 2% con una tasa de crecimiento del 0.19% a partir del inicio de las exportaciones en 1999, cuyo valor en ingresos por exportación aproximadamente representará 125 millones de $US el primer año y 500 millones de $US anualmente a partir del quinto año de operación, mientras los ingresos fiscales crecerán de 34.7 millones de $US el primer año hasta 65.1 millones de $US el vigésimo año del proyecto [7]. Entre las actividades relacionadas al proyecto, que mayor desarrollo adquirirán, están las de exploración y producción de hidrocarburos, en vistas de poder cumplir con los volúmenes contractuales de suministro de gas natural, las cuales podrían incrementarse significativamente si se hacen realidad los proyectos de generación

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termoeléctrica para exportación y el sistema de ductos es ampliado. En este sentido, las inversiones ejecutadas en territorio boliviano ascienden a 1,222 millones de $US, de los cuales 435 millones de $US corresponden a la construcción del gasoducto, 657 millones de $US al desarrollo de campos y 130 millones de $US a la expansión y modernización de sistemas internos existentes, existiendo compromisos de inversión para exploración por 500 millones de $US para los siguientes tres años [7]. Por otra parte, el proyecto de exportación de gas natural al Brasil viabilizará la ejecución de proyectos en diferentes áreas económicas, incluyendo al sector eléctrico, el cual se espera se dinamice en función de los compromisos de inversión asumidos por las empresas capitalizadoras, los proyectos de exportación de electricidad y la demanda creciente por parte de las industrias extractivas, la industria manufacturera y el consumo residencial. 1.3.1. RECURSOS ENERGETICOS PRIMARIOS El consumo de energía en Bolivia, presenta un marcado desequilibrio entre los energéticos que el país produce y los que se consumen. Esta situación se acentúa más en las áreas rurales del país, debido a que cerca del 40% de la población vive en el sector rural y aproximadamente un 85% de la misma no está en condiciones de cubrir sus necesidades energéticas mediante los portadores de energía comerciales y convencionales, pues estos recursos no están disponibles en unos casos y en otros son inaccesibles económicamente por la carencia de medios financieros necesarios, es así que en gran medida dependen de fuentes energéticas tradicionales, es decir leña, residuos animales y vegetales y energía muscular y animal. No obstante, el país se ha caracterizado como productor de hidrocarburos, y las reservas de petróleo en 1995 se estimaban en 120.3 millones de barriles como probadas, en 119.4 millones de barriles como probables y en 17.2 millones de barriles como posibles y las de gas natural en 1995 se estimaban en 111.12 x 109 m3 como probadas, en 73.06 x 109 m3 como probables y en 31.25 x 109 m3 como posibles5, estas reservas se verán de gran manera incrementadas con la ejecución del Plan de Exploración 1995 – 1999 (hasta Enero de 1998 las reservas probadas ascendían a 187.46 x 109 m3, las probables a 313.47 x 109 m3 y las posibles a 566.34 x 109 m3 [7]). Por otra parte, el panorama de los potenciales energéticos de Bolivia referido a las energías renovables y no tradicionales, tiene mucha mayor importancia respecto a las reservas de hidrocarburos, considerando que el potencial hidroeléctrico se estimaba en 78,840 GWh y 18,000 MW de potencia (1995), el geotérmico en 1,533 GWh y 550 MW de potencia (1995), el eólico en 497 kWh/m2

y 57 W/m2 de potencia (1983), el solar en 503.2 W/m2 de potencia (1987) y el bioenergético en 89.477 millones de toneladas (1990) (28.55% - leña, que aproximadamente equivale a 60.32 millones de BEP; 0.85% - bagazo; 0.59% - residuos agrícolas; 0.74% - residuos agroindustriales; 11.53% - residuos pecuarios y 57.74% - residuos urbanos), 5 Sistema de Información Energética, Secretaría Nacional de Energía, 1996.

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mientras los recursos de carbón mineral se estimaban en 1 millón de toneladas (1991) y los de uranio en 120 toneladas (1980)1. En este marco, la estructura de producción de energía primaria del país en 1995 estaba compuesta por combustibles fósiles con 83.35% (gas natural 64.46% y petróleo crudo 18.89%), biomasa con 10.95% (leña 6.16%, estiércol animal 1.35% y residuos vegetales - bagazo 3.44%) e hidroenergía con 5.70% y totalizaba 57,847.6 miles de BEP [2]. De esta producción, el 24.75% fue exportado como gas natural (14,315.5 miles de BEP), restando un porcentaje importante, el cual no se utilizó en su totalidad de manera efectiva, ya que la energía no aprovechada alcanzó a 14,305.5 miles de BEP que representan el 24.73% de la producción primaria y estuvo constituida por la reinyección, quema y venteo y pérdidas de gas natural [2].

Gráfico 1.2. Estructura de Producción de Energía, 1995.

La oferta total de energía en este año alcanzó a 59,241.6 miles de BEP (incluyendo importaciones de diesel oil – 1,394 miles de BEP), de este total se exportó 14,317.5 miles de BEP, de los cuales 99.99% corresponden al gas natural y el restante porcentaje a la electricidad [2]. La energía no aprovechada alcanza a 17,521.9 miles de BEP que representan el 29.58% de la oferta total y principalmente la constituyen 24.15% de reinyección, quema y venteo y pérdidas de gas natural, 5.05% de consumo propio en procesos de transformación y 0.38% de pérdidas en transmisión y distribución de electricidad [2]. En este contexto, las importaciones tuvieron un incremento del 14.22% en el periodo 1993 – 1995, constituyéndose en el sector de mayor crecimiento, mientras las exportaciones presentaron un decremento del –1.67% en este mismo periodo [22].

PETROLEOCRUDO18,89%

RESIDUOSVEGETALES

3,44%

HIDROENERGIA5,70%

GAS NATURAL64,46%

LEÑA6,16%

ESTIERCOLANIMAL

1,35%

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Gráfico 1.3. Distribución de la Oferta Total de Energía, 1995.

La principal fuente de energía utilizada en Bolivia en 1995 desde el punto de vista de la demanda era el diesel oil (3,830.6 miles de BEP – 19.18% del consumo energético nacional en 1995), seguido por la leña (16.73%), la gasolina (16.19%), el gas natural (10.98%), el GLP (10.17%), el bagazo (9.22 %) y la electricidad (8.18%) [2]. En 1995 el consumo final nacional de energía alcanzó a 19,969 miles de BEP [2], con un promedio de consumo per capita estimado de 2.69 BEP/habitante.

Gráfico 1.4. Estructura de Consumo Final de Fuentes Energéticas, 1995.

Recuadro 1. Importancia Energética de la Biomasa

En Bolivia desde el punto de vista de la demanda, una de las fuentes principales de energía sigue siendo la biomasa que se estima alcanza los 5,976.6 miles de BEP - 29.93 % del consumo energético nacional en 1995, de los cuales el estiércol animal representa el 3.92% y el bagazo y los residuos vegetales el 9.22% [2]. La leña con 3,341.5 miles de BEP [2] es la más importante fuente entre los recursos biomásicos y su disponibilidad ya constata una seria deficiencia en algunos sectores del país, debido a la explotación no sostenible de recursos forestales, lo que ha ocasionando que se deterioren a un ritmo estimado de 168,000 ha/año [15], considerando que la deforestación con propósitos energéticos (leña y carbón) constituiría entre un 10% y 15% de esta superficie [27].

EXPORTACION24.17%

CONSUMOENERGETICO

33.71%

CONSUMO PROPIO5.05%

DIFERENCIA NETAENTRE INSUMOS Y

PRODUCTOS DETRANSFORMACION

5.22%

OTROSCOMBUSTIBLESENERGETICOS,VARIACION DEINVENTARIO Y

AJUSTES4.72%

REINYECCION,QUEMA Y

PERDIDAS DE GASNATURAL

24.15%

PERDIDAS DETRANSMISION YDISTRIBUCION

0.38%

IMPORTACION2.35%

CONSUMO NOENERGETICO

0.26%

BIOMASA29.93%

ELECTRICIDAD8.18%

GAS NATURAL10.98% DERIVADOS DE

PETROLEO50.91%

18

El comportamiento del consumo per cápita en el periodo 1985 – 1995 se muestra en el Gráfico 1.5., en el cual se puede observar una disminución en el consumo hasta 1987, llegando a 2.3 BEP por habitante, coincidiendo esta disminución con el periodo de crisis económica del país. A pesar del incremento que se observa en los subsiguientes años, el consumo de energía per cápita resulta uno de los más bajos en el contexto de América Latina, siendo el consumo per cápita de 1995 igual al de 1985.

Gráfico 1.5. Consumo Nacional Per Cápita (BEP/habitante), 1985 - 1995.

Fuente: Elaboración propia en base a [22]. Un resumen de la actividad energética en Bolivia en el periodo comprendido entre los años 1993 – 1995 se observa en la Tabla 1.1. En este sentido, observamos que el comportamiento del consumo interno final total de energía presenta un crecimiento del orden del 7.05% anual en este periodo.

Tabla 1.1. Resumen del Balance Energético (miles de BEP), 1993 - 1995.

Actividad / Gestión 1993 1994 1995

Producción Primaria 56,571.7 60,257.0 57,847.6 Importación 940.9 880.3 1,394.0 Exportación 15,060.8 15,612.1 14,317.5

Variación de Inventario 5.5 5.9 (8.4) Reinyección – Quema - Venteo 17,763.4 18,410.0 14,305.5

Oferta Interna Bruta 24,693.9 27,121.1 30,610.2 A Procesos de Transformación 17,016.6 18,700.5 20,527.2

Salida de Transformación 12,010.6 12,765.0 13,978.9 Perdidas y Consumo Propio 2,717.9 2,773.1 3,216.4

Oferta Interna Neta 16,970.0 18,412.5 20,845.5 Consumo Final Total 17,557.4 18,419.8 20,121.3

Ajuste (587.4) (7.3) 724.2 Fuente: Balances Energéticos. Sistema de Información en Energía, 1996. SNE y elaboración propia en base a [2].

2.72.6

2.3 2.32.4

2.72.8

2.7

2.5 2.5

2.7

2

2.2

2.4

2.6

2.8

3

3.2

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

BEP

/hab

itan

te

19

En este contexto la intensidad energética6 es susceptible de mejoramiento acentuado y se relaciona con el logro de buenas eficiencias productivas, eficiencias energéticas, reducción de necesidad de inversiones estatales en el sector, abastecimiento suficiente y reducción de costos de suministro, lo que implica una mejor calidad ambiental. La intensidad energética en el país en 1995 alcanzó un valor de 3.03 BEP por cada 1000 $US de PIB. En general el crecimiento del PIB y del consumo de energía es paralelo, reduciéndose paulatinamente la intensidad energética hasta 1993. A partir de este año se observa un mayor consumo de energía en relación con el PIB obtenido, uno de los responsables de este crecimiento del consumo de energía es el sector industrial, debido a que en este sector la intensidad energética subió un 15% de manera constante a partir de 1991 hasta 1994, registrándose una leve baja en el periodo 1994 – 1995, debido a que el sector industrial estancó su crecimiento, esta situación repercutió en el valor de la intensidad energética nacional. Una explicación a esta mayor intensidad energética está relacionada con la expansión del sector en cuanto a capacidad instalada, la cual no habría alcanzado niveles de producción acordes con las nuevas capacidades, aparejada al uso de tecnologías de uso de energía ineficientes. En el Gráfico 1.6. se observa la evolución de la intensidad energética para el periodo 1990 – 1995.

Gráfico 1.6. Intensidad Energética (BEP/1000 $US de PIB), 1990 - 1995.

Fuente: Elaboración propia en base a [22].

1.3.2. SUBSECTOR DE HIDROCARBUROS La actividad petrolera en Bolivia se desarrolló en marcos legales en constante evolución, adecuándose generalmente a modelos de legislación petrolera vigentes 6 Indicador de alta sostenibilidad cuando se tiene un bajo consumo energético por unidad de PIB generado.

3.30

3.373.33

2.96 2.98 3.03

2.43 2.36

2.472.58

2.72 2.71

2

2.2

2.4

2.6

2.8

3

3.2

3.4

3.6

3.8

1990 1991 1992 1993 1994 1995

BEP/

1000

$US

de

PIB

Nacional

Sector Industrial

20

en países con mayor tradición y experiencia en la materia. Sobre la base de la Ley Orgánica del Petróleo de 1921, la Standard Oil Co. perfora el primer pozo petrolero en Bolivia en 1922, en el área de Bermejo cuyo resultado fue improductivo, posteriormente en 1924 perfora un segundo pozo en la misma estructura que resulta positivo, con un caudal inicial de 1,000 barriles por día. Posteriormente, esta empresa descubre los campos de Camiri, Sanandita y Camatindi, totalizando a fines de 1930 una reserva del orden de los 20 millones de barriles. Como resultado de la Guerra del Chaco entre Bolivia y Paraguay, cuya principal razón económica era el control de las áreas petroleras, el 21 de Diciembre de 1936 se crea Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en calidad de entidad autárquica, que inicia la época del monopolio petrolero estatal. Posteriormente, en 1955 se aprueba el Código del Petróleo, que promueve el ingreso de importantes capitales privados para la exploración y explotación de hidrocarburos. En 1969 el Gobierno nacionaliza los bienes de las compañías privadas, pasando su control y administración a cargo de YPFB. Sobre la base de las reservas gasíferas descubiertas en este periodo, se define con Argentina la construcción de un gasoducto de exportación, obra que entra en operación en 1972 y cuyo volumen promedio de exportación hasta la actualidad fue de 6 millones de m3/día. En 1972 se pone en vigencia la Ley General de Hidrocarburos, la cual elimina el régimen jurídico de las concesiones, sustituyéndolo por los contratos de operación a través de YPFB con compañías nacionales y extranjeras privadas, interesadas en desarrollar actividades de explotación y desarrollo hidrocarburíferos. En 1990 se promulga la Ley Nº 1194 que busca incrementar las inversiones de riesgo, abriendo el monopolio estatal a la participación de empresas privadas nacionales y extranjeras, en actividades que eran de exclusiva responsabilidad de YPFB. A través de contratos de asociación entre YPFB y la iniciativa privada, ésta podría participar en cualquiera de las fases de la industria petrolera, incluyendo la exploración y la producción. Se debe resaltar que con la aplicación de la Ley Nº 1194, se incorporaron los nueve departamentos a la actividad de los hidrocarburos y se desarrollaron las negociaciones más importantes que permitieron la suscripción del contrato entre YPFB de Bolivia y PETROBRAS de Brasil para la exportación de gas natural. Los trabajos de prospección, perforación y explotación han sido realizados por YPFB y las empresas contratistas principalmente en el área centro – sud este del país que se denomina “área tradicional”, donde se desarrolló con los años una infraestructura importante. Actualmente el territorio con posibilidades hidrocarburíferas es de aproximadamente 611,000 km2 (55.6% del territorio nacional), sin embargo los recursos hidrocarburíferos con los que cuenta el país fueron obtenidos a partir de 77,000 km2 (12.6% del territorio con posibilidades de explotación petrolera). Desde el inicio de las operaciones petroleras hasta 1994 se perforaron cerca de 200 estructuras diferentes (123 correspondieron a YPFB), que demandaron un costo histórico total de 897 millones de $US. El total de pozos perforados alcanzó a 1,385, de los cuales 472 corresponden a pozos exploratorios (151 productores y 321 secos)

21

y 913 a pozos de desarrollo. Hasta 1994 se descubrieron 67 campos comercialmente productores de hidrocarburos, de los cuales 40 se encuentran en plena explotación, 22 en reserva y 5 fueron agotados por agotamiento de la reserva técnicamente recuperable. Como se explicó anteriormente, después de 1990 el subsector de hidrocarburos se caracterizó principalmente por dos actividades, la exploratoria y la de desarrollo de nuevos campos, realizadas tanto por la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB, como por empresas privadas, que significaron importantes aportes al nivel de reservas probadas y probables. Hasta 1994 YPFB aportó con 281 millones de barriles de petróleo, equivalentes al 80.6% de la producción acumulada, seguido por la Bolivian Gulf Oil Co. que acumuló 36 millones de barriles equivalentes al 10.4% del total acumulado. La producción de gas natural es controlada y medida a partir de 1952, su utilización incipiente se inicia en la década de los años 60, con un consumo inicial de 1 millón de pies cúbicos por día (MMPCD). Actualmente el consumo interno no sobrepasa los 135 MMPCD, la reinyección a los yacimientos 173 MMPCD y la quema/venteo los 47 MMPCD, alcanzando la producción los 519.5 MMPCD (1998). La producción acumulada de gas natural alcanza los 4.2 trillones de pies cúbicos que se destinaron a la exportación, inyección en pozos y consumo interno en el país. La relación producción/reservas para 1994 es del 2% para el petróleo y condensado y 2.5% para el gas natural. La mayor producción anual de petróleo respecto de la reserva original probada se situó en 1980 con el 2.2% de la reserva, frente a un 2.5% para el caso del gas natural en 1994. La producción de petróleo / condensado y gasolina natural alcanzó a 13,797 miles de barriles en 1998 en comparación a los 8,367 miles de barriles de 1990, en cuanto a la producción de gas natural, ésta alcanzó 189,607 millones de pies cúbicos en 1998, después del pico de producción de 208,976 millones de pies cúbicos de 1994 y la producción de 186,297 millones de pies cúbicos de 1990 [28]. En el Gráfico 1.7. se puede observar el comportamiento histórico de la producción de hidrocarburos en Bolivia en el periodo 1985 –1998.

22

Gráfico 1.7. Producción de Petróleo / Condensado y Gasolina Natural (Miles de Barriles), Producción de Gas Licuado de Petróleo (Miles de Barriles) y Producción de Gas

Natural (Millones de Pies Cúbicos), 1985 - 1998.

Fuente: Elaboración propia en base a [28], [31] y [32]. La capacidad nominal instalada de refinación del país en 1995 era de 27,300 barriles por día en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba, 15,000 barriles por día en la Refinería Guillermo Elder de Santa Cruz (con una ampliación de 5,000 barriles por día puesta en marcha en 1996) y 3,000 barriles por día en la Refinería Carlos Montenegro de Sucre. La carga total de petróleo crudo - condensado y gasolina natural para industrialización en refinerías en 1990 fue de 9,063.8 miles de barriles, mientras en 1995 alcanzó a 11,349.5 miles de barriles y a 12,000.5 miles de barriles en 1996, procesando 31,094.5 y 32,788.2 barriles por día respectivamente en 1995 y 1996 [28], [31]. La utilización total de la capacidad instalada en refinerías al finalizar la gestión 1996 fue de 65.2%. La infraestructura industrial incluye plantas de tratamiento gas localizadas en Río Grande, Colpa, Camiri y Vuelta Grande, las cuales en 1995 tenían una capacidad instalada de producción de GLP de 750 t/día y en 1997 se puso en marcha una nueva planta en Carrasco con una capacidad de 166.1 t/día y posteriormente otras plantas y facilidades en Sirari, Vibora, San Roque, Yapacani y Paloma. La producción de GLP en estas plantas y otras facilidades en 1990 fue de 1,845.3 miles de barriles, mientras que en 1996 fue de 2,435.4 miles de barriles y en 1998 alcanzó a 2,812.3 miles de barriles y la producción de gasolina natural en plantas y otras facilidades fue de 892.5 miles de barriles en 1990, mientras que en 1996 fue de 1000.9 miles de barriles y en 1997 alcanzó a 959.7 miles de barriles [28], [31], [32]. Así mismo, existen plantas de inyección de agua en Camiri y Monteagudo, con una capacidad instalada de 30,000 barriles por día. Hasta 1996 la infraestructura de transporte de hidrocarburos constaba de oleoductos, poliductos, gasoductos y propanoductos que abarcaban gran parte del país, con un total aproximado de 6,000 km de longitud y una capacidad de transporte de 286,000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Mile

s de

Bar

rile

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0

50000

100000

150000

200000

250000

Mill

ones

de

Pies

Cúb

icos

Petróleo/Condensado y Gasolina Natural

Gas Licuado de Petróleo

Gas Natural

23

barriles por día de líquidos y 707 millones de pies cúbicos por día de gas natural [22]. Esta red de transporte ha sido ampliada en los últimos años con el propósito de incorporar la producción de nuevos campos, que se han descubierto principalmente en áreas no tradicionales, a la corriente de producción global del país y que continuará en expansión para llegar a los departamentos que aún no están integrados a la infraestructura de transporte. El país cuenta con una infraestructura de almacenamiento, cuyo volumen está cuantificado en 1.9 millones de barriles para petróleo y 2.8 millones de barriles para productos derivados. En el campo de la comercialización de los productos derivados del petróleo y del gas natural, la estructura de consumo nacional está liderada por Santa Cruz con el 31% del consumo nacional, seguido por La Paz y Cochabamba, con el 29% y 19% respectivamente, constituyéndose el denominado eje central responsable del consumo de aproximadamente el 80% de la demanda nacional. En 1996 el valor de las ventas anuales de derivados en el mercado interno, asciende a los 522.4 millones de $US y de gas natural a 41.9 millones de $US. Entre estos productos, el 41.4% corresponde a la gasolina automotriz, 38% al diesel oil, 9.8% al GLP, 6.8% al jet fuel y la gasolina de aviación y 4% a otros productos. Merece destacarse el decrecimiento de la participación de la gasolina automotriz en la canasta de derivados7 de un 38% al 30% en el periodo 1990 – 1996. Por otra parte el diesel oil incrementa su participación en este mismo periodo de 31% a 41%. En este periodo, la comercialización de gasolina tiene una tasa de crecimiento promedio anual de 1.54%, mientras que la comercialización de diesel oil crece a un promedio anual del 10.24%. En el periodo 1990 – 1996, el valor del barril compuesto tiene un crecimiento anual promedio del 3.15%, mientras que el valor de la gasolina crece a un 4.77% anual. En ambos casos, este incremento anual es inferior al de la tasa inflacionaria del país. Es importante señalar que el valor más alto de la canasta de derivados se presenta en 1992 con 58.76 $US de 1990/BEP compuesto, mientras que el más alto valor para la gasolina se manifiesta en 1993 con 80.49 $US de 1990/BEP de gasolina o 71.91 $US de 1990/barril de gasolina. Finalmente, se debe señalar que el precio ponderado del barril compuesto en 1996 alcanza a 46.09 $US corrientes. 1.3.2.1. REFORMA DEL SUBSECTOR DE HIDROCARBUROS A partir de 1985 se inicia un proceso de reajuste tanto en el orden interno como externo en el país y se introducen nuevos instrumentos de política económica para la administración del sector público en el marco de la competencia y la economía de libre mercado. En este nuevo contexto, los hidrocarburos consolidan su rol indispensable en el desarrollo económico y social del país, entre los que podemos citar los siguientes: 7 La canasta de derivados incluye la gasolina automotriz, la gasolina de aviación, el GLP, el kerosene, el jet fuel, el diesel oil, el fuel oil y otros de menor demanda como el éter, el hexano, el propano y el solvente.

24

• La relación que guarda con la producción en general, por la cobertura de la demanda de energéticos a los distintos sectores económicos del país.

• Su participación en el comercio exterior, donde los hidrocarburos soportan la baja de la actividad minera exportadora, constituyéndose en la fuente más concreta de recursos externos.

• En la política fiscal del gobierno, por el nivel de financiamiento del presupuesto general de la nación, cuya fuente más importante se encuentra en los impuestos, regalías a los departamentos productores y las transferencias al Tesoro General de la Nación.

Durante el periodo 1989 – 1993 el PIB del país creció a un promedio aproximado del 4% anual y la participación de los hidrocarburos en este indicador fue del 4%, cifra que no incluye la parte correspondiente a la industrialización, por otra parte los ingresos de divisas al banco Central de Bolivia que generó YPFB en este periodo en promedio fue del 17%, habiendo utilizado aproximadamente el 3% dentro de la composición de los egresos correspondientes. Esta tasa de crecimiento fue calificada de insuficiente para satisfacer las necesidades más perentorias de los bolivianos y bajo el entendido de que el Estado había sido un mal administrador de sus recursos y sus empresas, se estructuró el modelo de la reforma y capitalización del sector. En este sentido, para alcanzar un desarrollo importante del potencial de los hidrocarburos se debería garantizar un marco jurídico estable, un mercado para la producción y los recursos necesarios para el desarrollo de los campos hidrocarburíferos del país. En este marco, la nueva Ley de Hidrocarburos establece un marco jurídico regulatorio competitivo, estable y atractivo para las inversiones en toda la cadena de la industria, el gasoducto al Brasil vincula la producción boliviana con el mercado brasileño y la capitalización de YPFB provee los recursos financieros necesarios para el desarrollo de los campos, mejoramiento de los ductos y aportes a las compañías transportadoras de gas, tanto en el lado boliviano, como en el brasileño. De esta manera, la reforma del sector logró la atracción masiva de capitales de riesgo, el desarrollo de la industria y la implementación del proyecto de integración gasífera más importante de América Latina. Como resultado de la Capitalización de las unidades de negocio de YPFB referidas a dos empresas de exploración y producción, así como la de transporte, en diciembre de 1996 se obtuvieron un total de 834.8 millones de $US como valor de capitalización y 340.2 millones de $US como deuda externa de YPFB transferida, de los cuales 306.6 millones de $US corresponden a la capitalización de Chaco S.A.M. y 59.8 millones de deuda transferida a la capitalizadora Amoco, 264.7 millones de $US a la capitalización de Andina S.A.M. y 58.3 millones de deuda transferida a la capitalizadora YPF/Perez Companc/Pluspetrol y 263.5 millones de $US corresponden a la capitalización de TransRedes y 222.1 millones de deuda transferida a la capitalizadora Enron/Shell. A través de esta operación, las empresas Chaco, Andina y TransRedes pasaron a propiedad en un 50% a cada una de las capitalizadoras. Los recursos aportados por

25

cada una de ellas deben ser invertidos, de acuerdo a un plan a ser sometido a aprobación de la Superintendencia de Hidrocarburos, en actividades propias de operación de cada una de ellas. En los casos de las empresas de upstream (Chaco y Andina), se suscribieron además contratos de compra - venta de GLP, de petróleo a las refinerías de YPFB, de gas natural para el mercado interno, así como de suministro al volumen de exportación a la Argentina. Por otra parte, TransRedes incorporó al paquete de ductos nacionales, el nuevo oleoducto Carrasco – Valle Hermoso, así como la administración de la terminal petrolera de YPFB en el puerto de Arica en el Pacífico. Adicionalmente, por el contrato de asociación suscrito con YPFB para el gasoducto al Brasil, pasa a controlar este proyecto y tiene expectativas sobre el transporte de gas natural de Camisea en el Perú por Bolivia hacia el Brasil, así como sobre el proyecto de exportación de gas natural al Paraguay. De esta manera, se estructuró un cuasi monopolio de la infraestructura de transporte existente, tanto para crudo como gas natural, en favor del sector privado. La nueva Ley de Hidrocarburos promulgada en 1996, precisa que por norma constitucional, los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la forma en que se presenten, son del dominio directo, inalienable e imprescriptible del Estado y ninguna concesión o contrato podría conferir la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos. Por otra parte, el derecho de explorar y de explotar los campos de hidrocarburos y de comercializar sus productos lo ejerce el Estado mediante YPFB para lo cual, esta empresa celebrará necesariamente contratos de riesgo compartido, por tiempo limitado, con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras. Las actividades de refinación y comercialización al por mayor de hidrocarburos, serán ejecutadas por YPFB o en asociación con terceros y prestará servicios técnicos y comerciales para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos, mientras la importación, la exportación y la comercialización interna de hidrocarburos y sus productos derivados es libre, exceptuándose los volúmenes requeridos para satisfacer el consumo interno de gas natural y para cumplir con los contratos de exportación pactados por YPFB, los cuales serán establecidos periódicamente por la Superintendencia de Hidrocarburos. De esta manera, las empresas adquieren el derecho de prospectar, explotar, extraer, transportar y comercializar la producción obtenida, no estando obligadas a satisfacer el mercado interno y exportar, como era antes la norma, el crudo excedentario. De no existir un acuerdo, cualquiera sea la circunstancia, entre productor (privado) y refinador (Estado), el mercado podría ser desabastecido. Por otra parte, los productores tienen el derecho de construir y operar nuevos ductos para el transporte de su propia producción y la de terceros, con algunas excepciones, estando el transporte de hidrocarburos y derivados por ductos regido por el libre acceso. Todo el proceso de reforma busca generar mayor competencia y participación del sector privado en los sectores de petróleo y gas, estableciendo claramente la separación entre funciones reguladoras y empresariales del Estado. En este sentido, el Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) norma toda la cadena de la industria de hidrocarburos, teniendo el Superintendente de Hidrocarburos, las siguientes atribuciones y limitaciones específicas:

26

• Proteger los derechos de los consumidores; • Requerir información, datos y otros que considere necesarios para el

cumplimiento de sus funciones y para la elaboración y publicación de estadísticas;

• Verificar la información recibida en materia de costos de las diferentes actividades de la industria hidrocarburífera.

En este marco, el transporte de hidrocarburos y la distribución de gas natural por redes será objeto de concesión administrativa por la Superintendencia de Hidrocarburos. En el caso de la distribución de gas natural por redes, definida como servicio público, la concesión se otorgará mediante licitación pública, en coordinación con los Gobiernos Municipales. De igual manera, la refinación e industrialización de hidrocarburos, así como la comercialización de sus productos podrá ser realizada mediante su registro en esta Superintendencia. 1.3.3. SUBSECTOR DE GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA A inicios de la década de los años 60, bajo el concepto de impulso al crecimiento por medio de los agentes empresariales estatales, se formulo el “Plan Decenal de Desarrollo Económico y Social”, el cual puso al descubierto el desconocimiento nacional del potencial energético del país, la debilidad institucional del sector y la incertidumbre para enfrentar los futuros requerimientos de inversión en materia de energía eléctrica. En Febrero de 1962, se dispuso la creación de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), con características de alcance nacional y con la finalidad de desarrollar el sector eléctrico en aquellas áreas donde no se manifieste la iniciativa privada. Así mismo, se crea la Dirección Nacional de Electricidad (DINE), como entidad destinada a la regulación del ejercicio de la industria eléctrica a escala nacional. Paralelamente, la Bolivian Power Company (posteriormente Compañía Boliviana de Energía Eléctrica - COBEE), que había iniciado sus actividades a principios de siglo, quedó encargada de la generación, transmisión y distribución de electricidad en los mercados de La Paz, Oruro y los centros mineros en su radio de influencia. En el ámbito normativo, en 1968 se promulgó el Código Nacional de Electricidad como instrumento legal destinado a la regulación de la industria eléctrica, habiéndose encargado de su observancia a la DINE. Posteriormente, en 1970 se creó el Instituto Nacional de Electrificación Rural (INER) para la promoción del servicio eléctrico en las áreas rurales, el cual fue sustituido por la Corporación de Fomento Energético Rural (COFER), cuyas funciones se ampliaron a otra forma de provisión de energéticos, particularmente no convencionales, hacia las áreas rurales. La COFER fue sustituida posteriormente por la Dirección de Fomento Energético Rural (DIFER), excluyendo de sus actividades las inversiones y ejecución de proyectos. A mediados de la década de los 70, ENDE interconectó importantes mercados eléctricos del país (Cochabamba, Oruro, Potosí y Chuquisaca), implementando un

27

amplio programa de electrificación urbano y rural y participó en la creación de múltiples empresas y cooperativas de distribución de energía eléctrica en todo el territorio nacional. A finales de los 70, ENDE interconectó los sistemas central sur (Cochabamba, Oruro, Potosí y Chuquisaca) con el sistema norte (La Paz) y en la década de los 80 incorporó al sistema oriental (Santa Cruz) formando el actual Sistema Interconectado Nacional. Si bien el primer quinquenio de los 60, se caracterizó por un modesto crecimiento de la oferta y demanda eléctrica, consecuencia de la debilidad empresarial y la ausencia de un ordenamiento institucional, a partir de mediados de los 60 hasta inicios de los 80, la demanda se caracteriza por una alta tasa de crecimiento que obligaba a duplicar la capacidad instalada en el país casi cada 9 años y se producen las mayores expansiones en el sistema de generación y las principales interconexiones. En la década de los 80, coincidiendo con la profunda crisis económica del país, los precios y tarifas se debilitaron sustancialmente. Paralelamente, se da una crisis en la minería con el derrumbe de los preciso internacionales de los minerales que exporta el país, lo que obliga a una disminución radical de la producción y la consiguiente disminución del consumo de electricidad, considerando que este sector en el periodo anterior había llegado a representar hasta el 40% de la demanda total. Este periodo de carácter recesivo se caracteriza por un debilitamiento financiero de las empresas, como consecuencia de los bajos niveles tarifarios. Desde los años 80 hasta la actualidad, el sector muestra una evolución creciente, donde ha existido una recuperación del consumo, coincidente con importantes medidas tarifarias, como la indexación de las tarifas al dólar norteamericano en 1987, por otra parte el Estado se subrogó parte de la deuda a largo plazo de ENDE (aproximadamente 90 millones de $US), caracterizando a esta época como de recuperación sectorial. La industria eléctrica presentaba un alto grado de integración vertical hasta 1994, debido a que ENDE operaba a la generación y transmisión de energía, COBEE generaba, transmitía y distribuía su propia energía y compraba a ENDE cantidades importantes para poder atender a su mercado, lo cual representaba que estas dos compañías controlaban el 94% de la generación a escala nacional. En 1995 las fuentes energéticas primarias para la producción de energía eléctrica en el país están constituidas por la hidroenergía (43.6%), el gas natural (51.9%), los derivados del petróleo (2%) y el bagazo (2.5%), existiendo un potencial energético en recursos geotérmicos en etapa de experimentación. El petróleo no es utilizado directamente para producir electricidad, pero si el diesel oil, especialmente en los sistemas aislados y en muy pequeñas cantidades la gasolina. Del total de la energía primaria producida, el gas natural utilizado para generar electricidad representó el 6.8% en 1995, mientras el recurso de la hidroenergía es aprovechado con la exclusiva finalidad de generar energía eléctrica y representó en 1995 el 5.7% del total de energía primaria producida (asignando a la generación hidroeléctrica un rendimiento equivalente de generación termoeléctrica del 27% según criterios de OLADE [2]). En términos energéticos el equivalente calórico de todos los recursos energéticos empleados para la producción de energía eléctrica en 1990 alcanzó a

28

5,128.9 miles de BEP y en 1995 alcanzó a 7,563.4 miles de BEP, representando respectivamente el 9.62% y el 13.07% de la energía primaria del país (se incluye una pequeña contribución del diesel oil y gasolinas que son energías secundarias) [2]. El Sistema Eléctrico de Bolivia cuenta con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) que abastece los requerimientos de las principales capitales y poblaciones adyacentes a los departamentos de La Paz, Oruro, Cochabamba, Chuquisaca, Potosí y Santa Cruz; los Sistemas Aislados (SA) que no están conectados al SIN y que operan en las ciudades de Tarija, Trinidad, Cobija y otras ciudades intermedias como Yacuiba, Villamontes, Bermejo, Guayaramerín, Riberalta, Camiri y los Valles Cruceños; los Sistemas Aislados Menores (SAM), cuya capacidad instalada efectiva es menor a 1 MW y que está conformado por pequeñas cooperativas de servicios eléctricos en poblaciones menores, entre las cuales destacan Caranavi, Guanay, Tipuani, Camargo, Cotagaita, Villazón, Magdalena, Reyes, San Ramón, Yacuma, San Javier, San Ignacio de Velasco y Roboré; y los Autoproductores, que generan principalmente para satisfacer los requerimientos de su propia demanda de electricidad, entre los cuales destacan YPFB y la Corporación Minera de Bolivia que están conectados al SIN.

Gráfico 1.8. Principales Sistemas Eléctricos de Bolivia, 1996.

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La capacidad instalada en equipamiento para la generación de energía eléctrica a escala nacional en 1990 era de 636.02 MW, mientras a fines de 1996 ésta alcanzó los 954.0 MW8 con una producción de energía eléctrica de 3,224 GWh y ventas de aproximadamente 2,854 GWh [1]. Respecto a 1995, estas cifras registran tasas de crecimiento de 16.8%, 7.3% y 8.4% respectivamente y la cobertura del servicio de suministro de electricidad alcanzó aproximadamente al 54% de la población boliviana.

Gráfico 1.9. Producción y Consumo de Energía Eléctrica en Bolivia (GWh) y Capacidad Instalada de Generación de Energía Eléctrica (MW), 1986 - 1996.

Fuente: [1]. El consumo residencial en 1990 representó el 44.6% de las ventas, el 30.9% el consumo industrial y el 24.5% el consumo comercial general y el alumbrado público, siendo el número de abonados de 469,920, de los cuales 86.71% eran residenciales, 0.87% industriales,12.15% comerciales y 0.27% otros [6]. En 1996 la estructura de consumo de energía eléctrica en el país, mostraba que el 41.49% correspondía a la categoría residencial, 14.75% a la general (comercial), 26.07% a la industrial, 4.31% al alumbrado público, 13.28% a la minería y 0.10% a la exportación. En esta estructura participaban el SIN con el 88.75%, los SA con 4.24%, los SAM con 1.19% y los autoproductores con el 5.82% [1]. Entre los años 1986 y 1996 la capacidad instalada de generación en Bolivia se incrementó en 67.1%, con una tasa anual media de crecimiento del 5.3% (hidroeléctrica 0.2% y termoeléctrica 9.1%), mientras la producción de energía eléctrica en este periodo creció con una tasa anual media del 6.6% (hidroeléctrica 2.3% y termoeléctrica 12.7%) y se incrementó en 90.3%. La evolución del consumo de energía eléctrica en el periodo 1986 – 1996, muestra una tasa anual de crecimiento de 6.7%, con un crecimiento relativamente acelerado en las categorías 8 Según el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional - Período 1995 – 2005 [5], se tenía previsto su ampliación hasta 1,393.4 MW en el año 2005.

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

GWh

400

600

800

1000

1200

1400

MW

Capacidad Instalada

Producción

Consumo

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de alumbrado público (11.3%), general (9.0%), industrial (7.9%) y residencial (7.0%) [1]. En la evolución histórica del equipamiento de generación de energía eléctrica a escala nacional, se puede observar la mayor importancia que asume el tipo de generación termoeléctrica respecto a la de tipo hidroeléctrica en estos últimos años. En 1990 a escala nacional, la generación termoeléctrica (turbinas y motores a gas y diesel) representaba el 51.43% (327.12 MW), mientras que la hidroeléctrica (centrales de pasada y embalse) 48.57% (308.9 MW) y en 1996 representaban 67.75% (646.3 MW) y 32.25% (307.7 MW) respectivamente, esta preponderancia se debe principalmente al incremento de unidades a gas natural en ENDE, la mayor empresa de generación del país, que en 1995 se capitalizó con inversiones privadas internacionales y se dividió en tres empresas de generación y una de distribución, la adición de 17.6 MW instalados en 1995 por COBEE en una planta termoeléctrica en La Paz, 125 MW instalados en 1996 en la Central Carrasco por Valle Hermoso S.A. y la puesta en operación de 8.8 MW en las centrales de La Tablada y Villamontes de ENDE y Guayaramerin y Riberalta (unidad a biomasa de 1MW) de las cooperativas de estas ciudades. El parque generador de las otras empresas y de los autoproductores se vio prácticamente congelado en este período. En este contexto, en 1996 el 45.29% del total de la producción eléctrica de Bolivia fue generada por centrales hidráulicas y el 54.71% por centrales térmicas. Del total de la potencia instalada, el servicio público en 1990 representaba aproximadamente el 83% con 525.2 MW (ENDE, COBEE, otros servidores públicos) y la autoproducción el 17% restante con 107.9 MW, con una producción total de 2,132.6 GWh, mientras que en 1996 éstas representaban 88.7% con 846.1 MW y 11.3% con 107.9 MW.

Tabla 1.2. Producción de Electricidad en Bolivia (GWh), 1996.

SISTEMA Generación Hidráulica

Generación Termoeléctrica

Total Participación

Sistema Interconectado Nacional 1,381 1,455 2,836 87.97 % Sistemas Aislados 26 120 146 4.53 % Sistemas Aislados Menores 11 42 53 1.64 % Total Servicio Público 1,418 1,617 3,035 94.14 % Autoproducción (*) 42 147 189 5.86 % Total País 1,460 1,764 3,224 100% Participación 45.29 % 54.71 % 100 % (*) Valores estimados Fuente: [1] Como se analizó anteriormente, el servicio eléctrico de Bolivia se basa en el Sistema Interconectado Nacional (centro-sur-norte-oriente) que está a cargo de las centrales de generación que pertenecen a Corani S.A., Guaracachi S.A., Valle Hermoso S.A. (ex ENDE) y a las de COBEE y eventualmente las ventas de excedentes de la central de Río Yura de la empresa minera COMIBOL (en 1996 estas alcanzaron a 17.2 GWh) y a YPFB que actualmente genera exclusivamente para consumo propio. A finales de 1996, la capacidad de generación de este sistema alcanzó a 760.6 MW, que representa el 79.73% de la capacidad instalada nacional, de la cual 35.54% es

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hidroeléctrica y 64.46% es termoeléctrica. La producción de energía eléctrica del SIN en 1996 alcanzó a 2,836 GWh que representan aproximadamente el 88% del total del país, de los cuales el 30% fue generado por COBEE, 19% por Corani S.A., 36% por Guaracachi S.A. y 15% por Valle Hermoso S.A. Las ventas de energía eléctrica al consumidor final en el SIN alcanzaron a 2,533 GWh en 1996, representando aproximadamente el 88.75% del total de energía vendida en el país, con una tasa de crecimiento anual del 8.6% respecto al año 1995. La demanda de electricidad se concentra en 6 empresas de distribución (Electropaz, Cre, Elfec, Cessa, Sepsa, Elfeo) y 2 consumidores no regulados (Inti Raymi y Vinto) [1]. La participación de los consumidores residenciales en el consumo total para 1996 es de 42%, seguido de la categoría industrial con un 20% y la categoría general con un 16%. El número total de consumidores a diciembre de 1996 alcanzó a 697,073 con una tasa de crecimiento del 7% respecto a 1995. La tarifa promedio de distribución de las empresas, pagada por los consumidores finales fue de 7.19 c de $US/kWh (incluye IVA e IT), la cual fue 11.5% superior al año 1995. El nivel más alto de perdidas de energía fue registrado en el sistema Capinota de Elfec (19.9%) y el menor en Ende (0.6%), con un promedio del 8.5% [1]. En 1990 la demanda máxima en el SIN alcanzó a 270 MW, con un factor de carga de 49.7% y con 5.6% de pérdidas en transmisión, mientras que en 1996 la demanda máxima alcanzó a 581.2 MW, con un factor de carga promedio de 44.7% y con 8.5% de pérdidas en transmisión. Las ventas totales de las principales empresas del servicio público en el SIN, que constituyen más del 80 % del consumo total del país, alcanzaron en 1990 a 1,524.03 GWh y en 1996 a 2,555.7 GWh [1]. Parte importante del servicio eléctrico en Bolivia lo constituyen los Sistemas Aislados, cuya capacidad instalada a diciembre de 1996 fue de 54.8 MW, con una tasa de crecimiento de 19.4% respecto al año 1995. La capacidad instalada en los SA representa el 6% del total del país, de la cual aproximadamente 15% es hidroeléctrica y 85% es termoeléctrica. La producción de energía eléctrica en 1996 fue de 146.31 GWh, representando aproximadamente el 4.5% del total de energía del país, con una tasa de crecimiento del 9.8% respecto a 1995 y una demanda máxima de 35.7 MW. De la energía generada en los SA, aproximadamente 18% es hidroeléctrica y 82% es termoeléctrica. Las ventas de energía en el año 1996 alcanzaron a 120.6 GWh, con una tasa de crecimiento del 10% respecto a 1995, de los cuales 64.5% corresponde a la categoría residencial, 15.7% a la general, 9.1% a la industrial, 7.4% al alumbrado público y 3.3% al especial. El número total de consumidores a diciembre de 1996 en los SA alcanzó a 71,486 y la tarifa promedio de distribución de las empresas, pagada por los consumidores finales fue de 13.23 c de $US/kWh (incluye IVA e IT). El nivel más alto de perdidas

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de energía fue registrado en el sistema Entre Ríos de Setar (29.9%) y el menor en Cobija (11.7%), con un promedio de 20.1% [1]. Los Sistemas Aislados Menores tienen una estructura organizativa de tipo cooperativo y casi exclusivamente utilizan diesel oil como combustible. En el país existen aproximadamente 100 cooperativas, de las cuales solo 25 envíaron información en 1996. En este año la potencia instalada de estas 25 cooperativas era de 13.95 MW, la demanda máxima referencial de 7.03 MW y la generación de energía alcanzó a 24.26 GWh, mientras las ventas fueron de 17.26 GWh9. El número total de consumidores a diciembre de 1996 alcanzó a 22,159 y la tarifa promedio a los consumidores finales fue de 21.61 c de $US/kWh (incluye IVA e IT). El nivel más alto de perdidas de energía fue registrado en la cooperativa de San Ignacio de Moxos (55.8%) y el menor en la cooperativa 31 de Marzo (0%), con un promedio general del 25% [1]. Los Autoproductores son sistemas que generan principalmente para satisfacer sus propios requerimientos de energía eléctrica sobre la base de energía hidráulica y térmica (gas natural, diesel oil y biomasa). En estos sistemas se encuentra aproximadamente el 11.3% de la capacidad instalada y el 5.9% de la producción de electricidad en Bolivia. Existen dos autoproductores conectados al SIN, YPFB con centrales termoeléctricas y COMIBOL con centrales hidroeléctricas, la cual vende sus excedentes al SIN. Adicionalmente, se cuenta con una variedad de autoproductores en sistemas aislados pertenecientes a ingenios azucareros y campamentos mineros. 1.3.3.1. REFORMA DEL SUBSECTOR DE GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA Las necesidades de la reforma del sector eléctrico nacen a partir de la identificación de los siguientes problemas sectoriales: • Tarifas distorsionadas cuyos niveles y estructuras no reflejan los costos

económicos del servicio. • Falta de claridad jurisdiccional entre el Gobierno y los Municipios. • Marco regulatorio débil, sin independencia de gestión, ni autonomía

presupuestaria. • Carencia de incentivos para atraer capital privado y promover la competencia. Estas reformas se manifiestan en el reordenamiento institucional con la creación del Ministerio de Desarrollo Económico, en cuyo interior se crea el Viceministerio de Energía e Hidrocarburos (ex Secretaría Nacional de Energía), encargando la regulación del sector a la Superintendencia de Electricidad y responsabilizando al Comité de Despacho de Carga de la coordinación de operación del SIN. Por otra parte, se manifiestan en la reforma regulatoria, la cual desintegra la industria eléctrica a nivel horizontal y vertical en generación, transmisión y distribución, donde las 9 Se estima que el total de la capacidad instalada de otras cooperativas alcanza a 11.51 MW y la energía generada a 22 GWh.

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empresas se dedican a una sola de estas actividades en el SIN, a excepción de los sistemas aislados, además desregulando los precios de la energía eléctrica a nivel de generación para los contratos de largo plazo, estableciendo sistemas de peajes y tarifas de transmisión y regulando tarifas al consumidor cautivo. Finalmente, se manifiestan en la reforma empresarial y legal, que capitaliza ENDE, adecuando las estructuras empresariales a las disposiciones de la nueva Ley de Electricidad, la cual es promulgada sobre la base de los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad y utilidad pública y promulgando las Leyes de Capitalización y de Regulación Sectorial. La capitalización de ENDE representa, la incorporación de capitales privados en una de las empresas estatales del sector energético con mejor desempeño financiero, administrativo, técnico y de calidad de servicio. El aporte privado a las tres unidades de negocio referidas a la generación alcanza a 139.8 millones de $US, de los cuales 58.8 millones de $US corresponden a Corani S.A. capitalizada por Dominion Energy (EE.UU.), 47.1 millones de $US corresponden a Guaracachi S.A. capitalizada por Energy Initiatives (EE.UU.) y 33.9 millones de $US corresponden a Valle Hermoso S.A. capitalizada por Constellation Energy (EE.UU.). En 1997 ENDE transfirió como resultado de un proceso licitatorio de venta las acciones de la unidad de negocio referido a la transmisión, que incluye las líneas del SIN al grupo español Unión Fenosa Desarrollo y Acción S.A., por un valor de 39.99 millones de $US. En lo referido a COBEE y su adecuación a la nueva estructura empresarial, el principal accionista de dicha compañía transfirió acciones al consorcio Liberty Power – Cogentrix Bolivia Inc., el cual posteriormente vendió su propiedad al grupo Iberdrola de España en lo que se refiere a distribución y al consorcio NRG de EE.UU. (40%) y a Wattenfall de Suecia (60%) en lo referente a las unidades de generación. En el contexto de la capitalización, las diferentes empresas capitalizadoras tienen compromisos de inversión por el monto de suscripción (139.8 millones de $US en total) en capital para generación (90%) y capital de operación (10%) en un lapso de 7 años. Por otra parte, COBEE estima una inversión de 87.1 millones de $US en la ampliación y mejora del sistema de generación de Zongo, con un incremento de 65.6 MW en su capacidad instalada (59%). Adicionalmente, la Superintendencia de Electricidad ha otorgado varias licencias de generación y licencias provisionales para estudios de generación en diferentes regiones del país. Los mercados eléctricos de los países vecinos están alejados de las fuentes de energía de Bolivia y la venta de gas a estos países excluye la venta de energía eléctrica, por razones económicas, de costo, de escala y de autonomía energética relativa de los clientes, sin embargo se están iniciando gestiones para desarrollar proyectos para abastecer el importante mercado brasileño, especialmente a Cuiaba, la cual por estar alejada del gasoducto de exportación y para suministrar energía está sujeta a la variante de construcción de un ramal secundario importante para poder suministrar gas natural a una eventual planta generadora en lado brasileño. Por otra parte, en el marco de los acuerdos con Argentina se plantea la instalación de 300 a 350 MW hidroeléctricos en el río Bermejo con fines de exportación.

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Por otro lado, la Ley de Electricidad estipula que el Viceministerio de Energía e Hidrocarburos (ex Secretaria de Energía) es el responsable de la formulación del plan Referencial para el Sistema Interconectado Nacional y de los Planes Indicativos para los Sistemas Aislados y de la normatividad correspondiente como facilitador del desarrollo del sector, pero la definición de inversiones, recae sobre la Superintendencia de Electricidad encargada de dar concesiones y licencias para el ejercicio de la industria eléctrica, a nombre del Estado, sin lineamientos específicos de política energética para aceptar o rechazar los proyectos nuevos. La Superintendencia podría, de esta manera, otorgar licencias y concesiones a proyectos distintos a los que figuran en los planes estatales. Por otra parte, la existencia de cuatro generadores importantes en el mercado de generación de electricidad, no elimina la posibilidad de prácticas colusivas que permitan manipulaciones en los precios básicos de la electricidad en desmedro de los usuarios. El nuevo modelo prevé un sistema de libre acceso a las redes de transmisión, donde las tres empresas capitalizadas de generación más COBEE, abastecerán a través de la empresa de empresa de transmisión, a sus respectivos clientes vía contratos de largo plazo, donde los clientes pueden ser grandes usuarios o compañías de distribución. De acuerdo a lo estipulado por la Ley de Electricidad el Mercado Eléctrico Mayorista, está integrado por generadores, transmisores, distribuidores y consumidores no regulados, los cuales deberán efectuar operaciones de compra - venta y transporte de electricidad en el SIN. Este mercado compuesto por el Mercado de Contratos y del Mercado de Spot deberá ser administrado por el Comité Nacional de Despacho de Carga y los contratos entre los agentes del mercado son libres en cuanto a duración, condiciones y precios. En cuanto a la estructura propietaria, las empresas que participan en el SIN, tienen límites para participar en la propiedad de empresas destinadas a actividades distintas a la de la empresa en cuestión, de manera que una empresa generadora no podrá participar en la propiedad de la empresa transmisora o de una distribuidora o viceversa. Por otra parte, las restricciones fijadas por Ley se refieren a que una empresa de generación no podrá tener más del 35% de la capacidad instalada en el SIN. Las empresas de distribución en forma excepcional podrán tener derechos propietarios en generación de electricidad basada en energías renovables, en la medida que sus instalaciones no tengan una capacidad superior al 15% de la demanda máxima de su sistema de distribución. Con relación a los principios para la fijación de precios de electricidad establecidos, se menciona que la misma será valorizada al nivel de generación según los costos marginales de corto plazo para los intercambios entre generadores en tanto que desregulada para los contratos a largo plazo. Al nivel de transmisión se utilizarán costos promedios de transmisión de sistemas económicamente adaptados, en tanto que en distribución se fijarán topes utilizando criterios contables y tasas de retorno

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según el comportamiento de empresas de utilidad pública que coticen acciones en la Bolsa de valores de Nueva York y que figuren en el índice Dow Jones. 1.3.4. LAS REFORMAS EN ENERGIA RURAL Y EFICIENCIA ENERGETICA Entre los principios de las reformas se ha definido que la electrificación rural será responsabilidad del Estado, en caso de no poder ser realizada por la iniciativa privada, por esta razón se ha desarrollado la Estrategia Nacional de Energía Rural, la cual busca incrementar la cobertura del suministro energético, disminuir la presión sobre el medio ambiente y activar los mercados energéticos rurales, promoviendo proyectos energéticos sostenibles y potenciando los servicios básicos del área rural con la provisión de energía. Los pilares de esta estrategia están definidos por el co-financiamiento, que busca canalizar recursos estatales y privados (comerciales y no comerciales) para las inversiones en energía rural, una base tecnológica ampliada para el suministro energético que incorpora a las energías renovables en la matriz energética rural y la gestión de la demanda, por la cual se crean condiciones para la atención de las demandas energéticas, concertadas y priorizadas al nivel de usuarios, así como su canalización y satisfacción. Producto de esta estrategia se ha diseñado el Programa Nacional de Energía Rural (PRONER) y el Plan Indicativo Nacional de Electrificación Rural, para identificar los mercados energéticos rurales en función del grado de desarrollo sub-regional y micro-regional, señalar las posibilidades y alternativas de suministro de energía eléctrica a los municipios a mediano plazo, enmarcar las demandas energéticas de los municipios en conceptos técnicos y financieros que garanticen sostenibilidad y crecimiento y cuantificar y programar las inversiones necesarias. Adicionalmente, la Ley de Electricidad prevé la existencia de sistemas eléctricos integrados (generación, transmisión y distribución), lo que permite con mayor flexibilidad la instalación de plantas generadoras (microcentrales hidráulicas, generadores eólicos) en sistemas rurales aislados. Por otra parte, la Estrategia Nacional de Eficiencia Energética tiene como objetivo general promover la utilización eficiente de la energía y participar en la preservación del medio ambiente. De esta manera se plantea en el largo plazo mejorar los niveles de eficiencia energética y establecer condiciones de funcionamiento racional de los distintos sectores con relación a la producción, distribución y consumo de energía, optimizando el uso de recursos económicos y financieros en la gestión energética. Los principios básicos de esta estrategia son el equilibrio entre el potencial energético del país y su aprovechamiento racional, la sostenibilidad para mitigar o minimizar el impacto ambiental de las actividades vinculadas a la cadena energética y la transparencia y neutralidad para el establecimiento de regulaciones, normas y procedimientos que gobiernen la gestión energética. En este sentido, la Ley de Electricidad promueve indirectamente la eficiencia energética a través de la fijación de la eficiencia económica como parámetro fundamental de la actividad eléctrica del país, además todos los aspectos de

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desregulación del mercado que tenderán a colocar las tarifas en valores reales, redundarán positivamente en el aumento de competitividad de actividades de eficiencia energética, así como la introducción de nuevas tecnologías energéticas más eficientes y ambientalmente limpias. Adicionalmente, el marco jurídico de las reformas ofrece otras posibilidades para activar la electrificación rural, es así que la Ley de Descentralización establece en su reglamentación que las prefecturas se encargarán de la electrificación rural, responsabilidad que se entiende como la promoción de las políticas y estrategias del gobierno central en esta temática, posibilitándose el co-financiamiento de proyectos que se identifiquen en las regiones. Por otra parte, el aprovechamiento del potencial energético renovable será posible si existe la presencia de condiciones socioeconómicas adecuadas que permitan el funcionamiento del sistema, situación respaldada por la acción de los municipios en el marco de la Ley de Participación Popular, que garantiza que los proyectos tengan la factibilidad necesaria (social, técnica y económica) y que el sistema sea sostenible en el tiempo. De esta manera, se espera que puedan ser más fácilmente superados los problemas de dinamización de procesos de energización rural, que se originaban en la baja capacidad de inversión por parte de los habitantes del sector rural, la poca presencia efectiva del Estado y del sector privado (bancos, empresas de servicios, etc.), la dificultad de plantear esquemas institucionales sostenibles y la inexistencia de estrategias más o menos coherentes en el sector. Recuadro 2.

Energía y Equidad En Bolivia aproximadamente el 62.84% de la población vive en el área urbana y el restante 37.16% en el área rural; esta distribución muestra un proceso creciente de urbanización respecto a 1992, año en el que el 57.5% residía en el área urbana y el 42.5% en el área rural. La densidad demográfica se incrementó de 5.8 a 7.4 habitantes por km2 entre 1992 y 1999, aunque esta distribución es muy heterogénea a escala regional ya que existen departamentos como Cochabamba y La Paz con densidades de 24.7 hab/km2 y 17.1 hab/km2

respectivamente o Beni y Pando con densidades de 1.5 hab/km2 y 0.8 hab/km2. De manera general existen dos realidades diferentes desde el punto de vista energético y de la equidad, representados por un fenómeno de centro y periferia. Una dimensión de esta realidad en el caso energético es la tarifa eléctrica promedio, ya que en el Sistema Interconectado Nacional ésta alcanza a 7.14 c de $US, en los Sistemas Aislados a 13.23 c de $US y en los Sistemas Aislados Menores a 21.63 c de $US [1]. Prácticamente las diferencias son de 2 a 1 y de 3 a 1 y la misma es soportada por los usuarios de los sistemas que corresponden a las zonas más alejadas del país, con un menor nivel de desarrollo y cuya población es comparativamente más pobre. En el caso urbano, las diferencias se observan al analizar los tramos de consumo de energía eléctrica que indirectamente tiene relación con los niveles de ingreso. Si se analizan los porcentajes de usuarios para las ciudades de La Paz y Santa Cruz (las más importantes del país), se observa que en el primer grupo de 0 a 100 kWh/mes en La Paz se concentra el 52% de los usuarios, mientras que en Santa Cruz el 28%. En el segundo tramo de 101 a 200 kWh/mes, en La Paz se encuentra el 26% y en Santa Cruz un 32% y finalmente en el tercer tramo de 200kWh/mes en adelante, en La Paz se concentra el 22% y en Santa Cruz el 40%. De este análisis es posible concluir que existe un margen importante de población urbano – marginal [22].

Tabla 1.3. Patrones de Consumo Energético Familiar Urbano – Rural (BEP/año).

FUENTE DE ENERGIA Urbano (*) Rural (**)Biomasa 0.27 5.01Kerosene 0.15 0.215GLP 1.49 0.12Electricidad 1.38 0.016Total BEP/año 3.29 5.361Total BEP/año (energía útil) 1.93 0.65

(*) 830,000 hogares urbanos; (**) 656,000 hogares rurales Fuente: [22]

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En la dimensión urbana - rural, el tema se visualiza desde el punto de vista de oportunidad de acceso a energéticos económicos. Las ciudades más grandes tienen un abastecimiento regular de GLP, Gas Natural, combustibles líquidos y electricidad, mientras que en el área rural la llegada de estos energéticos es muy escasa. El consumo de biomasa de una familia rural es 18.6 veces superior a una familia urbana, en el kerosene este consumo es 1.4 veces superior, en el caso del GLP una familia urbana consume 12.4 veces más que una rural y en el caso de la electricidad una familia urbana consume 86.2 veces más que una familia rural. Totalizando físicamente el volumen de consumo de energéticos, una familia rural demanda 1.6 veces más que una familia urbana, sin embargo cuando se analiza los rendimientos y se calcula la energía útil, la relación se invierte y resulta que una familia urbana utiliza 3 veces más energía útil que una familia rural, lo que muestra la pobre eficiencia energética en el área rural y su indigencia. En este sentido, se puede afirmar que el sector rural esta prácticamente marginado de los sistemas convencionales de provisión de energía y la fuente de energía principal, la biomasa al no ser objeto de comercio, su suministro se efectúa al nivel del sector informal no estructurado y fuera del control fiscal. En cuanto a energías comerciales, el GLP y la electricidad han empezado a penetrar en el mercado rural, pero esta introducción tropieza con la barrera de los bajos ingresos rurales y con la estructura de costos y operación del suministro de energía comercial más altos para zonas rurales (longitudes de transmisión, alta dispersión y altos costos de distribución). En el caso del GLP, un equilibrio inestable en la oferta interna de este combustible impide su amplia difusión en el sector rural y medidas como la introducción del gas natural en las ciudades y un consecuente desplazamiento del GLP hacia el área rural no se han dado de manera perceptible. En el tema de la cocción de alimentos, la incidencia del desabastecimiento de GLP en el área rural se acentúa más, en las zonas donde la leña se compra, se observa una relación de precio de 2 a 1 respecto al GLP y de 3 a 1 en el caso del estiércol, por esta razón desde el punto de vista de la equidad, es sensible en la población rural la falta de oportunidad de acceso a este combustible.

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1.4. ANALISIS DE MITIGACION DE EMISIONES

Para el sector energético del país el principal desafío ambiental a largo plazo implica lograr su desarrollo sostenible, el cual necesariamente está relacionado a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Alcanzar esta meta puede ser lograda a través de la implementación de acciones de uso eficiente y racional de la energía, utilización de fuentes de energía renovables y la sustitución de fuentes fósiles y biomásicas por fuentes de menor contenido de carbono, considerando que el uso eficiente de la energía y otras opciones representan a final de cuentas beneficios económicos importantes, debido principalmente a que el incremento de eficiencia en el uso energético tiene menor costo que el incremento del suministro de energía y las demandas de ésta pueden ser satisfechas de manera racional con menores inversiones de capital. Por otra parte, en adición a los beneficios económicos, la reducción del uso de combustibles fósiles a través de su utilización eficiente, el uso de energías renovables y de combustibles con menor contenido de carbono, beneficia ampliamente al medio ambiente en el ámbito local y nacional y representa impactos sociales positivos de gran magnitud. En este contexto, debido a que el sector energético del país es amplio y diverso y que las medidas de mitigación de emisiones pueden ser aplicadas a través de todo el espectro del sector, se ha desarrollado el presente Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de GEI del Sector Energético, muchas de las cuales podrían implementarse a través de una variedad amplia de categorías, como aplicación de políticas sectoriales, regulaciones, incentivos, desarrollo de proyectos e iniciativas, información y educación, acuerdos voluntarios, proyectos demostrativos, etc. La metodología de análisis utilizada en el estudio fue la recomendada por el II Grupo de Trabajo del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) desarrollada en el documento Métodos para Evaluación de Opciones de Mitigación: Apéndice IV: Manual de Evaluación de Mitigación (Methods for Assessment of Mitigation Options: Appendix IV: Mitigation Assessment Handbook. IPCC Working Group 2: Second Assessment Report) [9]. Con el propósito de simular el comportamiento del sector energético de Bolivia a largo plazo, tanto en sus procesos de transformación, como de demanda y consumo de energéticos, de acuerdo a la metodología mencionada, se utilizó el sistema de software de análisis de mitigación de gases de efecto invernadero desarrollado por el Stockholm Environment Institute - Boston Center (SEI-B), designado como Long-range Energy Alternatives Planning - LEAP (Planeamiento de Alternativas Energéticas a Largo Plazo) [24]. Para el presente estudio se han utilizado diversas fuentes de información que han sido publicadas oficialmente en el país. Entre la información estadística fundamental que se ha utilizado se destacan los Balances Energéticos Consolidados Térmicos y los Balances por Energéticos del periodo 1990 – 1995 [2], los Informes Anuales de la Gerencia Comercial de YPFB (1992 - 1996) [30], los Informes Estadísticos de la Gerencia de Planificación de YPFB (1986 – 1996) [28] y [31], los Resultados Técnicos de Explotación de ENDE (1990 - 1994) [6], los Anuarios Estadísticos del Sector

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Eléctrico Boliviano (1995 y 1996) [1] y diversa información estadística proporcionada por el Instituto Nacional de Estadística (INE). 1.4.1. ESCENARIO BASE Debido a la ausencia de publicaciones oficiales sobre estudios prospectivos de indicadores macroeconómicos sectoriales y/o nacionales a largo plazo y por otra parte, estudios de escenarios de desarrollo del sector energético en su conjunto, sean estos prospectivos o de planificación, que permitan con certidumbre construir escenarios de comportamiento del sector a largo plazo, para el presente análisis de mitigación se han definido dos escenarios de desarrollo socioeconómico del país elaborados en colaboración con el ECN de Holanda, uno modesto y otro alto, sobre la base del comportamiento histórico del PIB nacional y sus componentes sectoriales y previsiones oficiales de desarrollo. Estos dos escenarios han permitido establecer un rango fiable, en el cual el sector energético y sus subsectores componentes podrían desarrollarse, de acuerdo a la estructura diseñada. El horizonte de análisis definido para la construcción de los escenarios es el año 2030, iniciándose en el año base 1990, el cual es recomendado por el IPCC para elaborar los Inventarios Nacionales de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero y que se ha utilizado en diversos estudios realizados por el Programa Nacional de Cambios Climáticos de Bolivia.

Tabla 1.4. Tasas de Crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) – Escenario

Modesto.

Tabla 1.5. Tasas de Crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) – Escenario Alto.

La construcción de los escenarios base y de mitigación para el análisis realizado, está basada en las posibilidades que brinda el sistema LEAP, en el cual se introdujo

ACTIVIDAD 1991-1997 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003-2010 2011-2020 2021-2030AGRICULTURA, SILVICULTURA, CAZA Y PESCA 3.8% 5.3% 3.3% 3.7% 4.3% 4.9% 5.5% 5.0% 4.5% 4.0%PETROLEO CRUDO Y GAS NATURAL 1.3% -9.2% 4.5% 5.0% 7.0% 7.0% 7.0% 6.5% 5.0% 4.5%MINERALES METALICOS Y NO METALICOS 2.3% 1.6% -3.6% 6.0% 7.6% 14.9% 6.3% 6.3% 5.0% 4.0%INDUSTRIAS MANUFACTURERAS 4.3% 4.4% 4.5% 4.5% 4.5% 4.5% 4.8% 6.8% 5.1% 4.5%ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 8.9% 6.4% 8.0% 10.0% 10.5% 11.0% 11.0% 11.0% 9.0% 7.6%CONSTRUCCION Y OBRAS PUBLICAS 4.0% 7.1% 5.5% 6.0% 5.0% 5.5% 5.5% 6.5% 5.0% 4.0%COMERCIO 7.0% 5.4% 4.5% 5.0% 4.5% 5.0% 5.0% 6.0% 5.0% 4.5%TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 4.1% 5.6% 6.0% 6.5% 7.0% 7.5% 7.5% 7.0% 5.5% 5.0%ESTABLECIMENTOS FINANCIEROS 6.4% 12.3% 9.5% 8.0% 7.0% 6.5% 6.5% 6.5% 5.0% 4.5%ADMINISTRACION PUBLICA 2.4% 2.7% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%RESTO SERVICIOS 1.1% 4.0% 4.0% 3.0% 4.0% 4.0% 4.5% 5.5% 5.0% 4.5%IMP. INDIRECTOS 5.0% 4.0% 5.1% 2.9% 4.2% 4.2% 4.1% 4.8% 4.0% 3.6%

PIB 5.6% 4.1% 4.5% 4.9% 5.2% 5.8% 5.5% 6.0% 5.0% 4.5%

ACTIVIDAD 1991-1997 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003-2010 2011-2020 2021-2030AGRICULTURA, SILVICULTURA, CAZA Y PESCA 3.8% 5.3% 4.0% 4.2% 4.8% 6.0% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5%

PETROLEO CRUDO Y GAS NATURAL 1.3% -9.2% 4.5% 5.0% 9.2% 7.0% 7.0% 7.0% 6.5% 5.0%

MINERALES METALICOS Y NO METALICOS 2.3% 1.6% -3.6% 6.0% 7.6% 14.9% 6.3% 6.3% 5.0% 4.5%

INDUSTRIAS MANUFACTURERAS 4.3% 4.4% 4.5% 5.0% 5.3% 5.8% 6.5% 7.5% 7.1% 6.4%

ELECTRICIDAD GAS Y AGUA 8.9% 6.4% 9.0% 11.0% 11.5% 12.0% 12.0% 11.0% 9.0% 8.1%

CONSTRUCCION Y OBRAS PUBLICAS 4.0% 7.1% 5.5% 6.0% 6.0% 5.5% 7.0% 7.0% 6.5% 6.0%

COMERCIO 7.0% 5.4% 4.5% 5.0% 5.5% 5.5% 7.0% 7.0% 6.5% 6.0%

TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 4.1% 5.6% 7.0% 7.5% 8.2% 9.0% 12.0% 9.0% 8.0% 7.0%

ESTABLECIMENTOS FINANCIEROS 6.4% 12.3% 9.5% 8.0% 7.0% 6.5% 8.8% 9.0% 7.0% 6.5%

ADMINISTRACION PUBLICA 2.4% 2.7% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%

RESTO SERVICIOS 1.1% 4.0% 4.0% 3.0% 4.0% 4.0% 4.5% 6.5% 6.5% 6.5%

IMP. INDIRECTOS 5.0% 4.0% 4.7% 3.0% 4.5% 4.2% 5.0% 5.6% 5.2% 4.8%

PIB 5.6% 4.1% 4.7% 5.2% 5.8% 6.4% 7.0% 7.0% 6.5% 6.0%

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toda la información obtenida y procesada, por esta razón se han considerado dos módulos que simulan el comportamiento del sector energético de Bolivia, uno de ellos es el módulo de demanda y el otro es el módulo de transformación y transporte de energía. En el proceso de diseño de los escenarios, dos indicadores fueron considerados como direccionadores fundamentales del comportamiento futuro del sector desde el punto de vista de la demanda de energía, en primera instancia las tasas de crecimiento de los PIB sectoriales desarrolladas por el ECN en sus variantes de crecimiento modesto y alto (ver Tabla 1.4. y Tabla 1.5.) y en segunda instancia las tasas de crecimiento de la población determinadas por el INE hasta el año 2050 [8], las cuales determinan que la población crecerá de 6.42 millones de habitantes en 1990 hasta aproximadamente 14 millones de habitantes en el año 2030, con una tasa de crecimiento de la población de 2.408% en el período 1990 - 1995 que decaerá progresivamente hasta 1.282% en el período 2025 – 2030. Con el uso de estas tasas de crecimiento y tendencias poblacionales, se estimó que el número de hogares en 1990 era de 1.48 millones, de los cuales 807,740 pertenecían al área urbana y 671,367 al área rural, mientras que en el año 2030 el número de hogares crecerá hasta 3.15 millones, de los cuales 2,393,507 pertenecerán al área urbana y 756,839 al área rural. Por otra parte, los escenarios fueron construidos sobre la base de una estructura de demanda energética del país desarrollada especialmente para el análisis de mitigación considerando la información estadística existente y basada en el estimado de coeficientes de intensidades de energía para cada sector de demanda, incluyendo en el largo plazo acontecimientos tecnológicos autónomos que permitirían mejoras en la eficiencia energética en diferentes usos finales. Esta estructura consideró los niveles de sector, subsector, uso final, aparato o tecnología e intensidad de energía en los sectores Residencial, Comercial / Industrial Rural, Industrial, Transporte y Agropecuario, permitiendo realizar un análisis de abajo hacia arriba (bottom – up) del sector energético del país. Debido a limitaciones como la disponibilidad de datos y la ausencia de información a nivel sectorial, en algunos de los sectores (o subsectores) anteriormente mencionados no se logró el nivel de desagregación requerido, especialmente en el Comercial / Industrial Rural y el Agropecuario, además por esta razón, no se ha podido evitar que el consumo de ciertas fuentes de energía asignadas a un sector en realidad pertenezca a otro sector. La existencia de datos sobre el consumo de varias fuentes de energía para el periodo 1990 – 1997 y en algunos casos para el año 1998 ha permitido incluirlos en cada uno de los niveles de la estructura de demanda, los cuales han posibilitado reflejar el comportamiento real del sector que ha tenido lugar en el país durante este período y por consiguiente estimar las emisiones de gases de efecto invernadero generadas por las actividades del mismo. Es necesario remarcar que, los datos existentes en las estadísticas nacionales están referidos a las ventas de combustibles tanto en el mercado interno como en el externo y no al nivel de uso final de energía útil, por esta razón se ha tenido que asumir que estos datos están referidos al uso final real de los diferentes combustibles y se ha introducido un paso

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intermedio de corrección de esta situación en el módulo de transformación, a través de la contabilización de perdidas por actividades de transporte, transmisión y distribución de energía. La estructura del sector Residencial considera tres subsectores característicos: urbano con población mayor a 10,000 habitantes, urbano con población entre 10,000 y 2,000 habitantes y rural con población menor a 2,000 habitantes. El sector Comercial / Industrial Rural de acuerdo a su estructura de demanda considera un solo subsector representado por el comercial general, que incluye el uso de energía en iluminación y otros usos públicos, en usos comerciales generales y en la industria rural. El sector Industrial considera los subsectores de minería - metalurgia, industria en general, caminos, construcción, industrias eléctricas, industrias petroleras y otros consumidores. El consumo de gas natural del subsector minería - metalurgia ha sido enteramente considerado dentro de industria en general, por no existir información que permita diferenciar ambos datos. Por otra parte, en el subsector de industrias eléctricas solo se ha tomado en cuenta el uso de gasolina como combustible auxiliar y no es usado para la generación de energía eléctrica, mientras que para el subsector de industrias petroleras se tomó en cuenta el uso de varios combustibles auxiliares no utilizados en los procesos de esta industria, sino más bien como fuente de energía en procesos de combustión, sobresaliendo el gas natural que es el más importante combustible auxiliar y el cual en los últimos años ha disminuido en su consumo global debido a la aplicación de medidas de eficiencia en procesos de combustión. El sector de Transportes considera los subsectores de transporte terrestre, aéreo, ferroviario y fluvial. El sector Agropecuario consta de un solo subsector de demanda de energía representado por los usos de combustibles de la maquinaria agrícola en general. Una vez conformada esta estructura que es idéntica para los dos escenarios base (modesto y alto), se han aplicado las tasas de crecimiento de los PIB a los sectores correspondientes y las tasas de crecimiento de población al sector Residencial para modelar el comportamiento a largo plazo del sector energético. Por otra parte, se han considerado comportamientos particulares expresados en tasas de crecimiento o penetración para los distintos subsectores o en su caso para usos finales, aparatos o intensidades de energía. En este sentido, para el sector Residencial se han aplicado tasas de crecimiento para cada uno de sus subsectores, reflejando de esta manera el comportamiento de crecimiento de la población de manera consistente con los procesos de urbanización que vive el país, por otra parte para cada uno de los tres subsectores se han reflejado los crecimientos de los porcentajes de usos finales entre la población (iluminación, cocción, calentamiento de agua, etc.), los cambios en el uso de aparatos considerando penetraciones de nuevas tecnologías y finalmente cambios en las intensidades de energía. En el caso del sector Industrial se han aplicado las tasas de crecimiento de los PIB sectoriales, para cada uno de los subsectores de su estructura. Para los sectores Comercial / Industrial Rural, Transporte y Agropecuario se han proyectado sus comportamientos a través de las tasas de crecimiento definidas anteriormente como PIB sectoriales y en el caso de los dos primeros sectores complementariamente se han reflejado los cambios en la intensidad de energía de las diferentes fuentes utilizadas. En el caso del Transporte,

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la tasa de crecimiento aplicada es el PIB sectorial corregido a través de su ponderación respecto a los PIB sectoriales que afectan a la actividad transporte, para excluir las actividades de almacenamiento y comunicaciones. Por otra parte, el subsector de transporte terrestre es más complejo, ya que en este caso se han considerado los cambios porcentuales en la estructura de vehículos que usan gasolina, diesel o gas natural a través de todo el período de análisis para reflejar la conversión de vehículos hacia el uso de gas natural comprimido y finalmente se han reflejado los cambios en la intensidad de uso de los diferentes combustibles para cada tipo de vehículo y en cada uno de los servicios de transporte terrestre. Es necesario remarcar que para el sector Agropecuario el PIB sectorial aplicado como tasa de crecimiento que refleja el crecimiento económico del sector, en alguna medida subestima el consumo real de combustibles (especialmente de diesel oil) que ocurre en el mismo, debido a que las estadísticas de ventas de combustibles para automotores y de importaciones de diesel oil, no reflejan con exactitud el uso final de estos combustibles, ya que los mismos pueden estar destinados para el transporte terrestre como para la maquinaria agrícola. El diseño de la estructura de transformación de energía del país para este análisis, ha considerado ocho módulos de transformación que modelan todos los procesos de abastecimiento de energía a los sectores de demanda desde el requerimiento inicial de recursos naturales. Estos módulos son: Producción de Petróleo Crudo, Producción de Gas Natural, Procesamiento y Tratamiento de Gas Natural, Refinación de Petróleo, Producción de Lubricantes y Otros Productos, Generación de Energía Eléctrica, Producción de Carbón Vegetal y Transporte, Transmisión y Distribución de Energía. Esta estructura se ha basado en el Diagrama de Flujo del Sistema Energético Nacional que se muestra en el Gráfico 1.10. e incluye los volúmenes contractuales de exportación de gas natural al Brasil, los volúmenes de gas natural que se requerirían para el proyecto de generación termoeléctrica en Cuiaba, Brasil y las más probables cantidades de exportación de energía eléctrica al mercado brasileño. El presente análisis y la construcción del Escenario Base, especialmente para los módulos de Transformación de Energía tienen sus limitaciones y cierto grado de incertidumbre por la ausencia de información más amplia, principalmente en lo referido al abastecimiento, producción y exportación de energía en el largo plazo y también por la ausencia de herramientas para analizar los efectos macroeconómicos de los cambios que ha sufrido el sector energético de Bolivia y las nuevas estrategias que por esta razón se aplicarán en el futuro. Estas dificultades han impedido formular con mayor precisión los Escenarios Base, situación que genera mayor incertidumbre, especialmente al tratar el módulo de Generación de Energía Eléctrica, el cual tiene mucha importancia al considerar su peso en las emisiones nacionales de GEI del Sector Energético.

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Gráfico 1.10. Diagrama de Flujo del Sistema Energético Nacional y Generación de Emisiones.

Fuente: Andrés Trepp del Carpio; Javier Hanna Figueroa.

PRODUCCION CONSUMO PRIMARIO PRODUCCION CONSUMO ABASTECIMIENTO CONSUMOPRIMARIA INTERMEDIO O SECUNDARIA SECUNDARIO SECUNDARIO FINAL

NETA DIRECTO BRUTO NETA BRUTO NETO BRUTO

: Emisión de gases de efecto invernadero según el caso; CO2, CH4, N2O, NOx, CO, etc.

DEMANDA Y USO FINAL SEGUNBALANCE DE ENERGIA PRIMARIA BALANCE DE TRANSFORMACIONES BALANCE DE ENERGIA SECUNDARIA CATEGORIAS DE CONSUMO

GEOTERMIA

HIDROGENERACION YGEOTERMOGENERACION,

TRANSFORMACIONDE TENSION

HIDROENERGIA

GAS NATURALTRATAMIENTO,SEPARACION

Y MEZCLA DE GASES

ELECTRICIDAD

ILUMINACIONCALORFRIO

FUERZA MOTRIZAUDIO-VISION

ELECTROQUIMICA

GAS NATURALCOMPRIMIDO

FUERZA MOTRIZ

GLP

CALOR

ILUMINACIONCALOR

GASOLINA

AV GAS

FUEL OIL

KEROSENE

JET FUEL

DIESEL OIL

REFINACIONPETROLEO YCONDENSADO

FUERZA MOTRIZ

CALOR

BIOMASA

TALA, CORTEY RAJA

TRAPICHE,FABRICACIONDE AZUCAR

LEÑA

BAGAZO

DIGESTION ESTIERCOL

ENERGIASOLAR

CONVERSIONTERMOSOLAR

FLUIDOS Y MASASTERMOPORTANTES

CALOR

CALORFUERZA MOTRIZ

CALOR

CALOR

TERMOGENERACION,TRANSFORMACION

DE TENSION

QUEMA, VENTEOY REINYECCION

EXPORTACION

E

PERDIDAS

PERDIDAS

QUEMA Y VENTEO

QUEMA Y VENTEO

CONVERSIONFOTOVOLTAICA

ELECTRICIDADFOTOVOLTAICA

ILUMINACIONAUDIO-VISIÓN

PERDIDAS

PERDIDAS

ABSORCION DE CO2

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

PERDIDAS

EXPORTACION

RESIDUOS

RESIDUOS

EXPORTACION

IMPORTACION

FOTOSINTESIS

PERDIDAS

ILUMINACION

PERDIDAS

PERDIDAS DEDISTRIBUCION

IMPORTACION

PRODUCCION DECARBON VEGETAL

CARBONVEGETAL

LUBRICANTES YOTROS

PRODUCTOS

USOS NO ENERGETICOS

USOS NO ENERGETICOS

USOS NO ENERGETICOS

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

E

44

1.4.1.1. ANALISIS DE DEMANDA Y TRANSFORMACION DE ENERGIA La demanda de energía en el año 1990 se concentraba en los sectores Residencial, Transporte e Industrial (94.61%), los cuales definen la estructura de demanda de energía en el país (Tabla 1.6.), también se puede advertir que esta demanda está principalmente cubierta por la leña, gasolina, gas natural, diesel oil y GLP que prevalecen sobre las otras fuentes, entre las cuales también destacan en menor medida la electricidad, el bagazo y el estiércol animal. Las cinco primeras fuentes de energía mencionadas anteriormente constituyen el 73.61% del total de la demanda de energía y si consideramos también las tres fuentes posteriormente mencionadas esta cifra alcanza al 91.33%, lo que muestra que la demanda de energía en el país se halla altamente concentrada en los energéticos tradicionales, sean de origen biomásico o derivados del petróleo.

Tabla 1.6. Demanda de Energía por Sectores - Escenario Base (BEP), 1990.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. De acuerdo a las estadísticas nacionales disponibles, en el periodo 1990 – 1997 se observa aproximadamente esta misma estructura de consumo y comportamiento entre las fuentes de energía, es decir los sectores principales en orden de

Fuente de Energía / Sector RESIDENCIAL COMERCIAL / INDUSTRIAL

RURAL

INDUSTRIAL TRANSPORTE AGROPECUARIO Total

ELECTRICIDAD 448,413 195,539 450,410 0 0 1,094,362GAS NATURAL 25 0 2,500,215 0 0 2,500,240GASOLINA 20,389 5,210 138,961 2,921,428 5,130 3,091,119GASOLINA DE AVIACION 0 0 0 48,430 0 48,430JET FUEL 0 0 0 649,377 0 649,377DIESEL/GAS OIL 36,210 0 353,931 1,824,618 55,721 2,270,479FUELOIL/RESIDUAL 0 0 173,879 537 0 174,416GLP 1,450,563 42 43,243 94 4,076 1,498,018OTROS PRODUCTOS DE PETROLEO 0 0 819 0 0 819PETROLEO CRUDO 0 0 21,497 0 0 21,497CARBON BITUMINOSO 0 0 126 0 0 126ANTRACITA 0 0 54 0 0 54LIGNITO 0 0 3 0 0 3TURBA 0 0 0 0 0 0LEÑA 2,962,026 440,263 0 0 0 3,402,289CARBON VEGETAL 15,154 0 61,052 0 0 76,207ETANOL 659 0 0 0 0 659ESTIERCOL ANIMAL 668,582 228,043 0 0 0 896,625RESIDUO VEGETAL 90,547 0 0 0 0 90,547BAGAZO 0 0 1,081,741 0 0 1,081,741ENERGIA SOLAR 39,061 0 0 0 0 39,061ENERGIA HIDROELECTRICA 338 0 0 0 0 338BITUMEN 0 0 23,045 0 0 23,045COQUE DE PETROLEO 0 0 0 0 0 0COQUE DE LIGNITO 0 0 413 0 0 413PARAFINA 24,783 0 0 0 0 24,783ASFALTOS 0 0 527 0 0 527GRASAS 0 0 4,574 0 0 4,574KEROSENE 177,946 0 62,509 249 573 241,276ACEITES 0 0 91,148 0 0 91,148PILAS /BATERIAS 16,517 0 0 0 0 16,517

Total 5,951,216 869,097 5,008,147 5,444,732 65,500 17,338,691

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importancia al final de este periodo son el Transporte, el Industrial y el Residencial, notándose también ciertos cambios en la prioridad de utilización de los combustibles desde el punto de vista de la demanda hacia los combustibles comerciales, en este sentido la principal fuente de energía se constituye el diesel oil, seguido por la gasolina, el gas natural, la leña, el bagazo, el GLP y la electricidad (sumando el 89.8% del total). En este periodo, el crecimiento de la demanda global de energía es de aproximadamente 34.92%, habiendo pasado de 17,338.7 miles de BEP en 1990 hasta 23,393.1 miles de BEP en 1997.

Gráfico 1.11. Demanda de Energía por Fuentes - Escenario Base (BEP), 1990 - 1997.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. El suministro total de energía a todo el sistema energético del país para el periodo 1990 – 1997, incluyendo pérdidas por transporte, transmisión y distribución y los usos propios en los diferentes procesos de transformación, se puede observar en la Tabla 1.7. En la misma podemos observar la preponderancia del petróleo crudo y sus derivados y del gas natural en la estructura energética nacional, además se observa la importancia que mantienen la biomasa, la electricidad y la hidroenergía, estas últimas con un crecimiento en este periodo del 51.9%, seguida por el gas natural con un crecimiento del 44.8%.

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

BEP

TODAS LAS OTRASFUENTESESTIERCOL ANIM AL

BAGAZO

LEÑA

KEROSENE

GLP

DIESEL / GAS OIL

JET FUEL

GASOLINA

GAS NATURAL

ELECTRICIDAD

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Tabla 1.7. Suministro Total de Energía al Sistema Energético Nacional - Escenario Base (BEP), 1990 - 1997.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. De acuerdo al análisis realizado, la demanda de energía proyectada para el período 1990 - 2030 tendrá una tasa global de crecimiento anual promedio de 3.70% en el escenario modesto y de 4.50% en el escenario alto. El escenario modesto nos muestra que entre los sectores de demanda de energía, el sector agropecuario tiene una tasa de crecimiento anual promedio de 7.41%, seguido por el industrial con 4.93%, el transporte con 3.78%, el comercial con 3.70% y el residencial con 1.53%. Por otra parte, el escenario alto nos muestra que el sector agropecuario tiene una tasa de crecimiento anual promedio de 7.85%, seguido por el industrial con 6.03%, el comercial con 4.73%, el transporte con 4.45% y el residencial con 1.53%. En este sentido, la demanda total de energía el año 2030 en términos absolutos, será aproximadamente 4.28 veces superior que en el año 1990 en el escenario modesto y 5.82 veces superior que en el año 1990 en el escenario alto.

Tabla 1.8. Demanda de Energía por Sectores, Escenario Base (BEP), 1990 - 2030. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

1990 1995REAL REAL MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO

RESIDENCIAL 5,951,214 6,350,090 6,954,760 6,954,760 8,194,715 8,194,715 9,532,846 9,532,846 10,934,947 10,934,947

URBANO > 10000 h 1,678,044 2,174,429 2,855,071 2,855,071 4,191,332 4,191,332 5,535,117 5,535,117 6,780,249 6,780,249URBANO < 10000 h 395,505 457,614 526,384 526,384 660,020 660,020 784,939 784,939 880,725 880,725RURAL < 2000 h 3,877,665 3,718,047 3,573,305 3,573,305 3,343,363 3,343,363 3,212,790 3,212,790 3,273,973 3,273,973

COMERCIAL / INDUSTRIAL RURAL

COMERCIAL GENERAL 869,097 910,117 1,072,970 1,083,025 1,641,563 1,829,053 2,465,861 3,167,000 3,722,879 5,513,205

INDUSTRIAL 5,008,147 7,164,871 8,339,679 8,440,778 14,553,833 15,744,642 22,901,253 29,314,343 34,356,098 52,125,871

MINERIA - METALURGIA 445,014 365,172 449,795 449,795 896,077 896,077 1,459,375 1,459,375 2,160,072 2,266,195INDUSTRIA GENERAL 2,664,626 4,577,736 5,697,993 5,769,757 10,563,530 11,596,920 17,376,250 23,026,400 26,982,940 42,823,460CAMINOS Y CARRETERAS 64,551 180,714 236,409 238,664 435,421 462,670 709,039 868,587 1,049,746 1,555,639CONSTRUCCION 122,937 324,564 426,186 430,251 784,954 834,077 1,278,218 1,565,843 1,892,427 2,804,424ELECTRICIDAD 1,021 2,562 3,817 3,921 10,836 11,336 25,652 26,838 53,364 58,481INDUSTRIA PETROLERA 1,504,028 1,345,456 1,110,132 1,133,043 1,355,886 1,436,433 1,423,627 1,738,209 1,425,821 1,825,944OTROS 205,971 368,668 415,347 415,347 507,129 507,129 629,092 629,092 791,729 791,729

TRANSPORTE 5,444,732 6,942,479 9,399,101 9,541,511 14,774,167 16,379,239 19,041,826 23,091,321 24,043,213 31,028,742

TERRESTRE 4,484,969 5,868,673 8,002,961 8,124,217 12,817,340 14,209,820 16,471,300 19,974,140 20,735,070 26,759,450AEREO 703,081 843,186 1,116,010 1,132,920 1,563,847 1,733,745 2,053,959 2,490,760 2,643,023 3,410,927FERROVIARIO 151,948 124,589 157,741 160,131 221,287 245,328 290,879 352,738 374,529 483,345FLUVIAL LACUSTRE 104,735 106,031 122,389 124,243 171,693 190,346 225,688 273,684 290,591 375,020

AGROPECUARIO

USO DE ENERGETICOS 65,500 243,140 303,405 308,565 496,387 531,991 770,638 866,613 1,140,865 1,345,715

TOTAL 17,338,690 21,610,697 26,069,914 26,328,639 39,660,665 42,679,639 54,712,423 65,972,124 74,198,002 100,948,480

2020 2030SECTOR / AÑOSESCENARIO

2000 2010

Categoría / Años 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997PETROLEO CRUDO 9,505,050 11,201,580 11,391,370 11,195,830 10,920,340 10,723,020 10,338,720 10,932,880PRODUCTOS DE PETROLEO 8,366,191 9,039,622 9,329,495 9,655,609 10,263,445 11,127,572 12,013,671 12,445,262CARBON / COQUE 1,788 1,793 1,798 1,803 1,808 1,813 1,818 1,823GAS NATURAL 8,715,445 8,634,400 10,050,190 13,102,010 15,302,930 11,309,680 12,082,970 12,624,230ENERGIA HIDROELECTRICA 731,560 959,705 960,099 960,501 921,212 965,899 966,250 1,000,776ELECTRICIDAD 1,245,150 1,348,437 1,438,599 1,594,010 1,700,778 1,784,697 1,911,977 2,001,152BIOMASA 5,826,725 6,113,718 6,122,182 6,267,708 6,447,330 6,665,260 6,745,542 6,835,941ENERGIA SOLAR 39,061 40,651 42,303 44,046 45,859 47,744 49,752 51,840OTROS 137,550 113,165 106,780 90,067 93,349 111,104 104,808 104,760

47

Gráfico 1.12. Demanda de Energía por Sectores, Escenarios Base: Modesto y Alto (BEP), 1990 – 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. El sector Residencial, en 1990 desde el punto de vista de la demanda representaba el 34.32% de la demanda total de energía y el subsector de poblaciones rurales con menos de 2000 habitantes representaba el 65.16% de la demanda de este sector. Esta figura cambia en el año 2030 y el sector Residencial según el escenario modesto constituirá el 14.74% de la demanda y el 10.83% según el escenario alto, mientras que el subsector de poblaciones urbanas con más de 10,000 habitantes se constituye en el más importante del sector, representando el 62.01% de la demanda en ambos escenarios. El uso final más importante en este sector es la cocción de alimentos que en 1990 constituye el 84.48% de la demanda y en el año 2030 el 73.74% tanto en el escenario modesto, como en el alto. Las fuentes de energía más utilizadas en 1990 eran la leña que cubría el 49.77% de la demanda del sector, el GLP el 24.37%, el estiércol el 11.23% y la electricidad el 7.53%, mientras que en el año 2030 en ambos escenarios la fuente más utilizada será el GLP con 32.37% de la demanda, la leña con el 23%, el gas natural con el 18.91% y la electricidad con el 16.26%. El sector Comercial / Industrial Rural tiene menor importancia desde el punto de vista de la demanda de energía. En 1990 representaba el 5.01% de la demanda total de energía, esperándose que ésta represente en el año 2030 el 5.02% en el escenario modesto y el 5.46% en el escenario alto. Entre los usos comerciales de fuentes energéticas en 1990 el 50.66% de la demanda de este sector estaba cubierta por la leña, el 26.24% por el estiércol y el 22.5% por la electricidad, de los cuales 4.43% correspondían a la iluminación pública. Esta composición cambia en el año 2030 en ambos escenarios y la electricidad se constituye en la fuente de energía más importante con el 69.43%, de los cuales 16.55% corresponden a la iluminación pública, mientras la leña cubrirá el 19.47%, el estiércol el 5.15%, la gasolina el 3.5% y el gas natural el 2.36%, registrando una tasa de crecimiento anual promedio para el periodo 1990 – 2030 del 38.91% en el escenario modesto y del 40.28% en el escenario alto.

R ESID EN C IA L

C OM ER C IA L / IN D U ST R IA L

R U R A LIN D U ST R IA L

T R A N SPOR T E

A GR OPEC U A R IO

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

120,000,000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

BE

P

R ESID EN C IA L

C OM ER C IA L / IN D U ST R IA L

R U R A LIN D U ST R IA L

T R A N SPOR T E

A GR OPEC U A R IO

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

BE

P

48

El sector Industrial en el largo plazo es el más importante sector desde el punto de vista de la demanda. En 1990 representaba el 28.88% de la demanda total de energía y el subsector de industria general representaba el 53.20% de la demanda de este sector (47.75% en procesos térmicos y 5.45% en procesos eléctricos), seguido por la industria petrolera con el 30.03% y la minería – metalurgia con el 8.88%. En el año 2030 según el escenario modesto el sector Industrial constituirá el 46.30% de la demanda y el 51.64% según el escenario alto, mientras que el subsector de industria general se constituye en el más importante del sector, representando el 78.54% de la demanda en el escenario modesto (70.98% en procesos térmicos y 7.56% en procesos eléctricos) y 82.15% en el escenario alto (74.24% en procesos térmicos y 7.91% en procesos eléctricos). A este subsector le siguen la minería – metalurgia con 6.29% y 4.34% en los escenarios modesto y alto respectivamente, la construcción con 5.51% y 5.38% respectivamente y la industria petrolera con 4.15% y 3.50% respectivamente. Las fuentes de energía más utilizadas en 1990 en el sector Industrial eran el gas natural que cubría el 49.92% de la demanda, el bagazo el 21.60%, la electricidad el 8.99% y el diesel oil el 7.07%, mientras que en el año 2030 la fuente más utilizada será el gas natural con el 36.22% y el 37.09% de la demanda en los escenarios modesto y alto respectivamente, seguido por el bagazo con 32.26% y 33.74% respectivamente, el diesel oil con 13.24% y 12.84% respectivamente y la electricidad con el 11.30% y el 10.49% respectivamente. El sector Transporte también tiene mucha importancia, ya que en 1990 representaba el 31.40% de la demanda de energía y se prevé que el año 2030 represente el 32.40% según el escenario modesto y el 30.74% según el escenario alto. El subsector más importante es el transporte terrestre, el cual en 1990 constituía el 82.37% de la demanda (28.80% el servicio particular y 51.51% el servicio público), mientras el 2030 este constituirá el 86.24% en ambos escenarios (31.78% el servicio particular y 52.68% el servicio público), posteriormente le sigue el subsector de transporte aéreo que en 1990 constituía el 12.91% de la demanda y el 2030 constituirá el 10.99% en ambos escenarios10. Las fuentes de energía más utilizadas en 1990 en el sector Transporte eran la gasolina que cubría el 53.66% de la demanda del sector, el diesel oil el 33.51% y el jet fuel el 11.93%, mientras que en el año 2030 en ambos escenarios la fuente más utilizada será el diesel oil con el 43.72% de la demanda, la gasolina con el 33.14%, el gas natural con el 12.16% (con una tasa de crecimiento anual promedio para el periodo 1990 – 2030 del 71.07% en el escenario modesto y del 72.17% en el escenario alto) y el jet fuel con el 10.70%. Finalmente, el sector Agropecuario tiene mucha menor importancia desde el punto de vista de la demanda de energía, ya que en 1990 representaba el 0.38% de la demanda total, esperándose que ésta represente en el año 2030 el 1.54% en el escenario modesto y el 1.33% en el escenario alto. Los usos de fuentes energéticas de la maquinaria agrícola en 1990 determinaron que el 85.07% de la demanda de este sector sea cubierta por el diesel oil, el 7.83% por la gasolina, el 6.22% por el

10 En la contabilización de la demanda de energía del sector de transporte aéreo, se ha tomado en cuenta la totalidad del combustible vendido a las compañías aéreas, incluyendo el utilizado para vuelos internacionales.

49

GLP y el 0.87% por el kerosene. Esta estructura permanece en el año 2030 en ambos escenarios y el diesel oil se constituye en la fuente de energía más importante con el 96.20%, mientras la gasolina cubrirá el 2.90%, el kerosene el 0.60% y el GLP el 0.30%.

Gráfico 1.13. Demanda de Energía por Fuentes, Escenarios Base: Modesto y Alto (BEP), 1990 – 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. El análisis de los escenarios base (modesto y alto) muestra que a largo plazo, ocho fuentes de energía tienen mayor importancia entre todas las fuentes que se utilizan en el país. El escenario modesto nos muestra que la electricidad para el periodo 1990 – 2030 tiene una tasa de crecimiento anual promedio de 5.18%, seguido por el diesel oil con 5.04%, el gas natural con 4.99%, el jet fuel con 3.50%, la gasolina con 2.81% y el GLP con 2.33%, mientras que el bagazo tiene una tasa de 5.99% y la leña de -0.12%.

Tabla 1.9. Demanda de Energía por Fuentes, Escenario Base (BEP), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Por otra parte, el escenario alto nos muestra que la electricidad y el gas natural para este mismo periodo tienen una tasa de crecimiento anual promedio de 5.96%, seguidos por el diesel oil con 5.79%, el jet fuel con 4.16%, la gasolina con 3.45% y el GLP con 2.40%, mientras que el bagazo tiene una tasa de 7.22% y la leña de 0.13%.

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

BEP

TODAS LAS OTRASFUENTESBAGAZO

LEÑA

GLP

DIESEL/ GAS OIL

JET FUEL

GASOLINA

GAS NATURAL

ELECTRICIDAD

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

120,000,000

BEP

TODAS LAS OTRASFUENTESBAGAZO

LEÑA

GLP

DIESEL/ GAS OIL

JET FUEL

GASOLINA

GAS NATURAL

ELECTRICIDAD

Fuente de Energía / Año 1990 1995ESCENARIO REAL REAL MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO

ELECTRICIDAD 1,094,362 1,591,580 2,070,697 2,081,595 3,614,278 3,808,537 5,641,014 6,611,438 8,243,432 11,073,720GAS NATURAL 2,500,240 3,225,328 4,044,405 4,103,311 8,256,226 8,961,966 12,179,040 15,313,640 17,523,890 25,304,880GASOLINA 3,091,119 3,530,087 4,254,417 4,314,446 5,554,920 6,109,632 7,277,765 8,734,329 9,363,074 12,010,060JET FUEL 649,377 812,605 1,083,627 1,100,046 1,520,169 1,685,321 1,998,240 2,423,192 2,572,891 3,320,420DIESEL/GAS OIL 2,270,479 3,973,479 5,338,893 5,413,494 8,859,061 9,718,280 12,157,110 14,725,050 16,212,930 21,611,180GLP 1,498,018 1,843,193 2,226,667 2,227,178 2,681,804 2,688,391 3,268,568 3,303,802 3,762,866 3,861,277LEÑA 3,402,289 3,345,608 3,312,161 3,316,612 3,270,731 3,337,477 3,233,693 3,423,228 3,240,478 3,589,113BAGAZO 1,081,741 1,884,083 2,340,432 2,369,909 4,338,937 4,763,399 7,137,238 9,458,019 11,083,150 17,589,590TODAS LAS OTRAS FUENTES 1,751,067 1,404,734 1,398,614 1,402,048 1,564,548 1,606,644 1,819,763 1,979,423 2,195,293 2,588,228

Total 17,338,691 21,610,697 26,069,913 26,328,639 39,660,674 42,679,647 54,712,431 65,972,121 74,198,004 100,948,468

2030202020102000

50

1.4.1.2. ANALISIS DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO Las emisiones de gases de efecto invernadero del sector energético de Bolivia, principalmente están compuestas por el dióxido de carbono (CO2), sea éste de origen no biogénico (proveniente de la combustión de fuentes de energía fósiles) o biogénico (proveniente de la combustión de fuentes de energía biomásicas). En este análisis se han considerado también el metano (CH4) y el óxido nitroso (N2O) los cuales junto con el CO2 constituyen los GEI directos y los llamados GEI indirectos u oligases que son el monóxido de carbono (CO), los óxidos de nitrógeno (NOX), los compuestos orgánicos volátiles no metánicos (COVNM) y el dióxido de azufre (SO2). Las emisiones a la atmósfera de GEI generadas por todas las actividades del sector energético fueron calculadas utilizando factores de emisión de la Base de Datos Ambiental del LEAP (EDB-LEAP), calculados en estudios realizados por el SEI-B para los sectores residencial, comercial / institucional, industrial, transporte, agrícola, perdidas de combustibles por distribución, generación de electricidad y producción de gas natural; en el estudio realizado en Senegal (Junio, 1992), en el estudio del Global Energy Sector (demanda de energía por sectores y emisiones en refinerías), en el estudio sobre U.S. Averages basado en datos de la U.S. EPA (demanda de energía por sectores y transformación), en las Guías del IPCC de 1995 (demanda de energía por sectores y transformación) y en el estudio de la OMS sobre producción de carbón vegetal. En tres casos particulares se han utilizado factores de emisión nacionales teóricos calculados para este análisis, el primero desarrollado sobre la base de datos de YPFB para la emisión de CO2 y CH4 por la actividad de quema y venteo de gas natural en campos de explotación (considerando 93% de quema real y 7% de venteo real de gas natural sobre el dato estadístico), con un valor de 1.92785 kg de CO2 por m3 de gas natural quemado en esta actividad y 40.803 g de CH4 por m3 de gas natural venteado en esta actividad, el segundo factor teórico calculado es el de 1.911 kg de CO2 por kg de etanol consumido en usos residenciales de cocción de alimentos e iluminación y el tercero es el de 3.123 kg de CO2 por kg de parafina de velas consumida para iluminación residencial. Como resultado del análisis realizado, podemos observar que el crecimiento de las emisiones de GEI11 no ha sido constante en el periodo 1990 – 1997. El CO2 no biogénico nos muestra un crecimiento del 52% hasta 1994 (con una tasa de crecimiento anual promedio del 11.03%), para luego disminuir súbitamente en 1995, como resultado de las importantes reducciones en la quema de gas natural en campos de explotación y posteriormente iniciar nuevamente su crecimiento y alcanzar una tasa de crecimiento anual promedio del 5.53% para el periodo 1990 - 1997. Por otra parte, el CO2 biogénico nos muestra una tasa de crecimiento anual promedio del 1.97% para el periodo mencionado. En el caso del CH4 se observa el mismo comportamiento que el CO2 no biogénico por la razón expuesta anteriormente y su tasa de crecimiento anual promedio es del 2.96% para el periodo mencionado

11 En las estimaciones de emisiones de GEI realizadas en este análisis no se han excluido las emisiones provenientes de los búnkers internacionales de navegación aérea internacional como se recomienda en las Guías Revisadas 1996 del IPCC para la elaboración de inventarios nacionales de emisiones de GEI.

51

(entre 1990 – 1994 presenta una tasa de crecimiento anual promedio del 25.89%). El N2O presenta una tasa de crecimiento anual del 11.17% para el periodo 1990 - 1997, mientras el CO una tasa del 1.14%, los NOX una tasa del 8.23% y los COVNM una tasa del 3.47%. En el caso del SO2 se observa un decrecimiento en las emisiones nacionales en el periodo analizado, con una tasa anual promedio del 0.41%.

Tabla 1.10. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (Gg), 1990 - 1997. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Las diferentes actividades de demanda y transformación de energía del país, han determinado que en 1990 el sector Residencial sea el mayor contribuyente de emisiones de CO2 (no biogénico y biogénico) con 2,827.15 Gg (33.29% del total), seguido por el sector Transporte con 1,888.35 Gg (22.24%), el sector Industrial con 1,709.10 Gg (20.13%), la Producción de Gas Natural con 813.06 Gg (9.57%), la Generación Eléctrica con 665.88 Gg (7.84%), el sector Comercial con 480.60 Gg (5.66%), la Refinación de Petróleo con 71.95 Gg (0.85%), el sector Agropecuario con 24.94 Gg (0.29%) y la Producción de Lubricantes y Otros Productos con 10.63 Gg (0.13%). En el caso del CH4 el sector que más contribuye es la Producción de Gas Natural con el 72.32%, en el caso del N2O es el sector Industrial con el 99.24%, mientras el CO es emitido principalmente por los sectores Transporte con el 55.96% y Residencial con el 39.96%, los NOX por el Transporte con el 67.52%, los COVNM por la Producción de Carbón Vegetal con prácticamente el 100% y el SO2 por el sector Residencial con prácticamente el 100%. El año 1994 es muy particular y la estructura anteriormente descrita (que básicamente permanece inalterable en el largo plazo y en la cual solamente toman mayor importancia los sectores industrial y transporte) tiene un cambio, debido a los volúmenes de quema de gas natural en nuevos campos descubiertos ese año. En este año el sector residencial sigue siendo el principal contribuyente de las emisiones de CO2 (no biogénico y biogénico), pero solo con el 24.97%, mientras la producción de gas natural contribuye con el 21.28%, la industria con el 19.95%, el transporte con el 19.59% y la generación eléctrica con el 8.69%. En el caso del CH4 el sector que más contribuye sigue siendo la producción de gas natural que alcanza en este año al 86.43%, mientras para los otros gases la estructura prácticamente no cambia.

EMISION / AÑO 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 5,135.68 5,312.68 5,844.78 6,933.90 7,804.51 6,757.73 7,237.60 7,487.62DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 3,355.99 3,532.68 3,538.51 3,595.26 3,667.71 3,759.11 3,801.00 3,848.29METANO 23.77 28.53 33.44 49.16 59.71 29.47 29.07 29.16OXIDO NITROSO 0.0131 0.0158 0.0156 0.0172 0.0195 0.0224 0.0250 0.0275MONOXIDO DE CARBONO 396.83 397.51 399.70 399.19 396.61 408.83 422.87 429.61OXIDOS DE NITROGENO 21.00 23.82 25.65 26.46 28.62 31.57 34.71 36.54HIDROCARBUROS VOLATILES 2.41 2.13 2.17 2.39 2.66 2.95 3.00 3.06DIOXIDO DE AZUFRE 0.5042 0.5024 0.5005 0.4984 0.4964 0.4942 0.4921 0.4899

52

Tabla 1.11. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero por Sector (Gg), 1990 y 1994. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Como resultado del análisis de los escenarios base (modesto y alto) para el periodo 1990 – 2030 se observa que el dióxido de carbono (CO2) de origen no biogénico y biogénico es el GEI más importante, el cual alcanzará el año 2030 una emisión de 29,355.56 Gg en el escenario modesto y de 39,403.65 Gg en el escenario alto (ver Tabla 1.12.). Las tasas anuales promedio de crecimiento de las emisiones de CO2 no biogénico en este periodo son de 3.51% en el escenario modesto y 4.19% en el escenario alto, mientras que el CO2 biogénico tiene tasas de 2.48% y 3.42% respectivamente. En el período de 1990 a 2030, el metano (CH4) tendrá tasas anuales de crecimiento promedio de 0.71% y 1.20% respectivamente, el óxido nitroso (N2O) tasas de 6.80% y 7.87%, el monóxido de carbono (CO) tasas de 1.66% y 2.21%, los óxidos de nitrógeno (NOX) tasas de 4.61% y 5.42%, los hidrocarburos volátiles (COVNM) tasas de 4.49% y 4.61% y el dióxido de azufre (SO2) tasas de –0.41% en ambos escenarios.

Tabla 1.12. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, Escenarios Base (Gg), 1990 –

2030. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

EMISION / SECTOR RESIDENCIAL COMERCIAL /

INDUSTRIAL

RURAL

INDUSTRIAL TRANSPORTE AGROPECUARIO TRANSMISION /

DISTRIBUCION

PRODUCCION

DE CARBON

GENERACION

ELECTRICA

PRODUCCION

DE

LUBRICANTES

REFINACION

DE PETROLEO

PROCESAMIENTO

DE GAS NATURAL

PRODUCCION

DE GAS

NATURAL

PRODUCCION

DE PETROLEO /

CONDENSADO

TOTAL

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 594.99 1.30 1,106.34 1,888.35 24.94 0.00 0.00 624.12 10.63 71.95 0.00 813.06 0.00 5,135.68DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 2,232.16 479.30 602.76 0.00 0.00 0.00 0.00 41.76 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3,355.98METANO 0.01 0.07 0.01 0.50 0.00 2.77 0.00 0.00 0.01 0.04 0.00 17.19 3.17 23.77OXIDO NITROSO 0.0001 0.00 0.0130 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0131MONOXIDO DE CARBONO 158.57 9.99 2.95 222.05 0.56 0.00 2.64 0.06 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 396.83OXIDOS DE NITROGENO 1.36 1.04 3.84 14.18 0.33 0.00 0.18 0.03 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 21.00HIDROCARBUROS VOLATILES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.41DIOXIDO DE AZUFRE 0.5042 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.5042

EMISION / SECTOR RESIDENCIAL COMERCIAL /

INDUSTRIAL

RURAL

INDUSTRIAL TRANSPORTE AGROPECUARIO TRANSMISION /

DISTRIBUCION

PRODUCCION

DE CARBON

GENERACION

ELECTRICA

PRODUCCION

DE

LUBRICANTES

REFINACION

DE PETROLEO

PROCESAMIENTO

DE GAS NATURAL

PRODUCCION

DE GAS

NATURAL

PRODUCCION

DE PETROLEO /

CONDENSADO

TOTAL

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 675.76 4.04 1,381.97 2,246.88 88.93 0.00 0.00 875.83 6.70 83.51 0.00 2,440.89 0.00 7,804.51DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 2,188.57 450.91 907.11 0.00 0.00 0.00 0.00 121.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3,667.71METANO 0.01 0.07 0.01 0.54 0.00 2.95 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 51.60 4.48 59.70OXIDO NITROSO 0.0001 0.00 0.0189 0.0005 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0195MONOXIDO DE CARBONO 156.22 9.79 3.81 222.60 1.10 0.00 2.92 0.16 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 396.61OXIDOS DE NITROGENO 1.41 0.99 6.50 18.14 1.26 0.00 0.20 0.09 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 28.62HIDROCARBUROS VOLATILES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.66 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.66DIOXIDO DE AZUFRE 0.4964 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.4964

DEMANDA TRANSFORMACION

DEMANDA TRANSFORMACION

EMISION / AÑO 1990 1995ESCENARIO REAL REAL MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 5,135.68 6,757.73 8,226.68 8,317.22 10,885.07 11,989.52 14,539.57 16,926.45 20,412.67 26,526.37DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 3,355.99 3,759.11 3,984.76 4,005.29 5,061.95 5,359.16 6,748.56 8,183.93 8,942.89 12,877.28METANO 23.77 29.47 25.02 25.09 20.75 21.62 24.99 27.76 31.53 38.29OXIDO NITROSO 0.0131 0.0224 0.0362 0.0366 0.0846 0.0932 0.1261 0.1615 0.1822 0.2713MONOXIDO DE CARBONO 396.83 408.83 451.80 456.19 520.62 560.17 629.91 732.30 765.68 950.88OXIDOS DE NITROGENO 21.00 31.57 41.87 42.43 67.45 74.04 93.68 114.41 127.29 173.73HIDROCARBUROS VOLATILES 2.41 2.95 3.33 3.33 6.13 6.13 9.64 9.64 13.98 14.64DIOXIDO DE AZUFRE 0.5042 0.4942 0.4832 0.4832 0.4576 0.4576 0.4373 0.4373 0.4283 0.4283

2000 2010 2020 2030

53

Gráfico 1.14. Emisiones de Dióxido de Carbono, Escenarios Base (Gg), 1990 – 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Con el propósito de comparar la contribución de los GEI directos al forzamiento radiativo del clima, se toma en cuenta el potencial de calentamiento global (GWP) de cada uno de ellos. En la Tabla 1.13. se muestra el potencial de calentamiento global que ha sido estimado en miles de toneladas de CO2 equivalente para el caso horizonte 100 años de acuerdo a la metodología de las Guías Revisadas 1996 del IPCC para la Elaboración de Inventarios de GEI, no incluyendo el CO2 de origen biogénico.

Tabla 1.13. Potencial de Calentamiento Global de los GEI Directos - Caso 100 años IPCC/1996, Escenarios Base (miles de toneladas de CO2 equivalente), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. En términos de potencial de calentamiento global el CO2 ha contribuido en 1990 con el 91.08% al total de emisiones del sector, mientras que el 2030 esta contribución alcanzaría al 96.60% en el escenario modesto y al 96.76% en el escenario alto. En el caso del CH4 en 1990 contribuyó con el 8.85% y el 2030 se espera que contribuya con el 3.13% en el escenario modesto y el 2.93% en el escenario alto. Finalmente, la contribución del N2O en 1990 alcanzó al 0.07% y el 2030 esta será de 0.27% en el escenario modesto y de 0.31% en el escenario alto.

EMISION / AÑO GWP 1990 1995ESCENARIO 100 Años REAL REAL MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO MODESTO ALTO

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 1.00 5,135.68 6,757.74 8,226.68 8,317.22 10,885.07 11,989.53 14,539.57 16,926.45 20,412.66 26,526.38METANO 21.00 499.12 618.95 525.41 526.87 435.70 454.01 524.74 582.96 662.21 804.17OXIDO NITROSO 310.00 4.06 6.95 11.21 11.36 26.23 28.89 39.08 50.07 56.48 84.12

5,638.86 7,383.64 8,763.31 8,855.45 11,347.00 12,472.42 15,103.39 17,559.49 21,131.35 27,414.67

2030

Total

2000 2010 2020

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Gg DIOXIDO DE CARBONONO BIOGENICOESCENARIO M ODESTO

DIOXIDO DE CARBONONO BIOGENICOESCENARIO ALTO

DIOXIDO DE CARBONOBIOGENICOESCENARIO ALTO

DIOXIDO DE CARBONOBIOGENICOESCENARIO M ODESTO

54

Tabla 1.14. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero por Sector, Escenarios Base (Gg), 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Entre todas las actividades de demanda y transformación de energía del país, el 2030 según el escenario modesto, el sector Industrial es el que más contribuirá en la emisión de CO2 (no biogénico y biogénico) con 12,485.1 Gg (42.53% del total), seguido por el sector Transporte con 9,057.01 Gg (30.85%), el sector Residencial con 3,803.75 Gg (12.96%), la Generación Eléctrica con 2455.32 Gg (8.36%), el sector Comercial / Industrial Rural con 702.25 Gg (2.39%), el sector Agropecuario con 444.28 Gg (1.51%), la Producción de Gas Natural con 248.04 Gg (0.85%), la Refinación de Petróleo con 152.58 Gg (0.52%) y la Producción de Lubricantes y Otros Productos con 7.21 Gg (0.02%).

Gráfico 1.15. Emisiones de Dióxido de Carbono por Sectores, Escenarios Base:

Modesto y Alto (Gg), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

ESCENARIO MODESTO

EMISION / SECTOR

RESIDENCIAL COMERCIAL /

INDUSTRIAL

RURAL

INDUSTRIAL TRANSPORTE AGROPECUARIO TRANSMISION /

DISTRIBUCION

PRODUCCION

DE CARBON

GENERACION

ELECTRICA

PRODUCCION

DE

LUBRICANTES

REFINACION

DE PETROLEO

PROCESAMIENTO

DE GAS NATURAL

PRODUCCION

DE GAS

NATURAL

PRODUCCION

DE PETROLEO /

CONDENSADO

TOTAL

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 1,966.46 59.90 6,309.39 9,057.01 444.28 0.00 0.00 2,167.79 7.21 152.58 0.00 248.04 0.00 20,412.66DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 1,837.29 642.35 6,175.71 0.00 0.00 0.00 0.00 287.53 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8,942.88METANO 0.03 0.10 0.11 4.93 0.00 11.38 0.00 0.96 0.00 0.08 0.00 5.24 8.70 31.53OXIDO NITROSO 0.0002 0.00 0.1277 0.0543 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.1822MONOXIDO DE CARBONO 140.00 23.04 25.37 555.03 5.52 0.00 15.32 1.39 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 765.68OXIDOS DE NITROGENO 1.88 1.66 43.88 71.11 6.30 0.00 1.07 1.35 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 127.28HIDROCARBUROS VOLATILES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 13.98 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 13.98DIOXIDO DE AZUFRE 0.4283 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.4283

ESCENARIO ALTO

EMISION / SECTOR

RESIDENCIAL COMERCIAL /

INDUSTRIAL

RURAL

INDUSTRIAL TRANSPORTE AGROPECUARIO TRANSMISION /

DISTRIBUCION

PRODUCCION

DE CARBON

GENERACION

ELECTRICA

PRODUCCION

DE

LUBRICANTES

REFINACION

DE PETROLEO

PROCESAMIENTO

DE GAS NATURAL

PRODUCCION

DE GAS

NATURAL

PRODUCCION

DE PETROLEO /

CONDENSADO

TOTAL

DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 1,966.46 88.71 9,493.26 11,688.45 524.05 0.00 0.00 2,330.27 7.31 179.82 0.00 248.04 0.00 26,526.37DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 1,837.29 951.26 9,801.21 0.00 0.00 0.00 0.00 287.53 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12,877.29METANO 0.03 0.14 0.16 6.36 0.00 16.40 0.00 1.15 0.00 0.10 0.00 5.24 8.70 38.28OXIDO NITROSO 0.0002 0.00 0.2011 0.0701 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.2714MONOXIDO DE CARBONO 140.00 34.12 36.35 716.29 6.51 0.00 16.04 1.57 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 950.89OXIDOS DE NITROGENO 1.88 2.46 67.50 91.77 7.44 0.00 1.12 1.54 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 173.74HIDROCARBUROS VOLATILES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 14.64 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 14.64DIOXIDO DE AZUFRE 0.4283 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.4283

DEMANDA TRANSFORMACION

DEMANDA TRANSFORMACION

0.00

5,000.00

10,000.00

15,000.00

20,000.00

25,000.00

30,000.00

35,000.00

40,000.00

45,000.00

Gg

PRODUCCION DE GAS NATURAL

REFINACION DE PETROLEO

PRODUCCION DE LUBRICANTES

GENERACION ELECTRICA

AGROPECUARIO

TRANSPORTE

INDUSTRIAL

COMERCIAL / INDUSTRIAL RURAL

RESIDENCIAL

0.00

5,000.00

10,000.00

15,000.00

20,000.00

25,000.00

30,000.00

35,000.00

Gg

PRODUCCION DE GAS NATURAL

REFINACION DE PETROLEO

PRODUCCION DE LUBRICANTES

GENERACION ELECTRICA

AGROPECUARIO

TRANSPORTE

INDUSTRIAL

COMERCIAL / INDUSTRIAL RURAL

RESIDENCIAL

55

En el caso del CH4 el sector que más contribuirá es la Transmisión, Transporte y Distribución de Combustibles con el 36.09% seguido por la Producción de Petróleo / Condensado con el 27.59%, en el caso del N2O es el sector Industrial con el 70.09%, mientras el CO es emitido principalmente por los sectores Transporte con el 72.49% y Residencial con el 18.28%, los NOX por el Transporte con el 55.87% y la Industria con el 34.47%, los COVNM por la Producción de Carbón Vegetal con prácticamente el 100% y el SO2 por el sector Residencial con prácticamente el 100%. Según el escenario alto el 2030, el sector Industrial será el mayor contribuyente en la emisión de CO2 (no biogénico y biogénico) con 19,294.47 (48.97% del total), seguido por el sector Transporte con 11,688.45 Gg (29.66%), el sector Residencial con 3,803.75 Gg (9.65%), la Generación Eléctrica con 2617.8 Gg (6.64%), el sector Comercial / Industrial Rural con 1,039.97 Gg (2.64%), el sector Agropecuario con 524.05 Gg (1.33%), la Producción de Gas Natural con 248.04 Gg (0.63%), la Refinación de Petróleo con 179.82 Gg (0.46%) y la Producción de Lubricantes y Otros Productos con 7.31 Gg (0.02%). En el caso del CH4 el sector que más contribuirá es la Transmisión, Transporte y Distribución de Combustibles con el 42.84% seguido por la Producción de Petróleo / Condensado con el 22.73%, en el caso del N2O es el sector Industrial con el 74.10%, mientras el CO es emitido principalmente por los sectores Transporte con el 75.33% y Residencial con el 14.72%, los NOX por el Transporte con el 52.82% y la Industria con el 38.85%, los COVNM por la Producción de Carbón Vegetal con prácticamente el 100% y el SO2 por el sector Residencial con prácticamente el 100%.

Gráfico 1.16. Emisiones de Dióxido de Carbono por Sectores, Escenarios Base (Gg), 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

Gg

ESCENARIO ALTO CO2, NO BIOGENICO

ESCENARIO ALTO CO2, BIOGENICOESCENARIO M ODESTOCO2, NO BIOGENICO

ESCENARIO M ODESTOCO2, BIOGENICO

56

1.4.1.3. ANALISIS DE INDICADORES Conociendo los escenarios de crecimiento de la demanda de energía y los escenarios de emisiones, es posible calcular algunos indicadores de sostenibilidad del sistema energético nacional. El primer indicador calculado, es el relativo al consumo energético per cápita. De acuerdo a las proyecciones realizadas, en el escenario modesto el mismo se elevará de aproximadamente 2.7 BEP / hab en 1990 hasta 5.3 BEP / hab en el 2030, mientras en el escenario alto este se elevará hasta 7.2 BEP / hab en el año 2030.

Gráfico 1.17. Evolución del Consumo Energético Per Cápita, Escenarios Base

(BEP/habitante), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. El consumo per cápita en el escenario modesto crecerá a una tasa anual promedio del 1.70% en el periodo de análisis, mientras que en el escenario alto esta tasa será de 2.48%. Conocidas las emisiones y las proyecciones de demanda, se puede ver en el Gráfico 1.18. que en conjunto, las emisiones globales de CO2 por BEP de consumo final (CO2 no biogénico y biogénico), disminuyen respecto a su nivel actual. En el escenario modesto pasan de 0.490 t de CO2 / BEP en 1990 a 0.396 t de CO2 / BEP en el año 2030, mientras que en el escenario alto éstas disminuirán en el año 2030 hasta 0.390 t de CO2 / BEP. En ambos escenarios el comportamiento de este indicador es similar. En este sentido, las emisiones de CO2 por BEP de consumo final en el escenario modesto disminuirán con una tasa anual promedio del 0.54% en el periodo de análisis, mientras que en el escenario alto esta tasa será de 0.57%. Esta reducción se debe a varios factores, pero fundamentalmente al crecimiento del consumo de gas natural en el sector residencial y de transporte, la disminución del consumo de biomasa en el área rural y a la incorporación de centrales hidroeléctricas en el SIN y cierta capacidad de generación con energías renovables en el sector eléctrico rural.

3.1

3.94.5

2.72.7

5.3

7.2

5.4

4.2

3.2

22.5

33.5

44.5

55.5

66.5

77.5

8

1990 1995 2000 2010 2020 2030

BEP

/ ha

bita

nte

ESCENARIO MODESTO

ESCENARIO ALTO

57

Gráfico 1.18. Evolución de las Emisiones de Dióxido de Carbono por BEP de Consumo, Escenarios Base (t de CO2/BEP), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Finalmente es posible estimar también las emisiones de CO2 del sector energético por habitante (no biogénico y biogénico), las cuales constituyen un indicador muy importante desde el punto de vista del cambio climático en particular y de sostenibilidad del sector en general. En este sentido, se observa que las emisiones de CO2 tenderán hacia un crecimiento permanente no muy rápido, las cuales se encuentran en 1.32 t / hab en 1990 y en el caso del escenario modesto llegarán a 2.10 t / hab en el año 2030, mientras en el caso del escenario alto las emisiones de CO2 alcanzarán a 2.81 t / hab en el año 2030, con tasas anuales promedio de crecimiento de 1.17% y 1.91% respectivamente.

Gráfico 1.19. Evolución de las Emisiones de Dióxido de Carbono per Cápita, Escenarios

Base (t de CO2/habitante), 1990 - 2030.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

0.3960.389

0.402

0.46840.487

0.3900.381

0.406

0.490

0.4680

0.35

0.37

0.39

0.41

0.43

0.45

0.47

0.49

0.51

1990 1995 2000 2010 2020 2030

t de

CO

2 /

BEP

ESCENARIO MODESTO

ESCENARIO ALTO

2.10

1.75

1.561.341.32

1.47

2.81

2.06

1.701.48

1.461.19

1.060.990.860.80

1.39 1.89

1.171.00

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

1990 1995 2000 2010 2020 2030

t d

e C

O2

/ h

abit

ante

ESCENARIO MODESTO

ESCENARIO ALTO

C O 2 N O B IOGEN IC O

C O 2 N O B IOGEN IC OY B IOGEN IC O

58

1.4.2. ESCENARIO DE MITIGACION Después de analizar los resultados de los escenarios base con proyecciones a largo plazo para el sector energético nacional, podemos observar claramente que entre las fuentes de demanda, los sectores responsables de los mayores niveles de emisión de GEI y en especial del CO2, son el sector industrial, el sector transporte y el sector residencial y en menor medida el sector comercial, mientras que entre los procesos de transformación de energía el más importante es la generación eléctrica y en menor medida la producción de gas natural (ver Gráfico 1.15.). En este sentido, se ha realizado una evaluación del potencial de mitigación de GEI en el sector energético de Bolivia efectuando estimaciones para diferentes opciones de reducción de emisiones, tanto desde el punto de vista de las fuentes de demanda, como de los procesos de transformación, las cuales han sido enfocadas principalmente al uso eficiente y conservación de diferentes fuentes de energía, a la reducción de la intensidad de uso de varios combustibles (fósiles y biomásicos), a la sustitución de combustibles líquidos por combustibles gaseosos (gas natural) en diferentes usos, al incremento de energías renovables en usos residenciales y para generación de energía eléctrica, especialmente en el área rural, todas las cuales conducen a la reducción de la emisión de GEI. En el proceso de selección de medidas ha sido fundamental la realización de un análisis cualitativo con matrices de fuentes por usos finales, para cada uno de los sectores de demanda de energía, lo que ha permitido precisar con mayor exactitud el campo de análisis.

Tabla 1.15. Matrices Cualitativas de Fuentes y Usos para el Análisis de Mitigación,

Subsector Residencial Rural.

FUENTESUSOS ELC GLP KER GLN DIE ALC LEÑ CBV RSV EST BAT PIL VEL SOL otras 1. Iluminación X X X X X X

2. Cocción X X X X X X X X

3. Calentamiento de agua X X X X X X X

4. Calefacción de ambientes X X X X X X

5. Acondicionam. ambientes X

6. Refrigeración de alimentos X X X

7. Audio-Visión X X X

8. Artefactos domésticos X

9. Bombeo de agua X X X

10. Recargado de baterías X

11. Generación de electricidad X X

X Empleo habitual de fuentes en los distintos usos en el escenario base.

Reducción del consumo específico de fuentes en usos determinados (tres niveles).

Incremento del uso de fuentes alternas sustitutivas y/o nuevas (tres niveles).

USUALES ALTERNAS

59

Fuente: Andrés Trepp del Carpio. Después de la selección, las diferentes medidas consideradas y las suposiciones asumidas para construir y desarrollar los escenarios de mitigación, en general no son agresivas y no consideran tasas de introducción de medidas de eficiencia y conservación de energía o de sustitución de combustibles o de penetración de fuentes renovables de energía con rápidos crecimientos. Por otra parte, con propósitos de comparación se han tomado en cuenta medidas que cubren el rango desde cierto grado de sofisticación tecnológica (eficiencia en refrigeración residencial) y medidas muy sencillas que no implican grandes innovaciones tecnológicas (eficiencia en el uso de biomasa). Entre los criterios utilizados para la selección de las opciones de mitigación, el más importante está basado en la consistencia con los lineamientos determinados en el Plan General de Desarrollo Económico y Social de Bolivia 1997 - 2002 [21] y la oportunidad de poder integrar cada una de las medidas de manera consistente con las políticas, planes y programas sectoriales que emanaron de esta estrategia nacional de desarrollo. Por otra parte, criterios fundamentales que surgieron del análisis de los escenarios base de demanda y transformación y de emisiones de GEI, fueron la importancia de cada uno de los sectores en la demanda de fuentes de energía y su contribución a la emisión de GEI, la importancia de cada una de las fuentes de energía en la demanda global y su contribución a la emisión de GEI y finalmente la importancia de cada uno de los usos finales de energía por sectores y su contribución a la emisión de GEI. Estos criterios están íntimamente vinculados con la temática del cambio climático y han permitido seleccionar las opciones que mejor se adecuan a la realidad económica, política, social y ambiental de Bolivia.

FUENTESUSOS ELC GLP KER GLN DIE ALC LEÑ CBV RSV EST BAT PIL VEL SOL otras 1. Iluminación 1,2,31,61 2,33,5 2,33 2,33 5 2,31,33 31

62 5 2. Cocción 5 4 4 1,2,4,64 1,2,4,64 1,2,4,64 1,2,4,64

3. Calentamiento de agua 2,32 2,32 4 2,32,4,64 2,32,4,64 2,32,4,64 2,32,4,64 32

4. Calefacción de ambientes 11,31,32 11,31,32 11,31,32 11,31,32 11,31,32 11,31,32 32

5. Acondicionam. ambientes 11

6. Refrigeración de alimentos 1,61,62 5,61,62 5,61,62

7. Audio-Visión 33,5 33,5

8. Artefactos domésticos 61,62,63

9. Bombeo de agua 33 33,5 33,5 33

10. Recargado de baterías 33

11. Generación de electricidad 33,5 33,5 33

Medidas de Mitigación: 1 Mejora de la eficiencia de conversión energética de equipos y artefactos. 4 Expansión del abastecimiento de GLP. 11 Conservación de la energía por mejores aslamientos térmicos. 5 Expansión de la generación y de la red eléctrica. 2 Sustitución de tecnología y/o artefactos. 6 Proyectos relacionados con la mitigación. 3 Penetración de fuentes renovables 61 Demand Side Management, Sucre. 31 Energía solar: prolongación del tiempo de iluminación natural. 62 Demand Side Management, La Paz y Santa Cruz. 32 Energía solar térmica. 63 ESMAP 2 33 Conversión fotovoltaica 64 Programa Nacional de Biomasa.

USUALES ALTERNAS

60

De acuerdo a lo expuesto anteriormente, los sectores y actividades que requieren un análisis detallado y contienen mayor potencial de mitigación son: • Sector Residencial (urbano y rural) - Actividades de Cocción y Calentamiento de

Agua. • Sector Residencial (urbano y rural) - Iluminación. • Sector Residencial (urbano y rural) - Refrigeración. • Sector Residencial (rural) – Generación de Energía Eléctrica con Fuentes

Renovables. • Sector Comercial / Industrial Rural - Usos de Leña y Estiércol. • Sector Comercial - Iluminación Pública. • Sector Comercial - Uso General de Energía Eléctrica. • Sector Industrial - Procesos Eléctricos: Minería e Industria en General. • Sector Industrial - Procesos Térmicos: Industria en General. • Sector Transporte – Uso de Gas Natural en el Transporte Terrestre. • Sector de Producción de Gas Natural – Quema de Gas Natural en Campos de

Explotación. • Sector de Generación de Energía Eléctrica – Opciones de Expansión de

Capacidad y Fuentes Renovables. a) Eficiencia en la Iluminación del Sector Residencial Esta medida considera la introducción del uso de lámparas fluorescentes compactas (CFL) en reemplazo de las lámparas de filamento incandescendente que se utilizan comúnmente en el sector Residencial, considerando que estas lámparas fluorescentes compactas proporcionan el mismo flujo luminoso que las lámparas incandescentes con una potencia aproximadamente 4 a 5 veces menor. Esta medida se aplica a los subsectores Urbano con poblaciones mayores a 10,000 habitantes, Urbano con poblaciones entre 10,000 y 2,000 habitantes (centros poblados) y Rural con poblaciones menores a 2,000 habitantes (población dispersa) y se inicia a partir del año 2001 en los tres subsectores.

Tabla 1.16. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Iluminación del Sector Residencial.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Del total de usuarios residenciales de las áreas urbana y rural, la medida de mitigación pretende que en el escenario modesto un 1.21% de éstos para el año 2005 se incorpore a los programas de eficiencia en la iluminación residencial, 6.51% el 2010, 14.57% el 2020 y 23.16% el 2030, disminuyendo consiguientemente la

SUBSECTOR

2005 2010 2020 2030% % % % % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº

URBANO > 10,000 hab 0 5 10 15 2 23,515 10 136,876 20 352,236 30 631,571 3.5 41,151 12 164,251 22 387,459 32 673,676URBANO < 10,000 hab 0 3 8 13 1 1,002 6 7,130 16 25,509 26 51,500 2.5 2,506 8 9,507 18 28,697 28 55,462RURAL < 2,000 hab 0 1 3 5 0.5 784 3 5,896 9 22,066 15 46,640 2 3,136 5 9,826 11 26,969 17 52,858Total 25,301 149,902 399,811 729,711 46,793 183,584 443,125 781,996Reducción de la Demanda de Energía, GWh 1.31 25.94 76.95 154.66 3.06 37.86 93.54 176.33

PORCENTAJE DE HOGARES CON CFLs

ESCENARIO BASE

HOGARES CON CFLs - ESCENARIO MODESTO HOGARES CON CFLs - ESCENARIO ALTO

2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

61

intensidad de uso de energía eléctrica para iluminación. En el escenario alto se considera que un 2.24% de los usuarios participe en los programas de eficiencia el 2005, 7.98% en el 2010, 16.51% en el 2020 y 24.82% el 2030. En el escenario modesto, para esta medida se ha evaluado una reducción total de emisiones para el periodo 2001 - 2030 de 1,268.13 Gg de CO2. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 1,522.74 Gg de CO2.

b) Eficiencia en Cocinas que Utilizan Biomasa En las zonas rurales del país tradicionalmente se ha utilizado la biomasa como fuente de energía, comportamiento que tiene su origen en muchos factores de tipo económico, social y cultural, entre los cuales la escasa provisión de fuentes comerciales de energía y los costos de las mismas destacan como los más importantes. Este consumo intensivo en zonas rurales por tener un carácter desordenado, resulta en una fuerte presión al medio ambiente y distorsiona los patrones de consumo global, por ser una fuente de energía que no tiene un tratamiento comercial basado en criterios económico-financieros. En este sentido un manejo sostenible de la biomasa (que implica que la intensidad de su uso no sea superior a la velocidad de reposición), desde el punto de vista energético, podría permitir contar con una fuente de energía permanente.

Por estas razones, esta medida que se implementaría a partir del año 2001 en ambos subsectores, considera aumentar la eficiencia en cocinas tradicionales que utilizan leña, estiércol animal, carbón vegetal y residuos vegetales (biomasa en general) y que son utilizados principalmente para cocción de alimentos y calentamiento de agua en los subsectores Urbano con poblaciones entre 10,000 y 2,000 habitantes (centros poblados) y Rural con poblaciones menores a 2,000 habitantes (población dispersa) del Sector Residencial. Como promedio las cocinas mejoradas se consideran más eficientes con aproximadamente un 30% de ahorro de combustible.

62

Tabla 1.17. Implementación de la Medida de Eficiencia en Cocinas que Utilizan Biomasa.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. En la implementación de esta medida de mitigación se considera que del total de hogares de las áreas urbana y rural, en el escenario modesto un 0.39% de éstos para el año 2005 se incorpore a los programas de eficiencia, 2.38% el 2010, 3.76% el 2020 y 6.36% el 2030, disminuyendo consiguientemente la demanda de fuentes biomásicas de energía para propósitos de cocción y calentamiento de agua. En el escenario alto se considera que un 0.97% de los hogares participe en los programas de eficiencia el 2005, 3.06% en el 2010, 4.29% en el 2020 y 6.82% el 2030. Para esta medida en el escenario modesto se ha evaluado una reducción total de 6,913.01 Gg de CO2 biogénico. Mientras que en el escenario alto, la reducción de emisiones total es de 7,824.03 Gg de CO2 biogénico. c) Eficiencia en la Refrigeración del Sector Residencial La medida de mitigación considera acelerar el ritmo de introducción de refrigeradores de bajo consumo de energía (energy saver equipment) a partir del año 2000 en los subsectores Urbano con poblaciones mayores a 10,000 habitantes, Urbano con poblaciones entre 10,000 y 2,000 habitantes (centros poblados) y Rural con poblaciones menores a 2,000 habitantes (población dispersa), considerando que los nuevos modelos de refrigeradores, tienen una demanda media de energía aproximadamente 3.33 veces menor que los equipamientos actuales12 sin características de ahorro de energía. Del total de usuarios residenciales de las áreas urbana y rural, la medida de mitigación pretende que en el escenario modesto un 2.66% de éstos para el año 2000 se incorpore a los programas de eficiencia en la refrigeración residencial, 6.45% el 2005, 17.58% el 2010 y 52.11% el 2019, disminuyendo consiguientemente la intensidad de uso de energía eléctrica para refrigeración. En el escenario alto se considera que un 2.66% de los usuarios participe en los programas de eficiencia el 2000, 7.31% en el 2005, 21.44% en el 2010 y 52.11% el 2019.

12 American Council for an Energy-Efficient Economy.

SUBSECTOR

% Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % NºURBANO < 10,000 hab 1.54 921 10.77 6,699 21.54 13,809 43.08 26,455 3.85 2,301 13.85 8,615 24.62 15,784 46.15 28,341RURAL < 2,000 hab 1.54 7,199 10.77 48,033 21.54 89,257 43.08 174,025 3.85 17,998 13.85 61,770 24.62 102,020 46.15 186,426Total 8,120 54,732 103,066 200,480 20,299 70,385 117,804 214,767Reducción de la Demanda

de Energía, miles de BEP 32.27 217.31 408.03 792.64 80.67 279.4 466.32 849.26

2020

HOGARES PARTICIPANTES EN LA MEDIDA SOBRE LA BASE DE COCCION CON LEÑA

ESCENARIO ALTO2030

HOGARES PARTICIPANTES EN LA MEDIDA SOBRE LA BASE DE COCCION CON LEÑA

ESCENARIO MODESTO2005 2010 2020 2030 2005 2010

63

Tabla 1.18. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Refrigeración del Sector Residencial.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Para esta medida se ha determinado en el escenario modesto una reducción de emisiones total de 1,342.75 Gg de CO2. Mientras que en el escenario alto la reducción total es de 1,460.42 Gg de CO2. d) Incremento del Uso Residencial del Gas Natural Esta medida considera la introducción del uso residencial masivo del gas natural para propósitos de cocción, calentamiento de agua y calefacción de ambientes en el subsector Urbano con más de 10,000 habitantes a partir del año 2001. Complementariamente, se considera que la medida se acompañará con una reducción de la intensidad de energía unitaria utilizada para cocción, calentamiento de agua y calefacción equivalente al 0.75% anual a partir del año 2000.

Tabla 1.19. Implementación de la Medida de Incremento del Uso Residencial de Gas Natural.

* Un hogar puede tener los tres usos finales simultáneamente, de manera que el total es relativo. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Del total de usuarios residenciales del subsector urbano con más de 10,000 habitantes, la medida de mitigación basándose en el uso final de cocción, pretende que en el escenario modesto se alcance al 7.09% de usuarios servidos con gas natural el año 2005, al 11.10% el 2010, al 16.97% el 2020 y al 23.99% el 2030. En el escenario alto se considera que se alcanzaría al 7.68% el año 2005, al 11.72% en el 2010, al 17.62% en el 2020 y al 24.66% el 2030. Para esta medida, en el período 2001 - 2030 para el escenario modesto se obtiene una reducción de emisiones promedio de 46.89 Gg de CO2 / Año que resulta en una reducción total de 1,406.71 Gg de CO2. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 1,311.18 Gg de CO2.

SUBSECTOR

2000 2005 2010 2020 2030

% % % % % % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº

URBANO > 10,000 hab 5 10 20 50 100 7 51,915 15 138,308 40 448,453 100 1,528,731 7 51,915 17 156,750 42 470,876 100 1,528,731

URBANO < 10,000 hab 5 10 20 50 100 7 2,097 15 5,734 40 19,082 100 67,884 7 2,097 17 6,499 42 20,036 100 67,884

RURAL < 2,000 hab 5 10 20 50 100 7 1,515 15 4,364 40 14,690 100 45,183 7 1,515 17 4,946 42 97,333 100 45,183

Total 55,527 148,406 482,225 1,641,798 55,527 168,195 588,245 1,641,798

Reducción de la Demanda de Energía, GWh 5.98 20.05 101.62 340.98 5.98 27.80 111.37 380.82

2000 2005 2010 2019

PORCENTAJE DE HOGARES

CON EQUIPOS EFICIENTES

ESCENARIO BASE

HOGARES CON EQUIPOS EFICIENTES ESCENARIO

MODESTO

HOGARES CON EQUIPOS EFICIENTES ESCENARIO

ALTO

2000 2005 2010 2019

SUBSECTOR

URBANO > 10,000

HABITANTES2005 2010 2020 2030

% % % % % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº

COCCION 9.50 15.00 20.16 27.09 12 147,982 18 255,534 26 465,611 36 755,807 13 160,314 19 269,730 27 483,520 37 776,802

CALENTAMIENTO DE AGUA 6.75 11.00 14.78 19.87 9 88,965 14 163,337 20 309,402 27 514,725 10 98,850 15 175,004 21 324,872 28 533,789

CALEFACCION 29.50 45.00 59.31 78.18 32 29,101 48 57,410 65 128,008 84 253,156 33 30,010 49 58,606 66 129,978 85 256,170

Total* 266,048 476,281 903,021 1,523,688 289,174 503,340 938,370 1,566,761

Reducción de la Demanda de Energía, Miles de BEP -51.63 0.02 76.26 292.05 -81.64 -18.78 57.38 275.75

2010

HOGARES CON SUMINISTRO DE GAS

NATURAL ESCENARIO BASE

HOGARES CON SUMINISTRO DE GAS NATURAL

ESCENARIO MODESTO

2020 2030

HOGARES CON SUMINISTRO DE GAS NATURAL

ESCENARIO ALTO

2005 2010 2020 2030 2005

64

e) Incremento del Uso de Energía Solar para el Calentamiento de Agua Esta medida considera que el uso de energía solar puede incrementarse significativamente como fuente de energía térmica, debido a que este uso se ha ido introduciendo desde hace algún tiempo en el sector residencial, además que varios proyectos piloto en diversas regiones del país han comprobado la factibilidad del uso de esta fuente para usos residenciales y comerciales, entre los cuales sobresale el calentamiento de agua. En el análisis presente solo se ha considerado el sector residencial, debido a que el sector comercial merece un análisis más detallado para el cual se necesitan datos que actualmente no se cuentan en el país. A partir del año 2001 esta medida se plantea para los subsectores Urbano con poblaciones mayores a 10,000 habitantes, Urbano con poblaciones entre 10,000 y 2,000 habitantes y Rural con poblaciones menores a 2,000 habitantes.

Tabla 1.20. Implementación de la Medida de Incremento del Uso de Energía Solar para el Calentamiento de Agua.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Del total de hogares del sector Residencial, la medida de mitigación pretende que en el escenario modesto del 2.65% en el año 2000 se alcance el 7.30% de hogares que utilicen energía solar para calentamiento de agua en el año 2010, el 12.29% el 2020 y el 17.93% el 2030. En el escenario alto se considera que del 2.65% en el año 2000 se alcanzaría el 8.75% el año 2010, el 13.85% en el 2020 y el 19.60% el 2030.

En el escenario modesto se ha estimado una reducción de emisiones total de 669.94 Gg de CO2 no biogénico. Mientras que en el escenario alto la reducción total es de 769.16 Gg de CO2 no biogénico. En el caso del CO2 biogénico, se ha estimado en el escenario modesto una reducción total de 245.42 Gg de CO2 biogénico. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 298.21 Gg de CO2 biogénico.

f) Electrificación Rural sobre la Base de Energías Renovables Esta medida considera principalmente el incremento del uso del potencial microhidroeléctrico, solar fotovoltaico y el potencial eólico, para la generación de energía eléctrica en zonas rurales aisladas, donde los consumos son generalmente bajos y la demanda se halla dispersa y difícilmente puede ser satisfecha a través de fuentes más convencionales como la extensión de la red eléctrica o la generación de

SUBSECTOR

2000 2010 2020 2030% % % % % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº

URBANO > 10,000 hab 1.88 2.53 3.40 4.57 1.88 15,399 8 93,335 14 216,581 20 381,278 1.88 15,399 10 116,669 16 247,521 22 419,406URBANO < 10,000 hab 11.64 12.86 14.20 15.69 11.64 8,901 19 21,747 25 39,872 31 64,027 11.64 8,901 21 24,036 27 43,062 33 68,158RURAL < 2,000 hab 8.59 9.48 10.48 11.57 8.59 30,922 13.5 52,911 18.5 80,670 23.5 119,620 8.59 30,922 15.5 60,750 20.5 89,391 25.5 129,800Total 55,222 167,993 337,123 564,925 55,222 201,455 379,974 617,364Reducción de la Demanda de Energía, Miles de BEP 0 19.08 47.11 88.88 0 26.41 56.45 100.46

2020 2030

HOGARES CON EQUIPOS SOLARES ESCENARIO

BASE

HOGARES CON EQUIPOS SOLARES

ESCENARIO MODESTO

HOGARES CON EQUIPOS SOLARES

ESCENARIO ALTO2000 2010 2020 2030 2000 2010

65

electricidad con gas natural o diesel oil. Las hipótesis utilizadas para formular esta opción de mitigación están basadas en los objetivos y alcances fijados por el Programa Nacional de Electrificación Rural - PRONER [12], [13], [14].

Tabla 1.21. Implementación de la Medida de Electrificación Rural sobre la Base de Energías Renovables.

* Un hogar puede tener los cuatro usos finales simultáneamente, de manera que el total es relativo. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

En el análisis se consideró el subsector Rural con menos de 2,000 habitantes del sector Residencial en los usos de iluminación, refrigeración, radio-televisión y bombeo de agua. La medida se pondría en marcha el año 2001 y del total de usuarios residenciales de este subsector, basándose en el uso final de iluminación, en el escenario modesto se alcanzaría al 7.13% de hogares servidos con energía solar fotovoltaica, micro hidroeléctrica o eólica el año 2010, al 8.83% el 2020 y al 10.81% el 2030. En el escenario alto se considera que se alcanzaría al 8.02% el año 2010, al 9.60% en el 2020 y al 11.53% el 2030.

Para esta medida, en el período 2001 - 2030 para el escenario modesto se obtiene una reducción de emisiones total de 367.25 Gg de CO2. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 436.65 Gg de CO2. g) Eficiencia en la Iluminación del Sector Comercial Al igual que para el sector Residencial, esta medida considera la introducción del uso de lámparas más eficientes de sodio de baja presión con balasto en reemplazo de las lámparas de mercurio con auto-balasto que se usan actualmente en la Iluminación Pública, subsector que se constituye en uno de los más importantes en la demanda de energía eléctrica del Sector Comercial / Industrial Rural. Las lámparas más eficientes proporcionan el mismo flujo luminoso que las lámparas comunes con una potencia aproximadamente 4.5 veces menor.

SUBSECTOR

RURAL < 2,000

HABITANTES2000 2010 2020 2030

% % % % % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº % Nº

ILUMINACION 6.04 15.96 18.98 21.99 24.0 164,024 34.5 242,233 45.0 340,578 27.0 184,527 37.5 263,297 48.0 363,283

REFRIGERACION 3.95 6.36 7.90 9.44 10.0 5,165 15.5 9,831 21.0 17,162 11.5 5,939 17.0 10,782 22.5 18,388

RADIO -TELEVISION 5.74 15.61 18.31 21.01 22.5 117,568 33.8 194,554 45.0 299,374 25.5 133,244 36.8 211,822 48.0 319,333

BOMBEO DE AGUA 3.32 9.86 11.57 13.28 14.0 2,352 19.5 4,307 25.0 7,621 15.5 2,604 21.0 4,639 26.5 8,079

Total* 289,109 450,925 664,735 326,314 490,540 709,083

Reducción de la Demanda de Energía, GWh 29.05 51.94 102.03 39.32 62.69 113.79

HOGARES CON

SUMINISTRO DE ENERGIA

ELECTRICA A TRAVES DE

FUENTES RENOVABLES

ESCENARIO BASE

2010 2020 2030 2020

HOGARES CON SUMINISTRO DE ENERGIA

ELECTRICA A TRAVES DE FUENTES

RENOVABLES

ESCENARIO MODESTO

HOGARES CON SUMINISTRO DE ENERGIA

ELECTRICA A TRAVES DE FUENTES

RENOVABLES

ESCENARIO ALTO

20302010

66

Tabla 1.22. Implementación de la Medida de Eficiencia en la Iluminación del Sector Comercial.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Con la aplicación de esta medida a escala nacional a partir del año 2001, se ha evaluado que en el período 2001 - 2030 en el escenario modesto se obtendría una reducción de emisiones total de 1,560.46 Gg de CO2. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total alcanzaría a los 2,252.95 Gg de CO2. h) Eficiencia en el Uso Comercial / Industrial Rural de Biomasa Tradicionalmente la industria rural del país ha utilizado diferentes tipos de biomasa como fuente de energía para sus diferentes procesos térmicos. Entre estas industrias que desarrollan sus actividades de manera artesanal, podemos citar la producción de ladrillos y otros productos de cerámica, la producción de yeso, la producción de cal, la elaboración de ulexita, el secado de arroz, la producción de chancaca, etc., las cuales han ocasionado una excesiva presión sobre los recursos biomásicos, los cuales en ciertas zonas del país se han hecho muy escasos, lo que consiguientemente ha provocado el incremento en sus costos, sin mencionar los daños al medio ambiente como la deforestación y la erosión de suelos. En este sentido, se han realizado diversos estudios en el país para aumentar la eficiencia en el uso de la biomasa en el sector industrial rural que han dado resultados favorables, por esta razón, esta medida que se pondría en marcha a partir del año 2001, propone disminuir la intensidad del uso de biomasa a través del incremento de la eficiencia en diversos procesos de combustión que producen energía térmica, considerando en el uso de la leña, una disminución en la intensidad de uso de energía respecto a las instalaciones sin mejoras, equivalente a un 42% de ahorro de combustible y en el caso del estiércol a un 54% de ahorro de combustible.

SUBSECTOR

ILUMINACION PUBLICA2010 2020 2030 2010 2020 2030

% % % % Nº % Nº % Nº

ESCENARIO MODESTO 15.00 27.50 40.00 20.0 23,305 41.6 100,142 60.0 287,963 13.68 79.88 226.14

ESCENARIO ALTO 17.00 29.50 42.00 22.0 29,079 43.7 137,518 62.0 450,885 15.5 105.02 342.64

LUMINARIAS EFICIENTES

ESCENARIO BASE

Reducción de la Demanda de

Energía, GWh

LUMINARIAS EFICENTES

ESCENARIOS DE MITIGACION

2010 2020 2030

67

Tabla 1.23. Implementación de la Medida de Eficiencia en el Uso Comercial / Industrial Rural de Biomasa.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Para esta medida se ha evaluado una reducción de emisiones total de 1,929.46 Gg de CO2 biogénico en el escenario modesto y de 2,758.48 Gg de CO2 biogénico en el escenario alto. i) Conservación de Energía Eléctrica en los Usos Comerciales Esta medida considera la introducción gradual de aparatos más eficientes en el sector comercial, fundamentalmente en la iluminación comercial. La medida se basa en la introducción del uso de lámparas fluorescentes de 26 mm con balasto electrónico y reflector en reemplazo de las lámparas fluorescentes standard con balasto que se utilizan comúnmente en el sector Comercial, considerando que estas lámparas fluorescentes eficientes proporcionan el mismo flujo luminoso que las lámparas standard con una potencia aproximadamente 3 veces menor.

SUBSECTOR

INDUSTRIA RURAL

FUENTE DE

ENERGIA2010 2020 2030 2010 2020 2030

% % %

ESCENARIO MODESTO LEÑA 20.00 30.00 40.00 49.09 83.99 121.79

ESTIERCOL 20.00 30.00 40.00 18.54 30.11 41.45

Total 40.00 60.00 80.00 67.63 114.10 163.24

ESCENARIO ALTO LEÑA 22.00 32.00 42.00 59.91 114.72 188.95

ESTIERCOL 22.00 32.00 42.00 22.76 41.28 64.51

Total 44.00 64.00 84.00 82.67 156.00 253.46

PORCENTAJE DE USUARIOS EN

PROGRAMAS DE EFICIENCIA

ESCENARIOS DE MITIGACION

Reducción de la

Demanda de Energía,

Miles de BEP

68

Tabla 1.24. Implementación de la Medida de Conservación de Energía en los Usos Comerciales.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP.

Para esta medida se ha estimado en el escenario modesto una reducción de emisiones total de 6,629.29 Gg de CO2. En el escenario alto se estima una reducción de emisiones total de 9,745.70 Gg de CO2. j) Conservación de Energía en la Industria Del total de empresas establecidas en el país, sólo el 2% son consideradas grandes y consumen aproximadamente el 90% de la energía demandada por el sector. Analizando la evolución del PIB sectorial respecto a la cantidad de energía consumida en el período 1988 - 1994, podemos observar que el crecimiento de esta última ha evolucionado más rápidamente que el crecimiento del PIB industrial, la brecha entre estos parámetros muestra de manera evidente que la industria en Bolivia ha sido cada vez más ineficiente en el consumo de energía. Sólo a partir de 1992 se puede observar que disminuye la intensidad energética en el sector, esto puede ser explicado por el incremento del uso de gas natural en las grandes industrias. De acuerdo a algunos diagnósticos realizados en el sector industrial, el rendimiento en el uso final de fuentes de energía está en el orden del 28%, por esta razón es imprescindible establecer líneas de acción que permitan mitigar los efectos negativos sobre el sector productivo en el mediano y largo plazo y que incidan sobre las emisiones de GEI. Entre las alternativas para mejorar la eficiencia energética en la industria están el reordenamiento interno (5% - 10% de ahorro de energía), el mejoramiento en los sistemas de mantenimiento (10% -12% de ahorro de energía) y las mejoras de procesos y tecnología (10% - 15% de ahorro de energía).

En este sentido, la medida de mitigación propone a partir del año 2001, implementar varias acciones de bajo costo en los subsectores de minería y metalurgia e industria en general, con el propósito de reducir la intensidad de uso de energía en promedio en un 12% en los procesos que utilizan electricidad y en el subsector industria en general implementar medidas para reducir la intensidad de uso de energía en promedio en un 5% en diferentes procesos térmicos.

SUBSECTOR

COMERCIAL GENERAL2010 2020 2030 2010 2020 2030

% % %

ESCENARIO MODESTO 15.00 28.20 40.00 105.36 355.81 867.20

ESCENARIO ALTO 17.00 30.20 42.00 133.39 489.39 1,349.77

PORCENTAJE DE USUARIOS EN

PROGRAMAS DE EFICIENCIA

ESCENARIOS DE MITIGACION

Reducción de la Demanda de

Energía, GWh

69

Tabla 1.25. Implementación de la Medida de Conservación de Energía en la Industria. Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. En el escenario modesto para esta medida se ha estimado una reducción total de 4,429.64 Gg de CO2 no biogénico. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 6,459.55 Gg de CO2 no biogénico. En el caso del CO2 biogénico, se ha estimado en el escenario modesto una reducción total de 2,632.20 Gg de CO2 biogénico. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 4,142.64 Gg de CO2 biogénico. k) Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector de Transporte En los últimos años, en el país se ha introducido el uso del gas natural comprimido (GNC) en el transporte terrestre, pero los ritmos de penetración de este combustible no han sido tan rápidos como se esperaba, abarcando sólo a un pequeño porcentaje del parque automotor a gasolina país (aproximadamente 3,560 vehículos a principios de 1998). En este sentido, la medida de mitigación propone acelerar el ritmo de conversión de la flota automotriz hacia el gas natural desde el año 2001, considerando tanto los vehículos a gasolina como los que utilizan diesel oil. De manera complementaria, en lo referente a la reducción de emisiones provenientes del transporte terrestre, esta medida se verá fortalecida por el gradual incremento de automóviles más eficientes en el uso de combustibles debido a la implementación de leyes y reglamentos ambientales nacionales y regulaciones de tráfico en las ciudades, además considerando que el parque automotor se irá

SUBSECTOR

MINERIA / METALURGIA

E INDUSTRIA GENERAL

PROCESOS SUBSECTOR

2010 2020 2030 2010 2020 2030

% % % GWh GWh GWh

ESCENARIO MODESTO PROCESOS MINERIA/METALURGIA 15.00 30.00 45.00 15.24 49.64 110.22

ELECTRICOS INDUSTRIA GENERAL 15.00 30.00 45.00 29.57 97.28 226.58

Total 44.81 146.92 336.80

PROCESOS Miles de BEP Miles de BEP Miles de BEP

TERMICOS INDUSTRIA GENERAL 20.00 45.00 70.00 95.46 353.32 853.47

Total 95.46 353.32 853.47

% % % GWh GWh GWh

ESCENARIO ALTO PROCESOS MINERIA/METALURGIA 16.50 31.50 46.50 16.93 52.40 119.91

ELECTRICOS INDUSTRIA GENERAL 16.50 31.50 46.50 36.07 136.08 372.94

Total 53.00 188.48 492.85

PROCESOS Miles de BEP Miles de BEP Miles de BEP

TERMICOS INDUSTRIA GENERAL 22.00 47.00 72.00 120.00 490.00 1,390.00

Total 120.00 490.00 1,390.00

INDUSTRIAS EN

PROGRAMAS DE

EFICIENCIA

ESCENARIOS DE

MITIGACION

Reducción de la Demanda de Energía

70

renovando paulatinamente con automóviles importados que estén bajo normas internacionales de control de emisiones en vigencia en los países de origen y por la aplicación de otras normas nacionales que eviten la importación de automóviles obsoletos, lo que significará que la intensidad de uso de energía por unidad vehicular disminuya gradualmente.

Tabla 1.26. Implementación de la Medida de Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector de Transporte.

Fuente: Elaboración propia sobre la base de resultados del sistema LEAP. Del total de vehículos automotores del país, la medida de mitigación, pretende que en el escenario modesto se alcance al 25.49% de vehículos a gas natural comprimido el año 2010, al 33.18% el 2020 y al 40.87% el 2030. En el escenario alto se considera que se alcanzaría al 27.20% el año 2010, al 34.90% en el 2020 y al 42.59% el 2030. Para esta medida se ha estimado en el escenario modesto una reducción de emisiones total de 3,610.05 Gg de CO2. En el escenario alto se estima una reducción de emisiones total de 4,689.58 Gg de CO2. l) Reducción de la Quema de Gas Natural en Campos de Explotación Considerando que las cantidades de gas natural que se quemaban y venteaban en el país en los campos de explotación, por la ausencia de instalaciones de recuperación y procesamiento, alcanzaron volúmenes considerables entre los años 1990 - 1994 especialmente debido al descubrimiento de nuevos campos en el área Boomerang – Chapare y que la implementación de medidas realizadas en 1995 por parte de la empresa estatal del petróleo - YPFB, para reducir la quema y aumentar la recuperación, el tratamiento, reinyección y reciclado de gas natural y separación de licuables, demostró la factibilidad de minimizar la quema y venteo en procesos de explotación hasta su límite técnico posible, con una serie de ventajas económicas

SUBSECTOR

TRANSPORTE

TERRESTRE

SERVICIO 2010 2020 2030

% % % % Nº % Nº % Nº

PARTICULAR 10.33 10.33 10.33 20.31 91,810 28.44 168,956 36.57 279,695

PUBLICO 30.45 30.45 30.45 44.47 61,363 50.77 92,076 57.06 133,253

OFICIAL 3.00 5.25 7.50 10.00 1,827 17.50 4,204 25.00 7,733

Total 155,000 265,236 420,681

Reducción de la Demanda de Energía, Millones de BEP 0.83 1.45 2.36

SERVICIO 2010 2020 2030

% % % % Nº % Nº % Nº

PARTICULAR 10.33 10.33 10.33 21.94 109,928 30.07 216,596 38.19 377,004

PUBLICO 30.45 30.45 30.45 46.46 71,067 52.75 116,025 59.05 177,954

OFICIAL 3.00 5.25 7.50 12.00 2,432 19.50 5,682 27.00 10,776

Total 183,427 338,303 565,734

Reducción de la Demanda de Energía, Millones de BEP 1.01 1.89 3.24

VEHICULOS A GAS NATURAL

COMPRIMIDO

ESCENARIOS BASEESCENARIO MODESTO

ESCENARIO ALTO

2010 2020 2030

2010 2020 2030

VEHICULOS A GAS NATURAL COMPRIMIDO

ESCENARIOS DE MITIGACION

71

para el país, además que se están aplicando regulaciones sectoriales que limitan la cantidad de gas natural que se quema y ventea a través de licencias para estas actividades. En este sentido, se ha establecido como medida de mitigación, que la cantidad de gas natural que se quema y ventea en los campos de explotación, se reduzca hasta su límite técnico mínimo posible, considerando una alta eficiencia en el proceso de producción a través de la recuperación del mayor volumen de gas natural y licuables y de la reinyección del gas que no se pueda incorporar a las corrientes de producción que se verán en gran medida incrementadas con la exportación de este producto al Brasil y con otras posibilidades de exportación para generación de energía eléctrica. Debido a que la exportación de gas natural al Brasil se ha iniciado y que el sector de hidrocarburos ha sido capitalizado, paulatinamente se han ido implementando y se irán implementando una serie de medidas a cargo del sector privado en vistas de poder cumplir con las cantidades contractuales de exportación y que evidentemente han contribuido y contribuirán a la reducción de las cantidades de quema de gas natural. Por esta razón, la medida de mitigación propuesta pretende acelerar estos procesos y que todas las facilidades de producción necesarias para la implementación de medidas de reducción de la quema y venteo estén listas a partir del año 2000. Para esta medida se ha estimado en ambos escenarios una reducción de emisiones total de 8,606.31 Gg de CO2. m) Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de Generación Eléctrica El conjunto de las medidas propuestas anteriormente, determinaría que el crecimiento de la demanda de energía eléctrica sea menor en el escenario de mitigación, en comparación con el escenario sin adopción de medidas, lo que permitiría planificar menores adiciones de capacidad en el periodo de análisis para el sector de generación eléctrica. En este sentido, esta medida propone una redistribución de las Opciones de Expansión de Generación de Energía Eléctrica, desplazándolas en el tiempo hacia el futuro y reduciendo las adiciones de capacidad de acuerdo a la demanda de energía, la cual es cubierta con un adecuado margen de reserva, además se ha tomado en cuenta la generación con energías renovables (hidroeléctrica, geotérmica y eólica) y bagazo en plantas pertenecientes al SIN y a sistemas aislados, en los cuales se ha previsto la sustitución de la generación de energía eléctrica con diesel oil por hidroenergía.

72

Por otra parte, se ha tomado en cuenta las posibilidades de exportación de energía eléctrica al Brasil generada en plantas a gas natural y plantas hidroeléctricas y los proyectos hidroeléctricos binacionales de exportación de energía eléctrica a la Argentina. En este sentido la medida propuesta en los primeros años de análisis se ha basado en los proyectos sugeridos en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional - Periodo 1995 – 2005 [5].

Tabla 1.27. Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de Generación Eléctrica.

Fuente: Elaboración propia.

ESCENARIOPLANTA MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO

Potencia Instalada, kWSan José 84,600 84,600 126,900 126,900

Carrasco 165,000 165,000 220,000 220,000 385,000 385,000

Santa Cruz 70,000 70,000 140,000 140,000 210,000 210,000 280,000 280,000 420,000 420,000

Calachaca 60,000 60,000

Palillada 80,000 80,000

Autoproductor Bagazo 44,400 44,400

Servicio Público Termo 37,500 37,500 47,500 47,500

Servicio Público Hidro 20,900 20,900 30,900 30,900 45,900 45,900

Misicuni 80,000 80,000

Laguna Colorada 8,000 8,000 30,000 30,000

Hidroeléctrica A 102,000 102,000

Termoeléctrica A 140,000 140,000 210,000 210,000 420,000 560,000

Termoeléctrica B 180,000 180,000 360,000 540,000

Eólica 1 270,000

Hidroeléctrica 1 540,000 540,000 720,000

Hidroeléctrica 2 180,000 180,000 540,000 540,000

Hidroeléctrica 3 360,000 540,000 540,000 720,000

Hidroeléctrica 4 90,000 90,000 280,000 280,000 460,000 550,000 640,000 730,000

ESCENARIOPLANTA MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO MOD. ALTO

Potencia Instalada, kWSan José 84,600 84,600 126,900 126,900

Carrasco 165,000 165,000 220,000 220,000 275,000 275,000

Santa Cruz 70,000 70,000 140,000 140,000 210,000 280,000 210,000 420,000 420,000

Calachaca 60,000 60,000

Palillada 80,000 80,000

Autoproductor Bagazo 74,400 74,400

Servicio Público Termo 37,500 47,500

Servicio Público Hidro 20,900 20,900 70,900

Misicuni 80,000 80,000

Laguna Colorada 8,000 8,000 30,000 30,000

Hidroeléctrica A 102,000 102,000

Termoeléctrica A 210,000 70,000 420,000 420,000

Termoeléctrica BEólica 1 90,000 630,000

Hidroeléctrica 1 450,000 450,000 630,000 810,000 720,000

Hidroeléctrica 2 180,000 180,000 450,000 540,000

Hidroeléctrica 3 360,000 540,000 450,000

Hidroeléctrica 4 90,000 90,000 280,000 280,000 370,000 550,000 460,000 730,000

1999 2001 2002 2024201820122004

MITIGACION MITIGACION MITIGACION

1999 2001 2002 2004 2012 2018 2024

BASE BASE BASE BASE BASE BASE BASE

MITIGACION MITIGACION MITIGACION MITIGACION

73

Las reducciones en la demanda de recursos primarios fósiles (gas natural y diesel oil) para generación eléctrica que se obtienen con la aplicación de la medida alcanzan en el escenario modesto a 0.23 millones de BEP en el año 2010, a 1.84 millones de BEP en el año 2020 y a 4.41 millones de BEP en el año 2030, mientras que en el escenario alto estas reducciones alcanzan a 0.23 millones de BEP en el año 2010, a 3.79 millones de BEP en el año 2020 y a 7.19 millones de BEP en el año 2030. En el escenario modesto para esta medida se ha estimado una reducción de emisiones total de 16,518.08 Gg de CO2 no biogénico. Mientras que en el escenario alto la reducción de emisiones total es de 26,173.17 Gg de CO2 no biogénico. En el caso del CO2 biogénico, en ambos escenarios existe un aumento de emisiones que resulta en un total de 2,039.75 Gg de CO2 biogénico. 1.4.2.1. RESULTADOS GENERALES DEL ESCENARIO DE MITIGACION Basados en la comparación de los escenarios base y de mitigación, se puede afirmar que es posible disminuir la demanda final global de energía para todo el sector energético. En el escenario modesto la reducción alcanzará a 0.36 millones de BEP para el año 2005 (1.10% de reducción), 1.33 millones de BEP para el año 2010 (3.35% de reducción), 2.87 millones de BEP para el año 2020 (5.25% de reducción) y 5.14 millones de BEP para el año 2030 (6.93% de reducción). En el escenario alto la reducción alcanzará a 0.44 millones de BEP para el año 2005 (1.28% de reducción), 1.58 millones de BEP para el año 2010 (3.70% de reducción), 3.63 millones de BEP para el año 2020 (5.50% de reducción) y 7.12 millones de BEP para el año 2030 (7.05% de reducción). Por lo anteriormente expuesto, las emisiones de CO2 no biogénico pueden ser reducidas en el escenario modesto aproximadamente en un 7.03% para el año 2005, en un 5.81% para el año 2010, en un 12.75% para el año 2020 y en un 15.07% para el año 2030, mientras que las emisiones de CO2 biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en un 2.30% para el año 2005, en un 4.07% para el año 2010, en un 6.14% para el año 2020 y en un 6.96% para el año 2030. En el escenario alto, las emisiones de CO2 no biogénico pueden ser reducidas en el escenario modesto aproximadamente en un 7.07% para el año 2005, en un 5.87% para el año 2010, en un 15.65% para el año 2020 y en un 17.32% para el año 2030, mientras que las emisiones de CO2 biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en un 2.81% para el año 2005, en un 4.86% para el año 2010, en un 6.83% para el año 2020 y en un 6.66% para el año 2030. Paralelamente a éstas, en ambos escenarios también se registran reducciones en las emisiones de los otros GEI excepto el CH4 y el N2O que registrarían aumentos no significativos en sus emisiones. Todos estos resultados deben ser tomados con especial atención, debido a que estos son muy sensibles a pequeñas variaciones en las hipótesis asumidas en la construcción de los diferentes escenarios de mitigación y por esta misma razón se

74

debe tener especial cuidado en la consideración de los resultados obtenidos en el análisis de costo-beneficio de las opciones de mitigación examinadas.

Tabla 1.28. Reducción de las emisiones de GEI a la atmósfera, Escenarios de Mitigación respecto a Escenarios Base (Gg), 2001 -2030.

Fuente: Elaboración sobre la base de resultados del sistema LEAP.

Gráfico 1.20. Reducción de Emisiones de CO2 Resultante de la Aplicación de las

Opciones de Mitigación – Escenario Modesto, 1990 – 2030.

Fuente: Elaboración sobre la base de resultados del sistema LEAP.

Escenario Modesto

EMISION / AÑO 2005 2010 2020 2030TOTAL

2001 - 2030

% de Reducción

2001 - 2030DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 604.99 632.31 1,854.36 3,076.40 44,386.28 11.25DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 102.93 205.86 414.22 622.59 9,625.09 5.19METANO 6.38 0.67 -1.05 -2.76 35.43 5.06OXIDO NITROSO -0.02 -0.03 -0.06 -0.08 -1.34 -41.14MONOXIDO DE CARBONO 30.39 60.77 154.35 247.94 3,514.85 19.70OXIDOS DE NITROGENO 28.95 57.90 661.92 23.34 12,918.19 517.33HIDROCARBUROS VOLATILES 0.01 0.03 0.07 0.12 1.69 0.68DIOXIDO DE AZUFRE 0.02 0.03 0.07 0.11 1.61 11.97 Escenario Alto

EMISION / AÑO 2005 2010 2020 2030TOTAL

2001 - 2030

% de Reducción

2001 - 2030DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO 640.75 703.84 2,649.50 4,595.15 61,406.12 13.35DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO 130.10 260.20 559.17 858.15 12,913.62 5.75METANO 6.05 0.01 -2.22 -4.44 7.98 1.03OXIDO NITROSO -0.02 -0.04 -0.07 -0.11 -1.74 -41.63MONOXIDO DE CARBONO 39.18 78.35 204.66 330.97 4,650.46 22.89OXIDOS DE NITROGENO 29.71 59.41 666.76 32.45 13,027.48 430.42HIDROCARBUROS VOLATILES 0.02 0.04 0.08 0.13 1.91 0.75DIOXIDO DE AZUFRE 0.02 0.04 0.08 0.12 1.83 13.55

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Gg

Escenario de MitigaciónEscenario Base

75

1.4.3. ANALISIS DE COSTOS DE REDUCCION DE EMISIONES DE GEI El análisis de costos ha sido realizado sobre la base de los conceptos definidos para realizar el Análisis de Costo - Beneficio a través de la utilización del programa de Evaluación del LEAP y que sigue fundamentalmente las recomendaciones del II Grupo de Trabajo del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático, que considera un flujo de cálculos tanto en los módulos de Demanda, Transformación y Medio Ambiente para finalmente integrarlos en el módulo de Evaluación y que permite realizar un análisis global e integrado de costo - beneficio social. En este sentido, se han considerado los costos de ahorro de energía anualizados (nivelados) o costos de cambio de intensidad de energía y los costos de cambio de niveles de actividad para el módulo de Demanda, los costos capitales y de operación y mantenimiento para el módulo de Transformación y los costos de los recursos: producción, importación y exportación para el módulo de Evaluación, que en conjunción con los resultados físicos de emisión de CO2 son utilizados para realizar la comparación de costos y beneficios de los diferentes escenarios, por otra parte no se han considerado en este análisis los costos de impacto ambiental o externalidades. Es necesario enfatizar que, algunos de los parámetros anteriormente mencionados y que han sido utilizados en el análisis, han sido supuestos debido a la ausencia de información. Este análisis social de costo - beneficio se centra en los costos (también llamados “costos de oportunidad”) a la sociedad de un grupo dado de acciones en el sistema energético y no referidos al consumidor de energía. Para el análisis se consideró una tasa de inflación promedio de 5.56% para todo el periodo de análisis y una tasa de descuento real de 12.07% (tasa social de descuento adoptada por el Gobierno Nacional a través de la R.M. del Ministerio de Hacienda Nº 1484 del 14 de Diciembre de 1998). En este análisis de costos se han realizado algunas consideraciones complementarias a los Escenarios Base y de Mitigación anteriormente descritos y analizados, que han permitido alcanzar un mayor grado de certidumbre o precisión, especialmente en lo referido a los escenarios de Generación de Energía Eléctrica, debido a que están estrechamente relacionados a varias de las medidas de mitigación referidas a eficiencia energética y reducción de la demanda de energía eléctrica e influyen decisivamente en el análisis de costo - beneficio. Por otra parte en la medida referida a la Reducción de la Quema de Gas Natural en Campos de Explotación se ha asumido un costo total cero de implementación de la medida debido a que la misma se refiere simplemente a una aceleración de aproximadamente dos años en los procesos de puesta en marcha de facilidades de producción para reducir la quema y venteo de gas natural. Los resultados de este análisis se pueden observar en la Tabla siguiente.

76

Tabla 1.29. Resultados del Análisis de Costos de Reducción de Emisiones de CO2, Escenarios Modesto y Alto.

* CO2 biogénico est. : estiércol p.e. : procesos eléctricos p.t. : procesos térmicos

ESCENARIO MODESTOMEDIDA DE

MITIGACIONCosto Nivelado de Ahorro de

Energía $US (1990) / GJ

Costo Total millones de $US

(1990)

Beneficio millones de $US

(1990)

Valor Presente Neto al 2030 millones de $US

Relación Beneficio / Costo

Costo Nivelado de Reducción $US (1990) /

t CO2

Costo Anualizado

Nivelado $US / Año

Reducción de Emisiones Promedio

2001 - 2030 Gg CO2 / Año

Eficiencia en

Iluminación del

Sector Residencial

14.101 2.90 1.45 1.45 0.5003 5.09 157,540 42.27

Eficiencia en Cocinas que

Utilizan Biomasa0.197 0.45 9.02 -8.57 19.9790 -5.52* -931,520 230.43*

Eficiencia en

Refrigeración del

Sector Residencial

62.267 51.45 4.81 46.64 0.0935 150.00 5,070,160 44.76

Incremento del Uso Residencial de Gas

Natural--- 9.00 2.74 6.26 0.3042 20.00 680,600 46.89

Incremento del Uso

de Energía Solar en

el Calentamiento de

Agua

--- 12.06 1.86 10.20 0.1542

70.00

190.00*

1,108,870

22.33

8.18*Electrificación Rural

en base de Energías

Renovables

--- 14.96 6.93 8.03 0.4632 100.00 873,130 12.24

Eficiencia en Iluminación del

Sector Comercial1.39 0.29 1.35 -1.06 4.6619 -1.00 -115,160 52.01

Eficiencia en el Uso Comercial de

Biomasa

0.259 leña 0.389 est.

0.22 3.03 -2.80 13.6199 -6.48* -304,840 64.315*

Conservación de

Energía Eléctrica en

Usos Comerciales

13.238 14.06 6.37 7.69 0.4531 5.17 836,700 220.98

Conservación de Energía en la

Industria

4.420 p.e. 0.518 p.t.

2.80 4.69 -1.89 1.6750-1.90 -3.18*

-205,420147.65 87.74*

Incremento del Uso

de Gas Natural en

el Transporte

--- 59.28 119.06 -59.78 2.0084 -70.00 -6,480,000 120.34

Reducción de la

Quema de Gas

Natural en Campos

de Explotación

--- 0.00 18.34 -18.34 --- -9.48 -1,990,000 286.88

Redistribución de las Opciones de Expansión de Generación de

Energía Eléctrica

--- 19.42 68.38 -48.96 3.5211

-10.00

110.00*

-5,320,000

550.60

-67.99*

77

* CO2 biogénico est. : estiércol p.e. : procesos eléctricos p.t. : procesos térmicos

El costo total de todas las medidas de mitigación consideradas alcanza en el escenario modesto a 186.89 millones de $US de 1990 que equivalen aproximadamente a 521.18 millones de $US reales de 1999, mientras que en el escenario modesto el costo total de todas las medidas de mitigación consideradas alcanza a 230.89 millones de $US de 1990 que equivalen aproximadamente a 643.88 millones de $US reales de 1999. En el Gráfico 1.21. se puede observar el potencial de cada una de las medidas de mitigación analizadas en el ejemplo del Escenario Modesto y los costos de reducción de emisiones, expresados en $US de 1990 por tonelada de CO2 reducida. Los

ESCENARIO ALTOMEDIDA DE

MITIGACIONCosto Nivelado de Ahorro de

Energía $US (1990) / GJ

Costo Total millones de $US

(1990)

Beneficio millones de $US

(1990)

Valor Presente Neto al 2030 millones de $US

Relación Beneficio / Costo

Costo Nivelado de Reducción $US (1990) /

t CO2

Costo Anualizado

Nivelado $US / Año

Reducción de Emisiones Promedio

2001 - 2030 Gg CO2 / Año

Eficiencia en

Iluminación del

Sector Residencial

14.101 3.84 1.32 2.52 0.3445 7.37 273,730 50.76

Eficiencia en Cocinas que

Utilizan Biomasa0.197 0.58 11.48 -10.90 19.7931 -6.21* -1,180,000 260.80*

Eficiencia en

Refrigeración del

Sector Residencial

62.267 56.55 4.06 52.49 0.0718 160.00 5,706,230 48.68

Incremento del Uso Residencial de Gas

Natural--- 11.80 3.33 8.47 0.2822 30.00 920,240 43.71

Incremento del Uso

de Energía Solar en

el Calentamiento de

Agua

--- 15.29 2.12 13.17 0.1387

80.00

200.00*

1,431,440

25.64

9.94*Electrificación Rural

en base de Energías

Renovables

--- 18.95 8.76 10.19 0.4623 100.00 1,107,880 14.56

Eficiencia en Iluminación del

Sector Comercial1.39 0.38 1.29 -0.91 3.3952 -1.78 -98,870 75.10

Eficiencia en el Uso Comercial de

Biomasa

0.259 leña 0.389 est.

0.29 3.93 -3.65 13.7049 -5.89* -396,580 91.95*

Conservación de

Energía Eléctrica en

Usos Comerciales

13.238 19.17 6.62 12.55 0.3453 5.74 1,364,290 324.86

Conservación de Energía en la

Industria

4.420 p.e. 0.518 p.t.

3.65 5.37 -1.72 1.4712-1.19 -1.85*

-187,010215.32 138.09*

Incremento del Uso

de Gas Natural en

el Transporte

--- 75.37 149.75 -74.38 1.9869 -70.00 -8,090,000 156.32

Reducción de la

Quema de Gas

Natural en Campos

de Explotación

--- 0.00 18.34 -18.34 --- -9.48 -1,990,000 286.88

Redistribución de las Opciones de Expansión de Generación de

Energía Eléctrica

--- 25.02 79.60 -54.58 3.1815

-10.00

120.00*

-5,930,000

872.44

-67.99*

78

resultados para el Escenario Modesto y Alto son prácticamente proporcionales y por eso se muestran gráficamente solo los resultados del Escenario Modesto.

Gráfico 1.21. Curva de Costos de Reducción y Potencial de Reducción de CO2 de las Opciones de Mitigación - Escenario Modesto, 1990 - 2030.

$US de 1990/t de CO2

0 11,000 22,000 33,000 44,000 55,000

Reducción total de CO2 , Gg

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-50

-25

-75

-100

A - Eficiencia de iluminación en el sector residencialB - Eficiencia en cocinas que utilizan biomasaC - Eficiencia en la refrigeración del sector residencialD - Incremento del uso residencial del gas naturalE - Incremento del uso de energía solar en el calentamiento de aguaF - Electrificación ruralG - Eficiencia de iluminación en el sector comercialH - Eficiencia del uso comercial de biomasaI - Conservación de energía eléctrica en usos comercialesJ - Conservación de energía en la industriaK - Incremento del uso del gas natural en el sector transporteL - Reducción de la quema de gas natural en campos de explotaciónM - Redistribución de las opciones de expansión de generación eléctrica

A

B

C

D

E

F

G

I

J

K

LMH

79

REFERENCIAS

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80

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81

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82

CAPITULO II

AANNAALLIISSIISS DDEE MMIITTIIGGAACCIIOONN DDEE LLAA EEMMIISSIIOONN DDEE DDIIOOXXIIDDOO DDEE

CCAARRBBOONNOO EENN LLOOSS SSEECCTTOORREESS FFOORREESSTTAALL YY AAGGRRIICCOOLLAA DDEE BBOOLLIIVVIIAA

RESUMEN

El calentamiento global podría provocar cambios significativos en los patrones climatológicos de la tierra, alterando los ecosistemas naturales y la estructura de la actividad humana. Una de las mayores causas es el incremento de la concentración de Dióxido de carbono en la atmósfera por el cambio de uso de la tierra. La reducción de emisiones de carbono puede lograrse mediante el incremento del área de secuestro y almacenamiento de carbono y evitando sus emisiones a través de diferentes medidas como ser: la forestación y reforestación, Aprovechamiento Maderero Eficiente, Mejor Control de las Areas Protegidas, Alternativas a la Agricultura Migratoria, Regeneración Natural de Bosques y Sistemas Agroforestales; medidas evaluadas en el presente estudio para las regiones Amazónica, Chaqueña y Chiquitana de Bolivia. El Escenario Línea Base de Emisiones Futuras de dióxido de carbono, para el año 1994 utilizando, el componente (BASE) del modelo de simulación COPATH3, muestra que debido al proceso de deforestación y usos de la tierra, la cantidad total de dióxido de carbono, liberado por el Sector forestal asciende a 41,136 Gg. Por otro lado la absorción total estimada en 353 Gg, resultando una emisión neta de 44,075 Gg, incluyendo el dióxido de carbono liberado por la descomposición de la materia vegetal. Proyecciones futuras de emisiones y absorciones, indican que para el año (2030), la emisión neta tiene un incremento del 46 por ciento. En términos de reducción de emisiones las medidas que más resaltan son: Mejorar el control de áreas protegidas, aprovechamiento maderero eficiente, forestación y reforestación y regeneración natural de bosques. En el supuesto que se implementen todas las medidas de mitigación (año 2000), el porcentaje de reducción total es de 16 por ciento y para el año 2030 el mismo cálculo indica un 49 por ciento de reducción total.

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2.1. INTRODUCCION Las concentraciones de Gases de Efecto Invernadero (GEIs), se han incrementado como resultado de un amplio rango de actividades humanas. Este efecto se ha evidenciado antes de 1950. Este incremento altera la redistribución de la energía en la atmósfera y consecuentemente, afecta el clima mediante algunos cambios relacionados con fenómenos naturales. El Inventario Nacional de Emisiones de GEIs para 1990, elaborado por el Programa Nacional de Cambios Climáticos, indica que los sectores No-energéticos compuestos por los sectores Agricultura, Ganadería y Forestal se constituyen en la principal fuente de emisión de Gases de Efecto Invernadero en Bolivia, superando en emisión al sector Energético. El mayor volumen de GEIs emitidos corresponde al Dióxido de carbono con 89% del total nacional. En el caso de nuestro país, los ecosistemas se ven amenazados, por una fuerte presión que ejercen sobre ellos las acciones antrópicas a través de una explotación masiva de su suelo, flora y fauna; principalmente bajo sistemas agropecuarios reñidos con las condiciones ecológicas de la región. En la región amazónica de nuestro país, las actividades agropecuarias se instalan previa tala masiva y quema de grandes superficies de bosques; las actividades industriales extractivas contribuyen a la degradación del suelo, flora, fauna. Así mismo, la pobreza del suelo tropical y subtropical obliga al campesino a habilitar anualmente nuevas tierras de cultivo, descendiendo hasta las partes bajas de las cuencas, donde excepcionalmente encuentra tierras con buen potencial agropecuario. Uno de los principales objetivos de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMCC), es el de plantear medidas para estabilizar y/o reducir los efectos de las actividades antrópicas en el clima, especialmente con respecto a la emisión de Gases de Efecto Invernadero; los bosques del mundo constituyen una parte integral de esta ecuación ambiental. Para Tipper (1998), el uso potencial de los bosques como un medio para reducir los cambios climáticos, podría lograrse tanto con la conservación de las reservas existentes de carbono en los bosques que actualmente se pierden, como mediante la creación de nuevas reservas de plantaciones forestales. Los bosques constituyen un componente fundamental del ciclo del carbono del planeta: comprende 80% del intercambio anual de CO2 entre la superficie terrestre y la atmósfera y puede absorber hasta un 25% de los 6.000 millones de toneladas de carbono que actualmente se emiten cada año por la combustión de combustibles fósiles. Sin embargo, la deforestación también causa la emisión de alrededor de 1.800 millones de toneladas de carbono al año.

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2.2. OBJETIVOS 2.2.1. OBJETIVO GENERAL Determinar adecuadas estrategias de mitigación de la Emisión de Dióxido de Carbono, principal gas de efecto invernadero por el cambio de uso de la tierra en las tres regiones de Bolivia; Región Amazónica, Chaqueña y Chiquitana. 2.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS - Establecer el Escenario línea base de emisiones y captura de Dióxido de Carbono - para el año 1994, en el sector Forestal de Bolivia. - Realizar proyecciones de Emisiones y captura de Dióxido de CO2, al

2010,2020,2030. - Establecer el Escenario de Mitigación, según las medidas de mitigación

planteadas. - Estimar el costo de las mejores medidas de mitigación para la reducción de las

emisiones.

2.3. MATERIALES Y METODOS 2.3.1. UBICACION El presente estudio considera la evaluación de las medidas de mitigación para las regiones Amazónica, Chiquitana y Chaqueña de Bolivia (Gráfico 2.1)

Gráfico 2.1. Mapa de las Regiones Naturales de Bolivia.

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La Región Amazónica: ocupa el extremo Norte de Bolivia, que corresponde a los departamentos de Pando, norte de La Paz, norte y noreste del Beni y parte noroeste de Santa Cruz. Cuenta con una superficie de aproximada de 280.120 Km2. La geomorfología corresponde a una llanura ondulada a plana con una altitud entre 100 a 250 m. Se distinguen los siguientes tipos de bosques: bosque denso de baja altitud en llanura y de relieve ondulado, bosque denso de baja altitud no inundable, y sabanas. Especies importantes almendra Bertolletia excelsa, caucho Hevea brasiliensis, cedro Cedrela odorata, sangre de toro Otoba sp., tajibo Tabebuia sp., roble Amburana cearensis, mara Swietenia macrophylla. Las estaciones climatológicas de Guayaramerin, Cobija y Riberalta indican un rango de temperatura medias anuales de 25 ºC y 27 ºC, con una variación media anual de 2 ºC la precipitación media anual oscila entre los 1.500 y 3.000 mm (Montes de Oca, 1997; MDSMA, 1995).

La región Chiquitana: integrado por los departamentos de Santa Cruz, donde

constituye otra región importante situada al Este de la llanura Beniana, cubriendo una extensión aproximada de 215.400 Km2. Se encuentra sobre un rango altitudinal que oscila entre los 300 y los 1,200 m.s.n.m. El clima de la región establecido por las regiones climatológicas de San José de Chiquitos y Puerto Suárez provee una media anual de temperatura de 24ºC y 26ºC, con una variación anual de 5ºC y una precipitación media anual de 1,200 a 2,000 mm. La zona presenta las siguientes formaciones boscosas: bosque denso de baja altitud no inundable, unindable y sabanas. Especies arbóreas de importancia económica son: mara Swietenia macrophylla, verdolago Terminalia oblonga, serebó Schizolobium amazonicum, negrillo Ocotea guianensis, soto Schinopsis glabra, cuchi Astronium urundeuva, asaí Euterpe precatoria, curupaú Anadenanthera macrocarpa (MDSMA,1995).

La región Chaqueña: que integra parte del departamento de Santa Cruz además

de Chuquisaca y Tarija. Donde esta forma parte del Chaco Boreal y constituye un complejo de bosques bajos y matorrales espinosos, sabanas secas y tierras húmedas abarcando las provincias del sud del país, cubriendo una superficie de 194.240 Km2. Las formaciones boscosas principales son: bosque denso o ralo de baja altitud no inundable, inundable, sabana chaqueña y palmares. Los bosques no inundables son los más extensos en la región, predominando especies como el tahuare Schinopsis cornuta, cuchi blanco Diplokeleba floribunda, cuta Phyllostyllon rhamnoides, palo santo Bulnesia sarmientoi entre otros. A partir de las escasas estaciones climáticas existentes se puede inferir un rango de temperatura media anual de 20 ºC a 24 ºC, con una media anual de precipitación que oscila entre los 300 y 1,000 mm.. Esta zona se encuentra a una altitud que varia entre los 150 y 500 m.s.n.m.

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2.3.2. MATERIALES 2.3.2.1. FUENTES DE INFORMACION Para los fines perseguidos, se incluye a toda fuente de información principalmente de carácter secundario; se ha visitado Instituciones Estatales, Descentralizadas y/o Privadas, además de algunas ONGs en los departamentos de La Paz, Cochabamba y Santa Cruz. (Tabla 2.1.)

Tabla 2.1. Diferentes fuentes de información (Instituciones Gubernamentales como No Gubernamentales).

FUENTE TIPO DE INFORMACIÓN FAO Anuarios estadísticos; Recursos forestales – manejo. INE Estadísticas Agropecuarias. Superintendencia Forestal

Estadísticas; Inventarios forestales; Planes de manejo. Concesiones forestales.

INRA Estadísticas; Ordenamiento Territorial. Instituto de Ecología

Recursos Naturales, costos de reforestación, tasa de crecimiento vegetal.

PNCC Inventarios de Emisiones, Mitigación. ZONISIG Uso del suelo. PLUS-SCRZ Uso del suelo. CIAT Recursos Forestales; Agricultura Migratoria. BOLFOR Recursos Forestales. PROBONA Superficies de masas boscosa región Andina FAN Biomasas, contenido de carbón encima y debajo del suelo CAO Estadísticas. TCA Sistemas Agroforestales. PAF-BOL Proyectos del área forestal, situaciones forestales de los

diferentes departamentos INTERNET Cambios Climáticos, Mitigación de CO2, Deforestación,

Efecto invernadero SIA Deforestación en la Amazonía, estadísticas agropecuarias. MAGDR Recursos Forestales, Proyectos agrícolas CUMAT Uso de suelo

2.3.2.2. OTROS MATERIALES - Software del Programa de simulación COPATH3 - Lotus 1-2-3 versión 2.3 (requerido por el COPATH3) - Software Estadístico

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2.3.3. METODOLOGIA 2.3.3.1. ESCENARIO LINEA BASE Y PROYECCION DE LAS EMISIONES Para elaborar el Escenario Línea Base y las Proyecciones futuras de emisiones y absorciones de Dióxido de carbono de los Sectores Agricultura - Forestal para el año base (1994), fue utilizado el modelo COPATH3, diseñado por Makundi et al. (1994). El componente BASIS del modelo fue adecuado de acuerdo a las tres principales regiones de bosques en el país; Amazónica, Chiquitana y Chaqueña del país, de igual manera la absorción de carbono (UPTAKE) fueron adecuados incluyendo el total de la superficie reforestada y forestada en Bolivia. De las tres regiones mencionadas fue estimada la superficie de cobertura forestal, tasa de deforestación y el porcentaje del área deforestada destinada a la agricultura, pastura, cortes y aclareos, cortes selectivos, incendio de bosques y otros usos de la tierra. Para las estimaciones se utiliza la tasa de deforestación de 168,000.0 Ha/año para todo el territorio nacional. (MSDMA, 1995). Teniendo toda la información se procedió a correr el modelo COPATH3, para así obtener el ESCENARIO BASE de emisiones y absorciones en Toneladas de Carbono, para luego transformarlo a Gg de Dióxido de carbono, este modelo a la vez nos proporciona las emisiones y absorciones futuras. (Años 1994 al 2030). Posteriormente se planteó las diferentes opciones de Mitigación, donde se realizaron diferentes cálculos, para obtener el ESCENARIO DE MITIGACION DE EMISIONES, este escenario esta en función a los resultados obtenidos en las diferentes medidas. Cada medida propuesta, fue evaluado en términos de reducción de emisiones, incluyendo las barreras que impiden su Implementación, análisis de costos, para así tener el resultado general de todas las medidas de mitigación. (FLUJO GRAMA 2.1). Descripción del Modelo COPATH3 El modelo consiste en un sistema para el cálculo de emisiones y secuestro de carbono, basado en hojas de cálculo conexas. El COPATH3 está dirigido al cálculo de los flujos de Carbono en el sector forestal que está relacionado con las emisiones de CO2 procedente de la Tala - Quema (chaqueo) y la disminución de la capacidad de absorción de CO2 debida a la deforestación destinada principalmente a la ampliación de la frontera agrícola y a la explotación forestal que está provocando los cambios climáticos globales (Efecto Invernadero) (MAKUNDI et al., 1994). El modelo COPATH3, esta dividido en dos partes: Base (BASIS) y Pronóstico (FORECAST).

BASE: Toma información específica sobre el bosque y calcula la cantidad de carbono almacenado, emisión y secuestro para un determinado año (año base).

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PRONÓSTICO: Aplicación de los cálculos del año base, utilizando varias suposiciones de estados futuros de los recursos forestales y consumo de productos forestales, calcula las emisiones futuras de Dióxido de carbono relacionados al Manejo del sector Forestal. El PRONÓSTICO (FORECAST), se subdivide en cuatro módulos que representan los principales modos de deforestación: I Agricultura (AGRIC) : Conversión para la agricultura II Pastura (PASTURE) : Conversión para tierras de pastoreo III Cosecha (HARVEST) : Cortes selectivos y aclareos IV Otros (OTHER) : Otros usos de la tierra, caminos, incendios, etc. Los totales de cada módulo son extraídos y totalizados para obtener las emisiones y secuestros en cada tipo de bosque (zonas de vida) El carbón liberado es presentado bajo dos formas: - Emisiones inmediatas (Prompt Emissions): Provenientes de la quema de biomasa - Emisiones demorada (Delayed Emissions): originada en la degradación de la biomasa y en la oxidación de carbono del suelo. Las proyecciones de las emisiones, producidas en las regiones Amazónica, Chiquitana, Chaqueña de los Gases de Efecto Invernadero, también se realizó por el método del modelo de simulación COPATH3, obteniendo las emisiones totales de Dióxido de carbono en unidades de (Mg) o (Gg). (Flujograma 2.1)

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Flujograma 2.1. Metodología de las opciones

Emisiones de Carbono (1994)

- Deforestación - Uso de bosques - Descomposición de biomasa - Absorción (Secuestro)

Conversión de bosques Conversión de bosques Cortes selectivos Conversión de bosques A la Agricultura a pasturas Aclareos - Presas, caminos - Mineria - Incendios

Este módulo suma las emisiones Hoja final de cálculo, suma la Y absorciones de todos los diferentes absorción y emisión de cada uno Usos para un específico tipo de bosque. de los diferentes tipos de bosques.

COPATH3

FORECAST Emisiones futuras

AGRIC PASTURE HARVEST OTHER

TOTAL GTOTAL de C

PROYECCIONES FUTURAS DE EMISION Y ABSORCIÓN DE CARBONO

OPCIONES DE MITIGACION

ESCENARIO BASE ( 1994)

RESULTADOS ESCENARIO DE

MITIGACION

EVALUACION DE OPCIONES BARRERAS QUE

IMPÍDEN

ANALISIS DE COSTOS

RESULTADOS

CALCULO DEL FLUJO DE CARBONO DE LA BIOMASA

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2.3.3.2. CALCULO DEL FLUJO DE CARBONO DE LA BIOMASA Se utilizaron diferentes ecuaciones para el cálculo de Carbono Fijado o secuestrado por la biomasa forestal .

Forestación Y Reforestación, Alternativas a la Agricultura Migratoria, Regeneración Natural de Bosques y Sistemas Agroforestales SAFs.

Para el cálculo de carbono fijado anualmente por cada una de las medidas de mitigación especificadas, se utilizó la ecuación:

Cf = At x Ta x Rc

Donde: Cf :Carbono fijado por cada medida de Mitigación. At : Area total de plantación (ha) Ta : Tasa anual de crecimiento (t ms/ha) Rc : Fracción de carbono en la biomasa = 0.5 (IPCC, 1996).

Aprovechamiento Maderero Eficiente y Manejo Áreas Protegidas Las estimaciones de la cantidad de carbono conservado (emisiones evitadas), se efectuaron considerando que la biomasa promedio de los bosques tropicales es de 242.6 t/ha (PNKM, 1997), este es el promedio de biomasa de las tres regiones estudiadas.

Cc = AT x Bb x RC

Donde: Cc : Carbono conservado en un bosque primario. At : Area total del bosque (ha) Bb : Biomasa promedio del bosque (t ms/ha) Rc : Contenido de carbono en la Biomasa = 0.5 (IPCC, 1996) 2.3.3.3. ESCENARIO DE MITIGACION A fin de elaborar el Escenario de Mitigación, a continuación, se efectuó una evaluación preliminar del potencial de mitigación de CO2 tanto en el sector Forestal como Agrícola de Bolivia, efectuando estimaciones de la reducción de emisiones para las diferentes opciones de mitigación.

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2.3.4. MEDIDAS PARA MITIGAR LA EMISIÓN DE GEIS EN EL SECTOR

FORESTAL Dadas las altas tasas de deforestación en el país, el sector forestal contribuye actualmente casi con el 89% de las emisiones totales de CO2. A diferencia de la producción de energía, se estima que a largo plazo, la contribución del sector forestal en las emisiones totales disminuirá tanto en términos absolutos como relativos. Esto se debe a dos causas fundamentales: (i) En caso de que las tasas de deforestación, estimadas como porcentaje de la superficie forestal, se mantuvieran a su ritmo actual; la acelerada desaparición de bosques y selvas, haría cada vez más difícil mantener el monto de las emisiones al nivel presente; (ii) En caso de que se promueva políticas para disminuir las tasas de deforestación, las emisiones de carbono naturalmente serían menores que las actuales. En efecto, los grandes problemas asociados a la deforestación (erosión, cambios microclimáticos, pérdida de biodiversidad, y otros) (Gráfico 2.2), hacen necesarias plantear medidas y estrategias de mitigación sostenibles, permitiendo conservar nuestros bosques que convertirlos a otros usos insostenibles del suelo. Seguidamente, en los próximos acápites, se realiza el análisis preliminar de las alternativas de manejo forestal dirigidas ya sea a la conservación de recursos existentes (mediante el mantenimiento de las áreas protegidas o el adecuado manejo forestal de los bosques) o al incremento de la superficie actual (mediante la reforestación de áreas degradadas, el establecimiento de plantaciones forestales o proyectos agro forestales).

Gráfico 2.2.

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Gráfico 2.3. Medidas para Reducir las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

Forestación y Reforestación

SistemasAgroforestal

RegeneraciónNatural de bosques

Aprovechamientomadereroeficiente

Control de AreasProtegidas

Alternativas alcorte y quema

Forestación y Reforestación

SistemasAgroforestal

RegeneraciónNatural de bosques

Aprovechamientomadereroeficiente

Control de AreasProtegidas

Alternativas alcorte y quema

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En este sentido las medidas de mitigación planteadas para el sector forestal son las siguientes: (Gráfico 2.3). • Forestación y Reforestación. • Aprovechamiento Maderero Eficiente • Mejorar el control de las áreas protegidas. • Alternativas a la Agricultura Migratoria. • Regeneración Natural de Bosques. - Sistemas Agroforestales

2.3.4.1. FORESTACION Y REFORESTACION Una posibilidad de moderar la acumulación de CO2 en la atmósfera es la recolección y almacenamiento de Carbono en los árboles en desarrollo, es decir a través de la reforestación o la forestación. Los elementos fundamentales consisten en que la energía solar y los procesos fotosintéticos sirven como vía posible para extraer el CO2 de la atmósfera. Entonces, esta medida de mitigación busca incrementar los sumideros de Dióxido de Carbono, promoviendo el establecimiento de plantaciones forestales como especies nativas y algunas exóticas principalmente en las regiones o zonas sujetas al proceso de Desertificación (Altiplano, Valles Interandinos y Llanuras Chaqueñas). Objetivos de la medida • Moderar el incremento del CO2 atmosférico apoyando Programas y Proyectos de

reforestación en terrenos degradados para captar y retener el carbono • Utilizar el aprovechamiento sostenible de los bosques para sustituir a los

combustibles fósiles • Almacenamiento in situ del carbono en los bosques formados. • Aprovechamiento del bosque para la obtención de un flujo sostenible de productos

forestales. 2.3.4.2. APROVECHAMIENTO MADERERO EFICIENTE El manejo Forestal en Bolivia antes de la promulgación de la Nueva Ley Forestal No. 1700 de 1996, era considerada como no sostenible, al respecto Tossi (1987), señalaba que en Bolivia no existía manejo de bosques naturales a pesar de que la anterior Ley Forestal obligaba a dicho manejo al adjudicar áreas de corte a corto y mediano plazo. La industria trataba a estos bosques como simples “minas”, sin considerar su reemplazo, incurriendo además en altos costos de producción, debido al bajo volumen aprovechado por hectárea.

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Objetivos de la medida • Apoyar a la Aplicación de la Nueva Ley Forestal No. 1700, el cual formula una

política eficaz de ordenación forestal. • Reducir la tala selectiva de los bosques y a su vez reducir las tasa crecientes de

deforestación. 2.3.4.3. MEJORAR EL CONTROL DE LAS AREAS PROTEGIDAS Bolivia actualmente cuenta con un Sistema Nacional de Areas Protegidas (SNAP), creado el año 1992, a través de la ley del Medio Ambiente. En la actualidad se considera que el mismo esta integrado por 37 Areas Protegidas, de las cuales 14 cuentan con administración y cuerpo de guarda parques. Estas cubren una superficie de 19.0 millones de ha (Proyecto de Apoyo al Plan de Acción Forestal, 1997) (Gráfico 2.4). Areas con Administración Directa : - Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Amboró - Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Cotapata - Parque nacional Sajama - Parque Nacional Carrasco - Reserva Nacional de Fauna Andina Eduardo Avaroa - Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Madidi Areas con administración Delegada: - Parque Nacional Noef Kempff Mercado - Reserva de la Biosfera Estación Biológica Beni - Reserva Nacional de Fauna Ulla Ulla - Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Kaa-Iyaa - Reserva Nacional de Flora y Fauna Tariquia - Parque Nacional Toro Toro - Parque Nacional Tunari - Reserva de la Biosfera Territorio Indígena Pilón Lajas Areas con Administración Directa y Delegada : - Parque Nacional Territorio Indígena Isiboro Sécure El manejo y supervisión de estas Areas está financiado por un fondo de fideicomiso con contribuciones del Fondo Mundial para el Medio Ambiente, la Cooperación Suiza para el Desarrollo, los gobiernos de Canadá, Estados Unidos, Holanda y Otros donantes.

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Gráfico 2.4. Mapa del Sistema Nacional De Areas Protegidas.

1 Reserva Nacional de Fauna Ulla Ulla. 2 Reserva de la Biosfera Estación Biológica Beni. 3 Parque Nacional Carrasco. 4 Parque Nacional Amboró. 5 Parque Nacional Noel Kempff Mercado. 6 Reserva Nacional de Fauna Eduardo Avaroa. 7 Reserva de la Biosfera Territorio Indígena Pilón Lajas. 8 Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Cotapata. 9 Parque Nacional Territorio Indígena Isiboro Secure. 10 Reserva de Vida Silvestre Rios Blanco. 11 Parque Nacional Sajama. 12 Parque Nacional Toro Toro. 13 Reserva Biológica de la Cordillera de Sama. 14 Reserva Nacional de Flora y Fauna Tariquia. 15 Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Madidi. 16 Parque Nacional y Area Natural de Manejo Integrado Kaa Iyaa. 18 Reserva Nacional Amazónica Manuripi Heath. 19 Itenez. 21 Rio Grande Masicuri. 22 Parque Nacional Llica. 24 Bella Vista. 25 Area de Protección de Cuevas Eva Eva. (FUENTE: Marconi, 1992; Ribera, 1996, Fundación S.I.Patiño, 1997).

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Objetivos de la medida • Mantener o conservar los actuales niveles de carbono en la biomasa de los

bosques, evitando futuros incrementos en la tasa de deforestación en la zona tropical del país y comprendidas dentro de las áreas protegidas.

• Servir como sumideros de CO2, promoviendo la regeneración natural de áreas deforestadas, incorporando la conservación de la flora y fauna como parte integral del Desarrollo Sostenible.

En este sentido, se recomienda que los futuros planes de manejo dentro de las áreas protegidas, incluyan el Fortalecimiento de la Capacidad de Planificación, Protección y Vigilancia de Areas Protegidas, la capacitación del personal, financiamiento de inversiones físicas y el trabajo con comunidades al interior de las áreas protegidas con el objeto de crear incentivos para el uso sostenible de recursos, principalmente del recurso forestal. También se deberá prever el establecimiento de mecanismos de coordinación entre todas las instituciones involucradas en el manejo de las áreas protegidas. Por otro lado, el estado deberá mejorar la reglamentación en el proceso de ocupación de tierras y el proceso de ordenación territorial. 2.3.4.4. ALTERNATIVAS A LA AGRICULTURA MIGRATORIA La Agricultura Migratoria o de Tala y Quema puede definirse como un sistema agrícola continuo de producción de cultivos anuales o perenne, de corto plazo alterados con periodos de descanso. Este sistema es la principal forma de agricultura encontrada en la cuenca del Amazonas. La explotación de los bosques, empieza con su tala y quema, que en primera instancia produce una interrupción del ciclo natural de nutrimentos y en especial el de la materia orgánica debido a que se interrumpe la producción de residuos vegetales y ya no ocurre su degradación y mineralización. Además el suelo queda expuesto a los fenómenos climáticos que causan diversos problemas como la erosión hídrica. El sistema de agricultura migratoria ha operado por siglos con el propósito de obtener la subsistencia de los pobladores. Practicado de forma moderada, hace poco daño a las zonas de bosque denso, debido ha que el fuego no se propaga más allá de las zonas abiertas y los periodos de descanso son suficientemente largos como para restaurar la fertilidad del suelo a su nivel original (Fassbender, 1987). Grafe (1981), cit. en Lamprecht (1995), hace mención a que el sistema de agricultura migratoria, se utiliza básicamente en los suelos de bosque virgen; el campesino traslada su vivienda con frecuencia (aproximadamente cada 10 años) y el sistema rotatorio está limitado a una superficie determinada, que posee o arrienda. Su familia es relativamente sedentaria. La tala y quema no sostenible, en una forma similar pero mucho más dañina, la practican los emigrantes provenientes de las regiones donde se practican otros tipos de

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agricultura en los bosques húmedos. En contraste con los métodos tradicionales, los agricultores emigrantes tienden a limpiar completamente la tierra y la mantienen así por un largo período de tiempo. Además, ellos cultivan la tierra en una forma tan intensiva, que un barbecho de duración normal no puede restablecer su fertilidad. La erosión del suelo, por ejemplo, es rara vez un problema en el cultivo migratorio porque las áreas taladas son pequeñas y están siempre cubiertas por algún tipo de vegetación. Sin embargo, cuando los recién llegados practican el sistema tala y quema, el suelo a veces se deja descubierto. Esto puede llevar a mayores problemas de erosión, particularmente en áreas montañosas (Lat et al., 1986). Cuando se desmonta y quema un bosque tropical, generalmente ocurren varios cambios en las propiedades del suelo durante el primer año. Por volatilización durante la quema ocurren grandes perdidas de nitrógeno y azufre de la biomasa; la materia orgánica del suelo disminuye con el tiempo hasta llegar a un nuevo equilibrio; el ph de los suelos ácidos aumenta; los niveles de saturación de aluminio disminuyen; las bases intercambiables y los niveles de fósforo disponible aumentan; y las temperaturas de la superficie del suelo aumentan (Sanchez, 1990). Investigaciones realizadas en la región amazónica del Perú (Sánchez et al., 1990), demuestran que por cada hectárea convertida a tecnologías de manejo o uso sostenible de suelos, se salvan de 5 a 10 ha/año de bosque tropical húmedo de la tala y quema no sostenible. Esto se debe a la productividad más alta de suelos manejados bajo estos regímenes de producción (Tabla 2.2). Estos estimados varían de acuerdo al clima y suelos encontrados alrededor del mundo, pero muestran los posibles beneficios tangibles que representa cosechar a partir de una investigación conducida apropiadamente.

Tabla 2.2. Estimación de la Superficie de Tierra Recuperada o Salvada de la Deforestación, Usando Sistemas Alternativos de Manejo.

(Fuente: Sánchez et al. 1990). Objetivos de la medida • El objetivo de esta medida es la reducción de las emisiones de gases de efecto

invernadero (CO2), incentivando el desarrollo de alternativas sostenibles a la agricultura de corte y quema, conservando al mismo tiempo la Biodiversidad en los bosques tropicales de Bolivia.

ALTERNATIVAS SUSTENTABLES DE No. HECTÁREAS SALVADAS POR MANEJO (UNA HECTÁREA) AÑO DE LA DEFORESTACIÓN 1 ha de arroz inundado 11.00 1 ha de cultivo de bajo insumo 4.60 1 ha de cultivo de alto insumo 8.80 1 ha de pastura con leguminosas 10.50 1 ha de sistemas Agroforestales Por determinar Silvicultura

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2.3.4.5. REGENERACION NATURAL DE BOSQUES La renovación de un ecosistema, después de cosechado o de haber sufrido alguna otra alteración depende de la naturaleza e intensidad de la misma y del modo de reproducción de las especies del lugar. En muchas condiciones tropicales la regeneración por semilla o por medios vegetativos es rápida. Desde un punto de vista industrial lo que interesaría sería que el bosque se renueve inmediatamente con especies valiosas, sin embargo, los procesos naturales de regeneración suelen dar lugar a una mezcla de especie, algunas económicamente valiosas y otras sin ningún valor. Según sean los objetivos del manejo convendrá estimular la regeneración natural o artificial (Maini, 1992). Según Maini, (1991), los bosques expuestos a tensiones, siguen una “trayectoria de degradación” que puede dividirse en tres niveles: - Autorenovación: cuando la degradación es moderada, al desaparecer la tensión que

forzaba al ecosistema, este tiene la capacidad de renovarse por si sólo recuperando en poco tiempo el estado en que se encontraba antes de la intervención del hombre.

- Rehabilitación: a un nivel medio de degradación el ecosistema forestal puede exigir prolongados períodos de recuperación natural, susceptibles de ser acortados con la intervención del hombre.

- Restauración: llegado a cierto nivel la degradación es prácticamente irreversible y se caracteriza por una pérdida total o casi total de la cubierta forestal y de diversidad de especies, así como degradación del suelo y consiguiente reducción de la capacidad general de producción del lugar en cuestión.

Lógicamente, desde el punto de vista económico, las posibilidades de tomar medidas preventivas de poco o ningún costo se limita a las fases iniciales de degradación. El costo de las acciones aumenta con el estado de degradación del bosque. Por el uso de técnicas inapropiadas de cultivo y porque las condiciones agroecológicas no favorecen el establecimiento de monocultivos, la tierra se hace cada vez menos fértil, aspectos que determinan su posterior abandono. Estas tierras sufren un deterioro, a veces irreversible, en sus condiciones químicas, físicas y biológicas, necesarias para la regeneración de nuevos bosques bajo condiciones naturales, así como para la plantación de especies arbóreas nativas o cualquier otro tipo de vegetación. Este problema no era tan grave cuando las poblaciones eran escasas y las extensiones de bosque aparentemente inagotables, sin embargo ahora el problema se hace latente, dando como resultado una agricultura migratoria, abandono de tierras y desbosque de nuevas áreas. En las parcelas abandonadas de las zonas tropical húmeda la regeneración de las condiciones del suelo y de su fertilidad es progresiva a largo plazo; el tiempo oscila entre 8 y 30 años, aunque bajo condiciones favorables del suelo esta se puede acortar bastante. Por lo tanto en la etapa de “descanso” del suelo se deberá tomar medidas

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tendientes al desarrollo de un bosque secundario (regeneración), acumulando nuevos elementos nutritivos en la vegetación, restableciendo la producción de restos vegetales y su mineralización para que el suelo alcance nuevamente su fertilidad natural, aunque no como lo tenía originalmente. Objetivos de la medida • Incrementar los sumideros de Dióxido de carbono, promoviendo el establecimiento

de áreas de regeneración natural de especies arbóreas nativas en áreas deforestadas.

• Ayudar en la recuperación natural del ecosistema evitando daño excesivo en el aprovechamiento previo.

2.3.5. MEDIDAS PARA MITIGAR LA EMISION DE CO

2 EN EL SECTOR

AGRICOLA A consecuencia de los problemas ambientales generados por un manejo no sostenible de los recursos en los sectores agrícola y pecuario, donde la pérdida de cobertura vegetal, la erosión de los suelos, la deforestación la quema indiscriminada de pastizales y bosques, la perdida de la Biodiversidad, el uso indiscriminado de agroquímicos, el sobrepastoreo y por muchas otras razones, se hace necesario plantear medidas dirigidas a mejorar la producción y productividad de los cultivos y del ganado, siendo estas la siguiente: 2.3.5.1. PREVENCION Y CONTROL DE LA DEGRADACION DE TIERRAS La erosión de los suelos constituye el principal problema ecológico de Bolivia por sus características, magnitud e implicaciones para la economía rural y la alimentación de la población. Los procesos erosivos provocados por las actividades humanas tienen su origen en la época colonial con la introducción de técnicas inapropiadas de laboreo de la tierra, especies ganaderas introducidas, el excesivo uso de la leña y otros. La erosión se produce por las actividades humanas y también debido a fenómenos naturales (Gráfico 2.5). Cabe señalar que la mayor parte de los suelos del país son frágiles y que el uso de técnicas inapropiadas puede llevar rápidamente a la erosión. En el ámbito nacional se presenta una erosión en diferentes grados y por diferentes razones, en una extensión que aproximadamente alcanza a 275,544 Km2 (Dirección de Conservación de Tierras, 1996).

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Fuente: SIAMAZ-CD La erosión se presenta particularmente en áreas de agricultura tradicional y en zonas de colonización. Esta situación, que es aguda en el Oriente y la Amazonía del país, determina una expansión de la frontera agrícola, a costa de los bosques, con el subsecuente abandono de tierras, por las siguientes razones: - Colonización dirigida y/o planificada (de procedencia particularmente altiplánica). - Ubicación de tierras no aptas par la agricultura. - Rendimientos bajos y/o no sostenibles, debido al uso de prácticas y cultivos

inadecuados y/o por falta de opciones tecnológicas. - Siembra extensiva de cocales, durante las dos últimas décadas. - Uso indiscriminado de pesticidas y agroquímicos en general. - En el altiplano y valles, la erosión de suelos es un problema agudo por

sobrepastoreo. - Uso de la magra forestación altiplánica con fines energéticos. - Cambio en los regímenes hídricos y de sedimentación. - Carencia de planes maestros de ordenamiento de cuencas, subcuencas y

microcuencas. Las soluciones se ven dificultadas por la carencia de opciones tecnológicas de bajo costo para frenar la erosión y rehabilitar tierras. Tampoco existe un plan maestro de reforestación. No se han identificado las especies apropiadas para estas regiones. El pino y el eucalipto, especies más utilizadas en el pasado, no necesariamente han sido

- Deforestación, perdida de fertilidad de - Areas extensas con flora alterada

los suelos en uso. y posible desertificación Erosión de los suelos

- Culminación de los causes de muchos - Alteración creciente del clima Ríos, afectando a la fauna acuática.

- Perdida de la biodiversidad en extensas - Alteración de la biodiversidad en áreas intervenidas. Regiones extensas.

- Alteraciones climáticas en determinadas - Existencia de áreas con escaso Regiones fuertemente intervenidas. Posibilidad de recuperación de la

Vegetación original.

Gráfico 2.5. Los Principales Efectos Ambientales.

Efectos indirectos físicos Efectos indirectos visibles

EL USO DE LA TIERRA Y LOS RECURSOS EN LA AMAZONIA HA TRAIDO CONSIGO LA ALTERACIÓN DEL ECOSISTEMA

SUS EFECTOS SOBRE EL MEDIO AMBIENTE YA SON VISIBLES Y DEMOSTRADOS

102

las más apropiadas. Una alternativa factible para nuestro país es la Implementación de Sistemas Agroforestales. 2.3.5.1.1. IMPLEMENTACION DE SISTEMAS AGROFORESTALES (SAFS) Los sistemas Agroforestales pueden ser fuentes o bancos de gases invernadero (Shroeder, 1993) dependiendo de las partes del componente (árboles, cultivos, rumiantes) y la forma en que éstos son establecidos. La selección de las prácticas de establecimiento y manejo Agroforestales influye en el flujo espacial y temporal (emisiones o captura) de las reservas de carbono y nitrógeno, en el suelo y la vegetación. Los sistemas Agroforestales pueden ser manejados de tres formas para ayudar a estabilizar las emisiones de Gases de Efecto Invernadero. Pueden capturar Dióxido de carbono en las plantas y almacenar carbono y nitrógeno a largo plazo en vegetación perenne y suelos. - Estos sistemas producen alimentos, combustible y fibra que ayudan a reducir la

deforestación y degradación de la tierra. - Esta producción sostenible de biocombustibles puede neutralizar la quema de

combustibles fósiles. La intensidad de Manejo de un Sistema Agroforestal, es un factor no medido en este análisis, pero que también contribuye significativamente, sea que estos sistemas actúen como fuentes de carbono y nitrógeno o como bancos para ellos (Dixon et al, 1994). El manejo de sistemas Agroforestales puede alterar significativamente los bancos de carbono bajo el suelo y el flujo de Gases de Efecto Invernadero. La conversión del bosque o pastura en agricultura intensiva resulta generalmente en la disminución del carbono en el suelo, debido al incremento en las tasas de descomposición de materia orgánica y respiración microbiana. A la inversa, la labranza de conservación o establecimiento de sistemas Agroforestales perennes pueden incrementar la acumulación de carbono en suelos está asociado con prácticas que promueven suelos más frescos (mulch, sombra), más húmedos (mantenimiento de humedales o irrigación) y más fértiles (aumento de nutrientes, plantas fijadoras de nitrógeno) y suelos con aireación balanceada (labranza limitada, menos intervención). Muchas de estas prácticas tienen beneficios tanto económicos como biológicos y están siendo utilizadas por los agricultores, silvicultores y Agroforestales alrededor del mundo. El incrementar el uso de sistemas Agroforestales para conservar y capturar carbono terrestre depende, en última instancia, de demostrar sus beneficios económicos y ambientales. También se requiere un compromiso de las naciones que tienen tierras aptas para tales sistemas. En años recientes, se han iniciado programas nacionales o regionales de manejo de vegetación y suelos en Australia, Brasil, India, Estados Unidos y otras naciones para conservar y capturar carbono en la biosfera terrestre (Dixon et al, 1993). Los programas exitosos tienen una característica común: consideración de las

103

necesidades locales por bienes y servicios acordes con objetivos nacionales o globales, para reducir la acumulación de gases invernadero en la atmósfera. Objetivo de la medida • Incrementar los sumideros de CO2 incentivando la Implementación de sistemas de

producción Agroforestales en zonas que presenten procesos de degradación de sus suelos.

• Investigación, promoción e Implementación de sistemas Agroforestales prácticos que se adecuen a las características ecológicas y condiciones económicas de las zonas de referencia.

• Por otro lado, se buscará la integración de la actividad forestal con los actuales sistemas de producción agropecuaria.

2.3.6. EVALUACION DE LAS MEDIDAS DE MITIGACION

La metodología para evaluación de las medidas de Mitigación, se inició justificando la selección de cada una de ellas, al momento de su descripción, luego se pasó ha verificar si las mismas están comprendidas dentro de los Planes, Nacionales y Sectoriales y Proyectos del Subsectores Forestales, seguidamente, se realizó un análisis de los obstáculos o barreras existentes para su Implementación, conjuntamente el análisis económico, para finalizar con un análisis general de todas las medidas.

104

2.4. RESULTADOS Y DISCUSION 2.4.1. ESCENARIO LINEA BASE: EMISION Y ABSORCION DE CO

2 PARA 1994

Toda la información utilizada para correr el modelo COPATH3 fue sometida a un proceso depurativo en lo que hace a la comparación entre fuentes secundarias y la búsqueda de información confiable recientemente generada. Los datos empleados para el trabajo (de las tres regiones Amazónica, Chiquitana y Chaqueña), se encuentran en: Datos de entrada para el escenario base. (Anexo 2.1) De los resultados, tenemos que para el año base 1994, debido al proceso de deforestación y usos de la tierra, (Gráfico 2.6), la cantidad total de dióxido de carbono (CO2) liberado por el Sector forestal asciende a 44,075 Gg (Tabla 2.3), de los cuales 41,136 Gg corresponden a la liberación inmediata y 2,939 Gg a la liberación producto de la descomposición vegetal. La s estimaciones se inician a partir del año base 1994, en el cual se considera que no existe absorción de CO2, ya en el segundo año las absorciones alcanzan a 353 Gg.

Gráfico 2.6. Incendios Forestales, Deforestación y Uso de la Tierra.

Comparando con la evaluación de Cruz (1997), que toma como año base 1990; en sus proyecciones a futuro calcula para el año 1994 la Emisión Neta de 47,549.67 Gg CO2, y no es el caso para el presente documento esa emisión, ya que no se tomo en cuenta la región Andina.

105

Tabla 2.3. Emisión de Dióxido de Carbono (Gg) Durante el Año 1994, para Diferentes Regiones de Bosques en Bolivia.

REGIONES DE BOLIVIA

ACTIVIDAD AMAZONICA CHAQUEÑA CHIQUITANA TOTAL (Gg) CO2 (Gg) CO2 (Gg) CO2 (Gg) CO2

EMISION TOTAL 20835 14000 9240 44075

Agricultura 5021 7095 793 12909 Pastura 5195 4805 7099 17100 Aclareos 966 649 113 1727 Cortes Selectivos 1672 410 109 2190 Otros Usos 6442 155 497 7093 Incendios Forestales 78 37 0 115 EMISION POR DESCOMPOSICION

1462 849 629 2939

Agricultura 977 506 63 1546 Pastura 485 343 565 1393

Fuente: Elaboración propia. Los bosques de las regiones Amazónica y Chaqueña con áreas de 27,433.739 Ha. y 9,008.804 Ha. de cobertura boscosa, son las que generan mayores cantidades de emisiones de CO2 en el país, 47% y 32% respectivamente. Esto a causa de un rápido avance de la frontera agrícola, explotación acelerada de los bosques y quema. Menores índices de liberación anual provienen de los cambios en el uso de la tierra del bosque Chiquitano, con una superficie de 8,676.383 Ha. ,con emisiones del 21%. La deforestación total estimada (para las tres regiones) fue de 177,765.3 Ha/año. 2.4.2. PROYECCIÓN DE LAS EMISIONES Y ABSORCIONES DE CO

2 HASTA EL

AÑO 2030 En la (Tabla 2.4), se presenta las proyecciones futuras de emisiones y absorciones de Dióxido de carbono originados por cambio de uso de la tierra del Sector Forestal de Bolivia, a partir del año base 1994 hasta el 2030, considerando que no se adopte ninguna medida de mitigación (Escenario línea base sin medida de mitigación). Indicar que, en la tabla se presentan las Emisiones inmediatas (Prompt emissions) provenientes de la quema de la biomasa, y las Emisiones demoradas o por descomposición (Delayed emissions) originadas en la degradación de la biomasa y la oxidación del carbono del suelo. Los valores de emisión y absorción presentados, resultante de las sumatorias de los cuatro módulos establecidos por el modelo COPATH3 para cada tipo de bosque (Gráfico 2.7): Agricultura, pasturas, corte selectivos-aclareos y otros usos del bosque. El modelo asume que en un primer año (año base) no existen absorciones de CO2, debido a que comienzan a efectuarse los aclareos de la vegetación forestal.

106

La tendencia de la emisión neta generalmente es descendente, debido a la absorción de carbono producto de la regeneración natural, este proceso se ve interrumpido cada 8 a 20 años, dependiendo del periodo de barbecho en cada región. Basándose en las estimaciones realizadas, se puede inferir que tomando como referencia al año base 1994, hacia el año 2030 existe un incremento de las emisiones netas en 69%. Bajo este mismo contexto, la absorción presenta una curva mínima en continuo ascenso, haciendo notar que este incremento es desde el año 1995 con un incremento anual de 100% para este primer año.

19941995

20002005

20102015

20202025

2030

EMISION POR DESCOMPOSICIONEMISION INMEDIATA

EMISION TOTAL0

20000

40000

60000

80000

100000

Gg

de C

O 2

AÑOS

Gráfico 2.7. Escenario linea base de emisiones futuras de Dioxido de carbono Sector forestal de Bolivia mediante el COPATH3

107

Tabla 2.4. Escenario Línea Base de Emisiones y Absorciones Futuras de CO2, Debido al Cambio de Uso de la Tierra, en el Sector Forestal de Bolivia, (Utilizando el

Modelo COPATH3).

EMISION EMISION POR EMISION ABSORCION EMISION

AÑOS INMEDIATA DESCOMPOSICION TOTAL UPTAKE NETA CO2(Gg) CO2(Gg) CO2(Gg) CO2(Gg) CO2(Gg)

1994 41136 2939 44075 0 44075 1995 41161 4485 45647 353 45294 1996 41202 6034 47237 729 46508 1997 41259 7588 48847 1127 47720 1998 41332 9149 50481 1549 48931 1999 41422 10718 52140 2005 50135 2000 41530 12299 53828 2494 51334 2001 41656 12852 54508 3017 51491 2002 41802 12914 54716 3574 51141 2003 41968 12986 54954 4165 50789 2004 42158 13068 55226 4789 50437 2005 42371 13163 55533 5447 50086 2006 42610 13269 55879 6139 49740 2007 42878 13389 56267 6872 49395 2008 43177 13523 56700 7644 49056 2009 43510 13673 57182 8480 48702 2010 43881 13839 57719 9357 48362 2011 44293 14023 58316 10275 48042 2012 44752 14228 58979 11233 47746 2013 45262 14454 59716 12232 47484 2014 45829 14706 60535 13273 47262 2015 46461 14984 61445 14356 47089 2016 47165 15292 62457 15480 46977 2017 47951 15634 63585 16646 46938 2018 48828 16014 64842 17855 46987 2019 49810 16435 66245 19105 47140 2020 50910 16905 67814 20397 47417 2021 52144 17428 69571 21731 47840 2022 53532 18011 71543 23108 48435 2023 55095 18664 73758 24526 49232 2024 56859 19395 76253 25988 50266 2025 58853 20215 79068 27492 51577 2026 61114 21138 82252 29038 53213 2027 63681 22178 85858 30627 55231 2028 66602 23352 89954 32259 57696 2029 69934 24682 94616 33933 60683 2030 73744 26191 99935 35650 64285

Fuente: Elaboración propia

108

2.4.3. ESCENARIO DE MITIGACION DE EMISIONES DE DIOXIDO DE CARBONO 2.4.3.1. FORESTACION Y REFORESTACION Cuantificación de la medida Considerando que entre 1990 y 1995 el área reforestada se incrementó en 5,800.00 ha (MDSMA, 1995) y asumiendo que probablemente se mantenga este ritmo de crecimiento hasta la segunda década del 2000, si continúa la ayuda económica externa al Sector y la Nueva Ley Forestal sea debidamente implementada en el país. En este sentido, la cantidad de carbono fijado o absorbido por la superficie forestal implantada, también se incrementa quinquenalmente, como se muestra en la (Tabla 2.5.) donde se asume que la tasa anual de crecimiento vegetal es de 4.00 t ms/año/ha para bosques templados, 12.50 t ms/año/ha para bosques Tropicales, y de 0,50 (por defecto) el contenido de carbono en la biomasa vegetal seca (Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, IPCC, 1995).

Tabla 2.5. Estimación de la Fijación de Dióxido de Carbono por la Forestación y Reforestación en Bolivia.

AÑO

AREA DE ACCION

FIJACION CO2 (Gg)

POR CIENTO REDUCCION

COSTO UNITARIO

COSTO TOTAL

(HA) (1) (2) U$/Gg 103 U$ 1994 20,000.00 175.64 0.40 76,863.1 13,500,00 1995 21,160.00 361.46 0.79 39,514.6 14,283,00 2000 26,960.00 1,443.39 2.68 12,607.9 18,198,00 2005 32,760.00 2,779.98 5.01 7,954.4 22,113,00 2010 38,560.00 4,371.25 7.57 5,954.4 26,028,00 2015 44,360.00 6,217.20 10.12 4,816.2 29,943,00 2020 50,160.00 8,317.82 12.27 4,070.5 33,858,00 2025 55,960.00 10,673.11 13.50 3,539.1 37,773,00 2030 61,760.00 13,283.08 13.29 3,138.4 41,688,00

• El 84.5 % de esta área corresponde a valles interandinos, altiplano, y 15.5% A la

región chaqueña.(Plan de acción forestal para Bolivia, 1996) • Superficie, para el año 1994 según (Hunissett, 1996), es de 20000 Ha • Incremento anual de 1160 ha. para el área de acción. • Costo de Plantación. (675 U$)/ha (Conver. IE) (1) Sumatoria de la fijación de carbono en bosques templados y tropicales. También se considera que el área de fijación de Dióxido de carbono es acumulativa, para un periodo de 40 años. (2) Porcentaje de reducción de CO2 con relación al total liberado por el sector (Escenario Línea Base, Tabla 2.4). IE : Instituto de Ecología

109

La cantidad potencial de carbono fijado, estimado para las regiones consideradas y ubicadas principalmente en la zona templada de Bolivia es de 2.4 t C/ha anualmente (8.8 Gg CO2 /ha), para un periodo de 36 años. Esta cantidad de carbono fijado es casi semejante a las estimaciones realizadas por Jarvis (1989), quien obtiene un valor de 2.7 T C/ha/año para zona templada. El valor estimado puede ser considerado como optimista ya que la repoblación forestal generalmente se realiza en terrenos marginales con escasez de nutrientes, principalmente de fósforo. El costo de plantaciones forestales variará de acuerdo con las regiones ecológicas y la especie forestal. Para fines de cálculo se considero como precio promedio el valor de 675 US$/ha. (com.pers. IE,1998) Un importante factor que debe ser considerado durante la ejecución de esta medida de mitigación es la tasa de supervivencia de las plantas forestales, la cual varia entre 30 y 90 % (Chandraseharan, 1996), con referencia a Bolivia 20%, (com. pers. IE, 1998), dependiendo de factores tecnológicos e institucionales; al respecto se recomienda inicialmente concientizar a la población involucrada sobre la importancia de la actividad y otorgar determinados incentivos que los beneficien si se desea obtener su cooperación y su compromiso. Comentarios a la medida Las plantaciones forestales, en opinión de algunos, son la solución al problema de la deforestación y la mejor forma de capturar y almacenar dióxido de carbono. Incluso se las presenta como medio para disminuir la presión sobre los bosques naturales. Sin negar que en determinadas circunstancias las plantaciones pueden ser una solución, y que de hecho resultan indispensables para recuperar áreas degradadas, el problema debe ser analizado con cautela, sobre todo ahora que se está proyectando el establecimiento de plantaciones masivas para capturar dióxido de carbono, en el marco de los mecanismos de flexibilidad del protocolo de Kioto. La Guía para Inversiones Forestales en Bolivia (1997), nos indica que las plantaciones existentes alcanzan a una cantidad aproximada de 40,000 ha, el 80% fueron establecidas por proyectos con financiamiento externo y con apoyo de los campesinos y únicamente un 20% comprometió recursos públicos, con un estimado de plantación de 1,350 ha/año que representa menos del 1% del área de deforestación anual (168,000 ha/año). Este mínimo promedio representa un 15% del promedio de los países tropicales de Sudamérica que asciende a 9,000 ha/año (se excluye al Brasil). Aproximadamente, el 90% de las plantaciones forestales corresponden al eucalipto (Eucaliptus globulus), el 10% restante está compuesto por pinos (Pinus radiata) y algunas especies de cipreces (Cupressus lusitanica, Cupressus macrocarpa ) y acacia (Acacia sp.). En las zonas de los valles de Bolivia, la cubierta forestal ha sido eliminada casi completamente, dejando los cerros desprovistas de vegetación, como se puede observar en los departamentos de Cochabamba, Chuquisaca, La Paz y Tarija (Brockmann, 1986).

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Como se podrá observar la mayoría de las especies forestales empleadas son introducidas, utilizándose principalmente por su rápido crecimiento, sin embargo estas especies no se pueden adaptar en determinados ecosistemas, en consecuencia se hace necesario el abastecimiento de especies nativas y de sus variedades genéticas. La promoción de plantaciones forestales no ha recibido el impulso necesario y hasta la fecha solo juega un papel marginal en la economía forestal de nuestro país. El total de superficie reforestada el año 1990, alcanzaba a 14,200 ha, de las cuales 2,200 ha de plantaciones eran de carácter industrial en Santa Cruz y alrededor de 12,000 ha de reforestación comunitaria de tipo conservacionista en Altiplano y Valles. En los últimos años los Programas de la Cooperación Técnica Suiza y Holandesa, han intensificado los programas de reforestación especialmente en los departamentos de Cochabamba, Chuquisaca y La Paz, así tenemos el programa de reforestación apoyado por COSUDE en el valle de Cochabamba que ejecuta plantaciones a un ritmo de 1,000 ha anuales, el Programa de PLAFOR del departamento de Chuquisaca 500 ha anuales, el Proyecto de Protección de Torrenteras de la Alcaldía Municipal de La Paz - GTZ de Alemania 100 ha anuales y en menor proporción proyectos como el PERTT de Tarija y otros. Para el cumplimiento de la meta establecida se considera fundamental que se siga manteniendo y si es posible mejorar la coordinación y concertación entre los organismos nacionales y de financiamiento internacional. Finalmente, es necesario señalar que varios autores señalan una falta considerable de estudios en cuanto a aspectos técnicos de las plantaciones forestales, uno de los más importantes es la selección de las especies a manejar en los diferentes pisos ecológicos. Al respecto, Harcharik & Kunkle (1978) cit. en Brockmann (1986), sugieren que los criterios que se deberían tomar en cuenta en la selección de especies para la rehabilitación de áreas, son: - Crecimiento rápido y supervivencia buena en suelos empobrecidos. - Habilidad para producir un buen volumen de restos vegetales. - Sistema de raíces fuertes con amplia dispersión y numerosas raíces fibrosas. - Facilidad de establecimiento y necesidad de poco mantenimiento. - Capacidad de formar corona densa y retener follaje todo el año o por lo menos

durante la estación de lluvia. - Resistencia a insectos, enfermedades y al corte de ramas por animales silvestres. - Mejoramiento del suelo a través de la nitrificación natural.

111

2.4.3.2. APROVECHAMIENTO MADERERO EFICIENTE Cuantificación de la medida Esta medida de mitigación está muy estrechamente ligada con aspectos que hacen al marco legal en el que se desenvuelve la actividad forestal; para efectos de cálculo de la reducción de GEIs se asume una disminución del 5% anual (5,000.0 ha), en el área de deforestación que actualmente corresponde a 100,000 ha/año, lo que representa que 121.3 t C/ha (445.2 t CO2/ha/año) conservado para un bosque tropical húmedo. Donde se tiene una biomasa de bosque de 242.6 t/ha que comprende el promedio de las tres regiones estudiadas, asumiendo también un incremento de 5% anual del área, siempre y cuando la Nueva Ley Forestal No. 1700 sea aplicada eficientemente, sobre la base de esta información se efectúa los respectivos cálculos (Tabla 2.6) La reducción de emisiones es de 4.56 % para el año 1997 y un 11.14 % para el año 2030, para las estimaciones de carbono conservado se utiliza la Ecuación No. 2. Tabla 2.6. Reducción de Dióxido de Carbono Mediante una Explotación Maderera Eficiente en

Bolivia.

AREA DE CARBON POR CIENTO COSTO COSTO AÑO ACCION Ha CONSERVADO REDUCCION UNIT. TOTAL

(1) CO2 (Gg)(2) (3) U$/Gg 103 U$ 1997 5,000.00 2,225.86 4.56 1,347.80 3,000,000 1998 5,250.00 2,337.15 4.63 1,347.80 3,150,000 1999 5,512.50 2,454.01 4.71 1,347.80 3,307,500 2000 5,788.13 2,576.71 4.79 1,347.80 3,472,875 2015 12,033.10 5,356.79 8.72 1,347.80 7,219,857 2020 15,357.62 6,836.77 10.08 1,347.80 9,214,571 2025 19,600.65 8,725.64 11.04 1,347.80 11,760,387 2030 25,015.94 11,136.37 11.14 1,347.80 15,009,565

NOTA: (1) Se asume un incremento anual de 5% del área de acción. (2) El área de fijación de Dióxido de carbono no es acumulativa, debido a que cada año se trabaja en

la misma área. (3) Porcentaje de remoción de CO2 en relación con el total liberado por el sector (Escenario de línea

base Tabla 2.4). BIOMASA Promedio de 242.6 (PNKM, 1997) Comentarios a la medida La aplicación generalizada de técnicas de manejo sostenible en los bosques tropicales, sigue siendo una meta difícil de alcanzar. Esto es especialmente cierto en la Amazonía, donde pese a la existencia de leyes que exigen a las Empresas Madereras que elaboren planes de manejo forestal y utilicen técnicas de extracción de impacto reducido, la mayoría de los planes de manejo existen sólo en el papel y muy pocas empresas han puesto en práctica tales sistemas (Uhl et al.,1997 cit. en Blate, 1997). Según Dykstra & Heinrich, (1996), el manejo sostenible de los bosques tropicales debería contemplar los siguientes objetivos: optimizar la tasa de producción, minimizar

112

el impacto al medio ambiente y otras consecuencias por operaciones de recolecta, responder a las necesidades de la población autóctona haciendo que las decisiones sean participativas, establecer la posibilidad de coordinar la recolección de productos no maderables, evitar problemas de calendario, proteger la salud y la seguridad del trabajador. Los mismo autores, sostienen que la clave para fomentar la Sostenibilidad de los bosques tropicales es utilizar durante las operaciones de explotación maderera los últimos conocimientos disponibles en lo que se refiere a cinco elementos críticos: • Planificación de la explotación: debe incluir un inventario detallado de las maderas,

datos topográficos, plan de transporte, equipo a utilizar, calendario de operaciones, planes de contingencia.

• Caminos forestales: se debe tratar de reducir la erosión y aumentar la superficie boscosa conservada limitando la zona que se despeja para caminos de arrastre a la mínima anchura compatible con la eficiencia y la seguridad.

• Operaciones de corta: una corta inapropiada puede causar daños para la pronta regeneración y puede reducir la eficiencia de las operaciones de arrastre. Una vez cortado el árbol es necesario trocearlo adecuadamente.

• Arrastre y desboscado: los sistemas convencionales de arrastre por tierra resultan perjudiciales al bosque por el daño excesivo a los árboles restantes y por la erosión causada al suelo. Por ello en los últimos años se ha experimentado con el arrastre mediante animales y el desboscado por cable.

• Evaluaciones posteriores a la explotación: debe contener información sobre los costos e ingresos, niveles de daño, calidad y cantidad de regeneración, etc.

• Preparación de mano de obra competente y motivada. El aprovechamiento de madera en Bolivia ha sido muy selectiva, basada en pocas especies principales, como ser la mara (Swietenia macrophylla King), cedro (Cedrela fisilis) y roble (Amburana Ceaerensis), que representan el 90% del total de las especies forestales extraídas, aunque en los últimos años debido a la escacez de estas madera finas están siendo utilizadas especies como ochoó (Hura crepitans), palo maría (Calophyllum brasiliensis) y el gabú (Otoba parvifolia). Al respecto, Russell (1994) señala que la extracción es inferior a dos árboles por hectárea. Por lo tanto el volumen total de madera extraída de los bosques bolivianos ha sido extremadamente bajo comparado con la magnitud del recurso (Cruz, 1997). Hasta 1993 el Estado había otorgado a 185 empresas de explotación maderera 20,776.041.00 hectáreas en permisos de extracción forestal, que por entonces correspondía al 37% del área cubierta con bosques (Mancilla, 1996 y Plan de Acción Forestal Nacional, MACA/FAO,1993, cit. en Cruz, 1997), situadas principalmente en los departamentos de Santa Cruz (71.90%), Beni (15.97%), La Paz (9.94%), Tarija (2.18%) y Pando (1.22%). De esta superficie concedida solamente doce millones eran verdaderamente adecuadas para aprovechamiento forestal (producción forestal permanente), debido a que dentro de la concesión existían bosques con ecosistemas frágiles que deberían mantenerse como bosques de protección o de inmovilización. Posterior a la promulgación de la Nueva Ley forestal, esta extensión se redujo a

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5,477,728.00 hectáreas hasta el 31 de diciembre de 1996, otorgándose 86 concesiones a 69 empresas madereras, principalmente en Santa Cruz (51%), Pando (28%), Beni (13%), La Paz (6%) y Tarija (2%). Trabajos realizados en el Bosque de Producción Permanente de Chimanes indican que el volumen de árboles con diámetro superior a 40 cm es de 75 m3/ha y los volúmenes comerciales (aprovechando 20 a 25 especies) ascienden a 30 m3 / ha. La mara, el cedro y el palo maría que son las especies mas valiosas de este bosque, tienen un volumen de 1,09 a 2,74 m3/ha (CDF-FAO-PNUMA, 1988). Según el Proyecto de Apoyo al Plan de Acción Forestal (1997), actualmente está en vigencia la Nueva Ley Forestal No 1700 del 12 de Julio de 1996 y su reglamento (DS. No 24453 de fecha 21 de Diciembre de 1996) que reemplaza a la anterior Ley Forestal de 1974. A partir de fecha 9 de junio de 1997, cuentan con resolución ministerial: • Normas Técnicas sobre Planes de Ordenamiento Predial. • Normas Técnicas para la Elaboración de Instrumentos de Manejo Forestal

(Inventarios, Planes de Manejo, Planes Operativos y Mapas) en Bosques Andinos y Chaqueños.

• Normas Técnicas sobre Programa de Abastecimiento y Procesamiento de Materia Prima.

• Normas Técnicas para la Elaboración de Instrumentos de Manejo Forestal (Censos Comerciales, Planes de Manejo, Planes Operativos y Mapas) en propiedades privadas con superficies iguales o menores a 200 ha en zonas tropicales y subtropicales.

• Normas Técnicas para la Elaboración de instrumentos de manejo Forestal Comercial (Inventarios, Planes de Manejo, Planes Operativos y Mapas) en Tierras Comunitarias de Origen.

• Normas Técnicas para la Elaboración de Instrumentos de Manejo Forestal (Inventarios, Planes de Manejo, Planes Operativos y Mapas) en Propiedades Privadas o Concesiones con Superficies mayores a 200 ha.

• Directriz sobre Concesiones a las agrupaciones sociales del lugar. • Reglamentación Especial de Desmontes y Quemas controladas. La Nueva Ley Forestal pretende reducir las áreas de explotación con el fin de forzar a las empresas madereras a manejar mejor los recursos de su concesión, ya sea con planes de manejo o dando a estos recursos valor agregado, métodos que conducirían a preservar los recursos madereros del país y garantizar la conservación de los ecosistemas, la Biodiversidad y el medio ambiente (Fischerman, 1996). Para lograr estos fines se basa en un ordenamiento territorial, formulando el proyecto PLUS (Plan de Usos del Suelo), que persigue el uso sostenible de diferentes suelos. También establece por concepto de patente del aprovechamiento forestal un monto mínimo anual de un dólar por hectárea. Por muchas razones nos vemos en la necesidad de cumplir y hacer cumplir las leyes para un buen aprovechamiento forestal.

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El marco institucional bajo la cual se aplicaría la Nueva Ley Forestal de Bolivia esta establecida bajo la nueva Ley de Organización del Poder Ejecutivo del 14 de septiembre de 1997 y el D. S. 24885, en este sentido, los componentes del sector forestal público son los siguientes: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación; Ministerio de Desarrollo Económico; Ministerio de Comercio Exterior e Inversión; Ministerio de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Rural; Superintendencia Forestal; Fondo Nacional de Desarrollo Forestal; Prefecturas Departamentales; Municipalidades o Mancomunidades Municipales; Instituto Nacional de Reforma Agraria. Por otro lado la estructura institucional del sector privado esta: organizado dentro del marco de la Confederación de Empresarios Privados de Bolivia y está constituida por las Cámaras Nacionales Sectoriales, entre ellas la Cámara Nacional Forestal, Cámara Nacional de Industria y Cámara Nacional de Exportadores do Bolivia. 2.4.3.3. MEJORAR EL CONTROL DE LAS AREAS PROTEGIDAS

Cuantificación de la medida Se estima que los bosques tropicales almacenan entre 20 a 100 veces más carbono por hectárea que las pasturas o las tierras cultivadas (Chandrasekharan, 1996). Se debe diferenciar el carbono almacenado en estos bosques “Clímax”, de las nuevas plantaciones forestales y los sistemas de agrosilvicultura que fijan carbono “nuevo”, en este tipo de plantaciones forestales, inicialmente la acumulación de carbono será rápida, pero a medida que el bosque vaya madurando su velocidad ira disminuyendo, hasta llegar a un punto en la cual la velocidad anual de respiración del bosque se iguale aproximadamente con la velocidad de captación de carbono (Melillo et al. 1992). Inicialmente se pondrán en práctica planes de mitigación en 4 áreas protegidas las que abarcan 3,990,00.00 hectáreas (35% del total de áreas protegidas) (Tabla 2.7). La selección de las áreas responde al las siguientes consideraciones: • Las áreas protegidas de Carrasco, Isiboro Secure, Manuripi Heath y Pilón Lajas son

mencionadas por Marconi (1992), dentro del Grupo “A” que incluye áreas donde la potencialidad de protección de ecosistemas es alta.

• Si bien el área de Manuripi Heath está en proceso de recategorización, es un lugar importante para realizar estudios de regeneración del bosque y aprovechamiento de especies no maderables como la castaña, caucho y otras palmeras y frutos silvestres.

• El área de Isiboro Secure podría ampliarse hacia Bella Vista, quedando conformado un corredor que permite conectarse con las áreas de Pilón Lajas y Alto Madidi.

• Estudios de biólogos y zoólogos extranjeros indican que las áreas de conservación deben ser planificadas de modo que dispongan de corredores o “avenidas de migración” para el paso de las especies (tanto animales como vegetales) las cuales a causa de los cambios climáticos y la “fragmentación” de los bosques, se desplazan hacia nuevos ecosistemas produciéndose un gradiente de adaptación. Finalmente

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indican que fenómenos de evolución-adaptación, migración y extinción, al igual que la biodiversidad actual y del pasado, están estrechamente relacionados con estos cambios globales (Russell, 1988; Van der Hammen, 1995).

Tabla 2.7. Area de Acción y Costo Anual de Administración y Mantenimiento

de 4 Areas Protegidas en Bolivia.

AREA AREA DE AREA (1) COSTO ANUAL PROTEGIDA ACCION DEFORESTADA 103 USS

(ha) ANUALMENTE (2)

Carrasco 600,000.00 1,200.00 796.2Isiboro Secure 1,100,000.00 2,200.00 1,459.70Manuripi Heath 1,890,000.00 3,780.00 2,508.00Pilon Lajas 400,000.00 800.00 663.5TOTAL AÑO 3,990,000.00 7,980.00 5,426.70

(1) Tasa de deforestación anual de 0.20% (Russell, 1994). (2) Fuente: Costo anual de cada proyecto, estimado de acuerdo al Plan de Acción Forestal Nacional, MACA/FAO (1993). Para el cálculo del carbono conservado (Tabla 2.8), en el bosque tropical húmedo, se utilizó un valor promedio de biomasa igual a 242.6 t ms/ha , este valor puede ser superior a 300 t ms/ha en un bosque primario tropical; de igual manera, el contenido de carbono en la biomasa del bosque en 50% (Guías del IPCC, 1996).

Tabla 2.8. Reducción Anual de Dióxido de Carbono Mediante el Mejor Control de Cuatro Áreas Protegidas en Bolivia.

AREA DE CARBONO PORCIENTO COSTO COSTO

AÑO ACCION (Ha) CONSERVADO REDUCCION UNIT. TOTAL (1) CO2 (Gg)(2) (3) U$/Gg 103 U$

1997 7,980.00 3,552.46 7.27 1,527.50 5,426,400 1998 8,139.60 3,623.51 7.18 1,527.50 5,534,928 1999 8,302.39 3,695.98 7.09 1,527.50 5,645,626 2000 8,468.44 3,769.90 7.00 1,527.50 5,758,539 2005 9,349.84 4,162.28 7.50 1,527.50 6,357,892 2010 10,322.98 4,595.49 7.96 1,527.50 7,019,627 2015 11,397.41 5,073.79 8.26 1,527.50 7,750,235 2020 12,583.66 5,601.88 8.26 1,527.50 8,556,886 2025 13,893.37 6,184.93 7.82 1,527.50 9,447,493 2030 15,339.41 6,828.66 6.83 1,527.50 10,430,796

(1) Se asume un incremento anual de 2% del área de acción (2) El área de fijación de Dióxido de carbono no es acumulativa debido a que cada año se trabaja en

la misma área. (3) Porcentaje de remoción de CO2 en relación con el total liberado por el sector (Escenario de línea

base Tabla 2.4). Biomasa 242.6 t/ha Costo de 680 U$/ha

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La cantidad potencial de carbono conservado por hectárea, mediante el mejoramiento de la administración y control de 4 áreas protegidas en Bolivia, es de 121.3 t C/ha, cantidad semejante a las estimaciones realizadas por Holdridge et al. (1970) para un bosque tropical húmedo. Comentarios a la medida Una de las mayores prioridades dentro de las estrategias de Conservación de Ecosistemas tiene que ser la consolidación de las áreas protegidas y el Fortalecimiento del Sistema Nacional de Areas Protegidas, siendo su funcionamiento adecuado para enfrentar los problemas de conservación de la Biodiversidad y de los recursos naturales renovables. Los resultados de la aplicación de la medida de mitigación son a largo plazo, y no sólo pretende reducir la emisión de gases de efecto invernadero para determinados años, sino evitar futuros incrementos en la emisión de este tipo de gases a consecuencia de posibles incrementos en la tasa de deforestación en estas áreas protegidas (Cruz, 1997). Para el establecimiento de áreas protegidas que garanticen una mínima posibilidad de supervivencia de la flora y fauna, se precisa una evaluación de sus áreas de distribución y de las zonas donde sus poblaciones no solo tengan densidades que permita su reproducción, sino también una evaluación de la factibilidad de protección de las áreas en sí. Al respecto (Rivera, 1996), pone a consideración la revisión de criterios para el establecimiento de nuevas áreas protegidas en Bolivia, esto en virtud de que en anteriores años los criterios son bastante subjetivos. Los criterios deben ser integrales y enmarcados en un espectro multidisciplinario y no exclusivamente ecológicos sinó también sociales: - Superficie potencial destinada a conservar. - Diversidad de diferentes formaciones ecológicas, pisos ecológicos, zonas de vida,

etc. - Diversidad de ecotonos y transiciones. - Provincias o zonas biogeográficas de especial interés o únicas. - Grado de la cobertura vegetal natural o primaria de las diferentes formaciones

ecológicas y su estado de conservación (% de superficie de vegetación primaria). - Grado de deterioro de la cubierta vegetal (% de superficie con vegetación degradada

o de formaciones de reemplazo). - Presencia de comunidades naturales de particular importancia. - Estado de conservación de cuencas, en especial de las cabeceras o nacientes. - Valores de riqueza o diversidad biológica (número de especies de flora y fauna, por

grupos). - Valores de abundancia relativa de determinadas especies de la fauna silvestre. - Riqueza de especies y subespecies endémicas de flora y fauna.

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- Presencia de especies de rango geográfico localizado o restringido. - Presencia de especies raras, vulnerables, amenazadas o en peligro de extinción. - Presencia de especies de flora y fauna con valor potencial para acciones de manejo

como recurso. - Belleza escénica y potencialidad turística. - Presencia de sitios arqueológicos e históricos (sitios de patrimonio cultural). - Presencia de accidentes naturales de gran relevancia como ser cañones, cavernas,

yacimientos paleontológicos, etc. - Grado de ocupación. distribución y estado de tenencia de la tierra. - Modalidades del uso de la tierra (uso de los recursos). - Número y proporción de conflictos actuales o amenazas potenciales por diversos

actores sociales. - Presencia de grupos étnicos y modalidades tradicionales en el uso de los recursos. - Población y uso de la tierra en la zona de influencia y la región circundante. Se considera prioritario la protección de áreas con pendientes y colinas adyacentes, puesto que se constituyen en cabeceras de los ríos que circundan el pie de monte y los llanos de la zona tropical y subtropical del país. La vegetación que se desarrolla en las galerías, ríos, quebradas y cabeceras a parte de servir como sumideros de Carbono, sirven para la regulación del agua, protegiendo las cuencas hídricas contra la erosión y la sedimentación, en consecuencia deberán constituirse en zonas prístinas e intangibles, refugio de fauna y flora, con la prohibición de toda actividad ya sea agropecuaria o forestal. 2.4.3.4. ALTERNATIVAS A LA AGRICULTURA MIGRATORIA Comentarios a la Medida Los bosques tropicales son una reserva gigante de carbono fijado en la biomasa; si se quema, el carbono es liberado a la atmósfera y contribuye al incremento de CO2 y, en consecuencia, al calentamiento global del planeta. Se calcula que la tala y quema de una hectárea de bosque tropical contribuye con un mínimo de 100 TM de carbono a la atmósfera, cuyo daño es calculado en unos US$ 1,300/ha (Brack, 1995). El estimado de una hectárea de bosque tropical amazónico, como reserva de carbono, está entre 600 a 7,000 US$ sobre la base de la estimación del valor del daño evitado al no quemarlo; el valor que la sociedad debería pagar por no cortarla, y calculando el costo de reducir la cantidad de CO2 que se emitiría si se la cortara. Este valor es entre 4 y 50 veces mayor que el valor agrícola presente de una hectárea de bosque amazónico (Brack, 1995). Los bosques que sé talán y queman anualmente, con fines agrícolas y ganaderos (expansión de la frontera agrícola), no esta acorde con la capacidad de uso del suelo, sobre todo en los departamentos de Santa Cruz (Pailón - Los Troncos) Cochabamba (Chapáre), La Paz y el Beni (Yucumo, San Borja y Rurrenabaque). Probablemente

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dadas las condiciones sociales y económicas imperantes en el país, los procesos de colonización espontáneos seguirán avanzando en las zonas bajas tropicales; a ello se debe añadir, las previsiones del incremento en el área de cultivo en el ámbito nacional para los próximos años de 1,391,966 has en 1990 hasta alcanzar las 2,030,000 has el año 2,000 (Plan de Acción Forestal Nacional, MACA/FAO, 1993). Tabla 2.9. Proyectos de Manejo Forestal Sostenible para las Llanuras Tropicales de Bolivia.

NOMBRE DEL PROYECTO AREA DURACIÓN BENEFICIARIOS COSTO

103 Ha AÑOS 103 SSU Apoyo a la productividad de la industria Forestal

Industria Forestal, Departamental

s/d 2 y el consumidor de esta 400.00 Manejo Sostenible del Bosque Experimental

Estudiantes de la Carrera de la carrera de Ingeniería

Elías Meneses (BEEM) 1,200.00

3

Forestal y la industria maderera

710.20

Manejo sostenible de Bosques Naturales Reserva Forestal El Choré

s/d Indefinida Pobladores asentados dentro de la reserva

110.00

Manejo Sostenible de las Reservas forestales

s/d 7 Pobladores asentados dentro de las reservas

15,000.00

del Bajo Paragua y Lomerio Manejo del Parque Noel Kempff Mercado con Reservorio de Especies Nativas

s/d 30 Comunidad nacional y mundial

2,000.00

Manejo sostenible del Bosque de los Chimanes 415.65 5 Grupos étnicos 3,557.40 Manejo y aprovechamiento de los recursos forestales del TIM

s/d

5

Grupos étnicos

1,100.00

Manejo Sostenible del Bosque de los Chimanes

Pobladores de las Provincias

570.00 5 Ballivian, Moxos y Yacuma 3,557.00 Manejo Sostenible de Recursos Naturales Renovables en Santa Cruz (tierras bajas del Este)

(a) 6,767.00

5 Poblador rural del departamento de Santa Cruz

7,258.00

Asentamiento Humanos y Agroecológicos 900.00 5 Colonizadores rurales 7,660.00

Producción Sostenible de Productos Forestales

de Castaña y goma 500.00 5 Productores de Pando 1,640.00 Manejo sostenible de Recursos Naturales en el Departamento de La Paz(Bosque tropical

s/d

5

Empresas, población indígena Colonos de la provincia Iturralde

7,000.00

Manejo integrado de Recursos Naturales 1000 familias (colonos) y agricultura(MIRNA) 3 3000 familias (colonos) 1,870.00 Manejo Sostenible y Explotación de Recursos

Forestales en el trópico de Cbba. s/d 2 Colonizadores Productores 1,928.46

TOTAL (5 años) 10,352.65 4 (b) 53,791.06

PRESUPUESTO (1 AÑO) 10758.212

Fuente: Plan de Acción Forestal Nacional (MACA /FAO, 1993 y 1995). a) Valor Asumido (25% área forestal Santa Cruz),(b)Promedio en años.

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Para tener un punto de referencia del área probable de acción de la medida de mitigación y los costos que implicaría su implementación, se seleccionaron proyectos que guardan relación con la medida de mitigación y que fueron elaborados para las llanuras tropicales del país, por el Plan de Acción Forestal Nacional (1993); PAF-BOL,1995 (Tabla 2.9). El área de acción de los proyectos señalados alcanza a 10,352,650 ha aproximadamente, en donde algunos de los proyectos comparten la misma área de acción. Considerando que la tasa anual de deforestación en esta zona es de la orden 0.2% (Russell, 1994 cit. en Cruz, 1997), anualmente se deforestarían 20,705.30 ha de la superficie total de los proyectos señalados. El costo que representa evitar la deforestación de 20,705.3 ha, asciende a la suma de US$ 10,758.21 por año, equivalente a US$ 519 por hectárea y por año. En los cálculos efectuados con relación a la aplicación de esta medida de mitigación, a través de los diferentes proyectos relacionados, se asume un área inicial deforestada de 20,705.30 ha, la cual recibiría un manejo o uso sostenible promoviendo un efectivo cambio en la agricultura de corte y quema; esta área se incrementaría a razón de 500.00 hectáreas anualmente (Tabla 2.10). Para cuantificar la fijación de CO2, resultantes de la aplicación de la medida, se utilizó la ecuación No. 2 (página 91), descrita en los manuales del IPCC (Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories IPCC,1995). Se asume que se implementarán Sistemas Agroforestales, en donde la tasa anual de incremento de la biomasa es de 3.00 t ms/año/ha para un período de 50 años y de 0.50 por defecto) el contenido de carbono en la biomasa vegetal seca, citado en la ecuación No. 2. En estos cálculos no se incluye la cantidad de carbono conservado por la superficie potencial de tierra salvada de la deforestación usando este sistema alternativo de manejo.

Tabla 2.10. Reducción de Dióxido de Carbono, a Través de Alternativas a la Agricultura Migratoria en Bolivia.

AREA DE FIJACION PORCIENTO COSTO COSTO

AÑO ACCION (HA) CO2 (Gg) REDUCCION UNITARIO TOTAL (1) (2) (3) U$/Gg 103 USS

1998 20,705.30 102.58 0.20 104,871.77 10,758,208 1999 21,205.30 105.06 0.20 104,871.77 11,018,002 2000 21,705.30 107.54 0.20 104,871.77 11,277,796 2005 24,205.30 119.93 0.22 104,871.77 12,576,764 2010 26,705.30 132.31 0.23 104,871.77 13,875,732 2015 29,205.30 144.70 0.24 104,871.77 15,174,700 2020 31,705.30 157.08 0.23 104,871.77 16,473,668 2025 34,205.30 169.47 0.21 104,871.77 17,772,636 2030 36,705.30 181.86 0.18 104,871.77 19,071,604

(1) Area de acción, considerando un incremento anual de 500 ha. (2) El área de fijación de Dióxido de carbono no es acumulativa, debido a que cada año se trabaja en

la misma área. (3) Porcentaje de reducción de C02 con relación al total liberado por el sector (Escenario de línea

base, Tabla 2.4).

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La cantidad potencial de carbono fijado, utilizando este sistema de manejo, es estimada en 1.35 t C/ha anualmente (4.95 t CO2/ha/año), para un período de 50 años. Esta cantidad de carbono fijado se encuentra dentro del los límites estimados por Dixon et.al (1993) y Krankina & Dixon (1994), para las ecoregiones tropicales húmedas de Sudamérica, cuyos valores varían entre 0.78 a 2.04 t C/ha/año. La cantidad de Dióxido de carbono fijado mediante la implementación de la presente medida de mitigación es muy reducida en relación a las otras medidas de mitigación citadas en el presente documento, pero si consideramos que por cada hectárea convertida a la tecnología de manejo o uso sostenible de suelos (sistemas agroforestales), se salvan 1 a 3 ha de bosque tropical húmedo de la tala y quema no sostenible, en consecuencia obtenemos diferentes niveles de carbono potencial almacenado en los ecosistemas considerados (Tabla 2.18). Estos índices son muy conservadores, ya que según Sánchez et al. (1990) los índices varían 5 a 10 ha/año. El porcentaje de reducción de C02 con relación al total liberado por los sectores Forestal y Agrícola (Tabla 2.11), para el período de 1998 a 2030, varía de 5% a 7% si consideramos una hectárea de bosque conservado, de 10% a 13% para 2 hectáreas de bosque conservado, y de 15% a 21% para 3 hectáreas de bosque conservado. En consecuencia la medida de mitigación puede ser considerada como una de las mejores alternativas para la reducción de las emisiones de Dióxido de carbono en Bolivia. Tabla 2.11. Cantidad Estimada de Carbono Conservado (Masa Aérea) en los Bosques Tropicales, Debido al Uso Sostenible de Suelos, Implementando Sistemas Agroforestales en Tierras Chaqueadas (por cada Hectárea Manejada Sosteniblemente, se Conserva de 1 a 3 ha de Bosque).

AREA DE CARBONO CARBONO CARBONO AÑO USO CONSERVADO CONSERVADO CONSERVADO

SUSTENTABLE (1 HA) 103 T C (2 HA) 103 T C (3 HA) 103 T C 1998 20,705.30 2,511.55 5,023.11 7,534.66 1999 21,205.30 2,572.20 5,144.41 7,716.61 2000 21,705.30 2,632.85 5,265.71 7,898.56 2005 24,205.30 2,936.10 5,872.21 8,808.31 2010 26,705.30 3,239.35 6,478.71 9,718.06 2015 29,205.30 3,542.60 7,085.21 10,627.81 2020 31,705.30 3,845.85 7,691.71 11,537.56 2025 34,205.30 4,149.10 8,298.21 12,447.31 2030 36,705.30 4,452.35 8,904.71 13,357.06

*Cuantificación realizada utilizando la ecuación No. 3. Comentarios a la medida Las consecuencias del chaqueo y la posterior utilización del suelo en forma indiscriminada para cultivos en el trópico boliviano, son los elementos que gravitan para romper el equilibrio ecológico existente, todo esto se da por que en Bolivia se mantiene una agricultura migratoria, que es aplicado en las zonas de colonización,

121

además es el sistema predominante en América Latina y se aplica generalmente en zonas poco pobladas donde no se cuenta con fuerza mecánica apreciable, ni capital e insumo suficiente que le permita desarrollar una actividad agrícola moderna. (Mendoza, 1997). Brack (1995), describe el llamado mito del “pulmón de la Tierra”, Los defensores a ultranza de la intangibilidad de la Amazonía han introducido el mito del “pulmón de la Tierra” insinuando que la tala de los bosques amazónicos contribuye enormemente a mermar la capacidad de fijación de CO2 y al efecto de invernadero o calentamiento de la atmósfera. Además de desconocer la inmensa superficie e importancia de los mares en la fijación de CO2 y en la generación de O2, se desconoce la realidad de que un bosque maduro mantiene un equilibrio casi total entre el CO2 fijado y el O2 producido. Para fijar CO2 excedente en la atmósfera es más interesante reforestar las zonas deforestadas, porque un bosque en crecimiento es “un sumidero de CO2”. Es, por otra parte, cierta la preocupación por la tala y quema del bosque amazónicos, ya que estos mantienen cautivo un promedio de 160 TM de CO2 por hectárea, que es liberado a la atmósfera al quemar la biomasa. El contenido de nutrimento en las cenizas ha sido determinado directamente al quemar un bosque secundario de 17 años de edad, en un Typic Paleudult de Yurimaguas, Perú. Los datos de Seubert et al., (1977), indican los efectos benéficos significativos de la ceniza en las propiedades químicas del suelo, lo cual resulta en mayores rendimientos de una serie de cultivos durante los primeros años después del desmonte. Hay una variabilidad considerable entre sitios en lo que respecta a la cantidad de ceniza y su composición nutricional, debido a las diferencias en las propiedades del suelo, a las técnicas de desmonte y a la proporción de biomasa forestal realmente quemada. Silva (1978) estima solo un 20 porciento de la biomasa forestal derivada se convirtió realmente en ceniza después de la quema del bosque virgen (Sanchez, 1990). Es factible que el valor de la ceniza como fertilizante sea menos importante en suelos con altos niveles de bases. Cordero (1964) observó que los aumentos en la disponibilidad de fósforo y potasio causados por la quema de la biomasa forestal de un Entisol con un ph 7 en Santa Cruz - Bolivia no aumentaron los rendimientos de cultivo. Entre los sistemas alternativos de manejo recomendados para la recuperación de las áreas chaqueadas y de esta forma darles un uso sostenible se encuentran (Bandy et al., 1994, cit en Sanchez, 1990) - Manejo juicioso de insumos, cobertura vegetal y residuos de cosecha, resultando en

un nivel sostenido de materia orgánica. - Sistemas de rotación de cultivos, de tal forma que permitan que los cultivos se

siembren en forma continua, con aplicaciones correctas de cal, fertilizante y abono verde si estos se encuentran disponibles, ya que los suelos tropicales son capaces de producir rendimientos sostenibles en sistemas bien manejados (Sánchez y Benites, 1987, cit en Sanchez, 1990).

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- Mantener la superficie del suelo cubierta todo el tiempo. La erosión del suelo puede ser controlada con el uso de sistemas agroforestales. Las técnicas adecuadas incluyen el cultivo en callejones en pendientes, pasturas cercadas, sistemas de rotación de cultivos anuales, árboles y barbechos forestales manejados sosteniblemente.

Existen variadas experiencias tanto en el ámbito local como en Latino América en cuanto a las alternativas al corte, a continuación se mencionan las más importantes y posibles de recomendar:

Raleos selectivos: El raleo selectivo se practica para favorecer el crecimiento de unas especies determinadas. Los criterios de selección no sólo se limitan a los criterios silvoculturales, sino también a factores como el valor forrajero, la capacidad de fijación de nitrógeno, la capacidad de controlar malezas, la calidad de sombra, el valor de la producción de frutas, y otros factores más.

Envenenamiento o anillado de árboles: Otra forma de realizar los raleos

selectivos es mediante el envenenamiento o anillado de árboles para la liberación de algunos de éstos en bosques naturales y para eliminar otros considerados de poco valor. Permite habilitar terrenos sin necesidad de cortar todos los árboles, limitando los daños causados por la caída del árbol.

Raleos sistemáticos: Otra forma de ralear un bosque es en forma sistemática. Un

ejemplo del raleo sistemático es en plantaciones donde se ralea hilera de por medio con el fin de liberación. La desventaja de este sistema es que no toma en cuenta los árboles superiores que si se tomarían en cuenta en el raleo selectivo. Por esta razón, puede haber una reducción en el volumen producido o en el valor de la madera. La ventaja es que permite raleos direccionales que pueden reducir los costos de implementación y reducir los daños causados a los árboles vecinos. Se puede realizar raleos direccionales con orientación este - oeste para así optimizar la entrada de la luz, con una anchura de la faja raleada variando según diferentes criterios: la altura del dosel del bosque y la anchura de la copa de los árboles más grandes; en tierras en pendiente es más recomendable realizar los raleos basándose en curvas de nivel.

Raleo sistemático combinado con selectivo: En la práctica se puede combinar

los sistemas de raleo sistemático con raleo selectivo. Se planifica las actividades como si fuera para la implementación del raleo sistemático, sea en fajas rectas o en curvas de nivel. Al iniciar el raleo se toma en cuenta la vegetación natural dejando o liberando los árboles que se ubican dentro de la faja de valor comercial por la madera o algún otro producto o servicio útil. De igual forma se puede realizar raleo sistemáticos en una dirección, por ejemplo este–oeste, luego raleo selectivos en la dirección contraria.

Podas: En vez de derribar o envenenar un árbol se puede regular la forma o ritmo

de crecimiento mediante la poda, y así manejar el grado de competencia del árbol

123

con sus vecinos. Hay muchas diferentes formas de podar árboles; se puede podar las ramas o el tallo principal. Hay diferentes alturas de poda y formas de manejar la poda, como por ejemplo variación de la época de poda, frecuencia de poda, etc. En los árboles maderables y frutales hay también podas de formación que se realizan para mejorar el rendimiento del árbol.

Alternativas a la quema: El propósito del fuego es dejar el terreno limpio y libre de

malezas para facilitar la siembra y las posteriores labores culturales, y también liberar los nutrientes almacenados en la masa de vegetación para que estén disponibles para los cultivos. El problema del uso del fuego como herramienta para la preparación del terreno es que no discrimina, no puede seleccionar entre las plantas útiles y las que no sirven. El uso del fuego también desperdicia nutrientes en la volatilización de nitrógeno y azufre. La quema de los residuos orgánicos provoca también la pérdida de materia orgánica que podría ayudar a mejorar la estructura del suelo, y así aumentar su capacidad productiva.

Coberturas muertas: Las ramas y hojarasca forman una cobertura natural del suelo

que actúa como un “mulch”. El mantenimiento de una cobertura muerta en la superficie tiene también el beneficio de reducir la susceptibilidad a la erosión hídrica de suelos en pendiente.

Cultivos de cobertura: Se puede combinar las prácticas de raleo con el uso de

coberturas vivas. El uso de leguminosas trepadoras o rastreras en esta situación tiene algunas ventajas sobre el uso de una cobertura muerta. El aporte de nitrógeno fijado por las leguminosas puede acelerar la descomposición de la materia orgánica que, por lo general, tiene una relación CN relativamente alta. La presencia de cobertura contribuye al mantenimiento de la humedad del suelo, y especialmente de los residuos orgánicos bajo la cobertura, lo que acelera la tasa de descomposición de la materia orgánica. El mismo peso de la cobertura viva ayuda también a aplastar las ramas, mejorar su contacto con el suelo, lo que facilita el proceso de descomposición.

Tracción animal: Una de las funciones de la quema es deshacerse de los residuos

orgánicos que estorban en la producción agropecuaria. Sin embargo, ha sido poco considerada la opción del uso de la tracción animal para la habilitación o preparación del terreno en sistemas de producción que no usan la fuerza mecánica. El uso de sistemas de cero labranza con tracción animal está bien desarrollado en el sur de Brasil. Se cuenta con equipos de siembra directa y manejo de coberturas vivas o muertas para la preparación de terreno y siembra. Esta tecnología presenta una oportunidad de ampliar la superficie cultivada y reducir la dependencia en la quema para la habilitación de terrenos.

Quemas controladas: A lo largo, el aporte de materia orgánica a la superficie puede

ser más útil para mantener la fertilidad del suelo, facilitar el control de malezas y reducir la susceptibilidad a la erosión del suelo. Quemas de intensidad más reducida en relación a la quema tradicional, pueden ser de mejor utilidad por la conservación

124

de la materia orgánica en el suelo. Se puede controlar la intensidad de la quema, por la época de quema o por la duración de del secado de la vegetación derrumbada.

El cultivo de arroz inundado: Entre las ventajas más importantes de este sistema

se encuentra: eliminación de problemas de sequía y malezas, incremento en el ph de los suelos y al mismo tiempo la reducción de la toxicidad causada por manganeso y aluminio, incremento de la fertilidad del suelo (aumenta la disponibilidad de fósforo, molibdeno y silicio), de igual manera favorece la mineralización de nitrógeno orgánico y en general incrementa la materia orgánica del suelo debido al crecimiento de algas y bacterias presentes en el agua, muchas de las cuales son fijadoras de nitrógeno. Por otro lado el sistema inundado permitiría obtener más de una cosecha al año.

Conjuntamente estas alternativas de manejo sostenible, se deberán adoptar para el caso del país, las siguientes medidas: - Incorporación de las comunidades locales en las decisiones sobre el manejo de

bosques y tratar de reducir la presión social que conduce a la conversión de tierras en los bosques tropicales.

- Los planes de manejo deberán estar orientados a evitar e establecimiento de pequeñas concesiones en el trópico, y tratar de llevar a cabo un manejo integral de una zona o región, de tal forma que permita manejar los bosques de una manera sostenible. Con este propósito en cada zona o región deberá existir un plan de manejo, coordinado entre las instituciones y comunarios de la zona para el aprovechamiento de los recursos forestales existentes.

Actualmente, a nivel Internacional muchas Centros de Investigación y Organizaciones Internacionales han unido sus esfuerzos conformando un Comité, para formular Iniciativas Globales Y Alternativas a la Tala y Quema. El comité conformado por 17 instituciones y de la cual Bolivia no forma parte, esta presidido por el ICRAF (International Center for Research in Agroforestry), cuya sede se encuentra en Nairobi, Kenya. 2.4.3.5. REGENERACION NATURAL DE BOSQUES Cuantificación de la medida Los probables escenarios futuros, si se aplica la medida de mitigación son mostrados en la (Tabla 2.12), en donde a partir del área de acción del año 1998, se proyectan las futuras áreas de acción, asumiendo un incremento del orden de 500 ha anuales. Para estimar la cantidad de C02 fijado por la vegetación regenerada, se utilizó la ecuación No. 2, descrita en los manuales del IPCC (Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, IPCC, 1996). En este caso el valor de la tasa anual de crecimiento vegetal utilizado para las estimaciones fue de 12.50 t ms/año/ha para bosques tropicales, y de 0.50 (por defecto) el contenido de carbono en la biomasa vegetal.

125

Tabla 2.12. Fijación de Dióxido de Carbono Mediante la Regeneración Natural de Bosques Tropicales en Bolivia.

AÑO AREA DE FIJACION PORCIENTO COSTO COSTO

ACCION (HA) CO2 (Gg) REDUCCION UNITARIO TOTAL (1) (2) (3) U$/Gg 103 USS

1998 10,000.00 206.44 0.41 19,376.32 4,000,000 1999 10,500.00 423.20 0.81 9,924.46 4,200,000 2000 11,000.00 650.28 1.21 6,766.34 4,400,000 2005 13,500.00 1940.51 3.49 2,782.77 5,400,000 2010 16,000.00 3488.79 6.04 1,834.44 6,400,000 2015 18,500.00 5295.12 8.62 1,397.51 7,400,000 2020 21,000.00 7359.50 10.85 1,141.38 8,400,000 2025 23,500.00 9681.92 12.24 970.88 9,400,000 2030 26,000.00 12262.39 12.27 848.12 10,400,000

(1) El área de fijación de Dióxido de carbono es acumulativa, para un período de 30 años (2) Porcentaje de reducción de C02 en relación al total liberado por el sector (Escenario de línea base, Tabla 2.4). * 400 US$. costo unitario de regeneración por hectárea La cantidad potencial de carbono fijado, estimado para estos bosques tropicales fue de 5.6 t C/ha anualmente (20.6 t C02/ha), para un período de 30 años, aunque este período puede ser superior a 30 años. Comentarios a la medida En el ámbito local existe muy poca información sobre regeneración natural y ciclos biológicos de especies. Moraes (1996), reporta estudios en cuatro especies de palmeras bolivianas: "palma blanca" Copernicia alba, "jatata" Geonoma deversa, "sunkha" Parajubaea sunkha, "asaí" Euterpe precatoria. Entre las palmeras, la elevada proporción de individuos juveniles no necesariamente implica su “seguro de vida”, hay que considerar factores como competencia, distancia mínima tolerable entre individuos, tasa de herbivoría en el bosque, exposición entre otros. Según Homma (1992), cit. en Moraes (1996), Mientras la tasa de regeneración del recurso se iguale a la tasa de agotamiento (a través de la explotación) hipotéticamente esta forma podría continuar por siempre. Sin embargo el patrón de uso es carente de sostenibilidad, ya que los bosques que son ricos en recursos extraibles, son explotados indiscriminadamente o son aclareados a través de la expansión de la frontera agrícola. Es conveniente considerar en esta medida de mitigación, la regeneración natural de árboles en pasturas. Mientras existan árboles semilleros contiguos, la regeneración natural de árboles, palmas y frutales en los pastos puede ser muy abundante, si las pasturas no son sometidas al fuego anual. La regeneración a través de los tocones (rebrotes) de los árboles talados es muy común. Especies pertenecientes a las Meliáceas, Lauráceas, Boragináceas y Leguminosas, retoñan con frecuencia.

126

La regeneración natural en los pastos se tolera cada vez más desde que se ha visto el deterioro de los pastizales por erosión y empobrecimiento de los suelos. Las pasturas asociadas con árboles de regeneración natural son muy abundantes, especialmente en las zonas de pequeños colonos en toda la región. La gama de especies que se toleran en los pastos es muy amplia (Tabla 2.13).

Tabla 2.13. Especies de Regeneración Toleradas en los Pastizales de Santa Cruz – Bolivia.

ARBOLES TOLERADOS PASTOS ASOCIADOS

Peltophorum sp. Pithecelobium saman Pithecelobium scalare Swietenia macrophylla Inga sp. Cedrela fissilis Acrocomia totai Mauritia flexuosa Copernicia alba Amburana caerensis

Axonopus compressus Paspalum notatum Brachiaria humidicola B. Brizantha Panicum maximum Cynodon plectostavhium

FUENTE: Brack (1994) 2.4.3.6. IMPLEMENTACION DE SISTEMAS AGROFORESTALES (SAFS). Cuantificación de la medida Se pretende el establecimiento de proyectos piloto, para una extensión de 5,000.00 ha en un primer año, incrementándose a razón de 10% para los posteriores años (Tabla 2.14). Para estimar la cantidad de CO2 fijado (UPTAKE), se utilizó la ecuación No. 2, descrita en los manuales del IPCC (Guidelines for National Greenhouse Gas Inventores, IPCC, 1995). Se asume que la tasa anual de incremento de la biomasa es de 3.00 t ms/año/ha para un período de 50 años y de 0.50 (por defecto) el contenido de carbono en la biomasa vegetal seca. La cantidad potencial de carbono fijado, utilizando este sistema de manejo, es estimado en 1.35 t C/ha anualmente (4.95 t CO2/ha/año), para un período de 50 años.

Tabla 2.14. Fijación de Dióxido de Carbono, Mediante la Implementación de Sistemas Agroforestales en Bolivia.

AREA DE FIJACION PORCIENTO COSTO COSTO

127

AÑO ACCION(HA) CO2 (Gg) REDUCCION UNITARIO TOTAL (1) (2) (3) U$/Gg 103 USS

1998 5000.00 24.77 0.05 80,734.69 2,000,000 1999 5500.00 52.02 0.10 42,289.60 2,200,000 2000 6050.00 82.00 0.15 29,513.28 2,420,000 2005 9743.59 283.30 0.51 13,757.49 3,897,434 2010 15692.14 607.49 1.05 10,332.46 6,276,856 2015 25272.35 1129.61 1.84 8,949.09 10,108,940 2020 40701.37 1970.48 2.91 8,262.23 16,280,549 2025 65549.97 3324.72 4.20 7,886.39 26,219,988 2030 105568.88 5505.73 5.51 7,669.75 42,227,553

(1) Se asume un incremento anual de 10% del área de acción. (2) El área anual de fijación de Dióxido de carbono es acumulativa. (3) Porcentaje de remoción de CO2 en relación al total liberado por el sector No Energético

(Escenario de Línea base, Tabla 2.4). (4) 400 US$ costo unitario de establecimiento de parcelas con sistema agroforestal por hectárea. Comentarios a la medida Los sistemas y prácticas agroforestales (SAFs) son muy antiguos y muy comunes en la región amazónica, y son practicados profusamente tanto por pobladores indígenas como por colonos. La mayor parte de los sistemas conocidos en la región han sido desarrollados por los mismos pobladores. Los SAFs, ciertamente, no son la panacea para la solución de los problemas ambientales en la Amazonía, pero si constituyen un apoyo a las actividades agropecuarias, porque: - Controlan la degradación acelerada de los suelos. - Producen beneficios directos (madera, alimentos, leña, medicina, etc.) e indirectos

(abono, fijación de nitrógeno, etc.) a los pobladores. - Reducen la migración continua de los pobladores hacia nuevas áreas boscosas,

concentrándolos por más tiempo o en forma permanente en sus parcelas por la no degradación de los suelos. Esto repercute en la conservación de los bosques y en la regeneración de los mismos.

- Los SAFs apoyan la conservación de la diversidad biológica, tanto de recursos genéticos, por la alta variedad de especies utilizadas, como de especies asociadas de flora, fauna y microorganismos. Los datos disponibles demuestran que en las parcelas agroforestales se conservan especies de plantas y animales en forma muy superior a parcelas de monocultivos de pastos agrícolas.

Se ha podido comprobar que existen experiencias muy interesantes y eficientes de SAFs, que, por desgracia, no son difundidas y dadas a conocer en forma adecuada entre los pobladores rurales. Los centros e instituciones amazónicas, dedicadas a la extensión y promoción agropecuarias, deberían poner un alto esfuerzo en recoger las experiencias de los pobladores y difundirlas. Esto también ayudaría a valorar las experiencias de los pobladores, porque muchos de los SAFs han sido desarrollados y son practicados por ellos (Brack, 1994).

128

Para Brack (1994), los SAFs constituyen, en muchos casos, una forma de ahorro y capitalización para los productos rurales. Se ha podido comprobar, a través de diversos casos expuestos, que el productor ahorra en forma de no tener necesidad de comprar insumos agrícolas (fertilizantes, por ejemplo), especialmente en los casos de especies que son fijadoras de nitrógeno, y que producen abundancia de materia orgánica. En otros casos, son una forma de capitalización de la finca a futuro con la acumulación de árboles maderables en periodos relativamente cortos (10 a 20 años). Los SAFs contribuyen en forma importante al auto abastecimiento de productos para los pobladores rurales, siendo al mismo tiempo una fuente de ingresos económicos (madera, frutos, etc.) y para afrontar situaciones de crisis económica, especialmente de costos de alimentos y energía. La promoción de los SAFs no debe basarse solamente en especie maderable, sino que son de gran importancia de las especies de beneficios múltiples (madera, alimentos, fertilizantes, etc.). Los SAFs más comunes existentes en la Amazonía se basan, precisamente, en especies de beneficios múltiples y en el uso de una alta diversidad de especies al mismo tiempo, Muchas iniciativas, venidas del exterior, han fracasado por no tener en cuenta este aspecto. Los SAFs, prácticamente, sólo ofrecen ventajas para los productores y a la conservación de los recursos naturales de la región (flora, fauna, recursos genéticos, suelo, agua, etc.). Su aplicación no va en detrimento ni de los recursos naturales, y, por el contrario, ofrecen ventajas económicas directas e indirectas. De lo expuesto anteriormente y de la distribución del uso de la tierra en la Amazonía se derivan las grandes prioridades o lineamientos de políticas a futuro, para afrontar el reto del desarrollo sustentable amazónico: - Una alta atención a las áreas ocupadas e intervenidas, que cuentan con población e

infraestructura, derivada de los proyectos de colonización. - Rescatar y buscar opciones productivas para utilizar la Amazonía poco o nada

intervenida sin destruir los ecosistemas. - Los Sistemas Agroforestales (SAFs) como apoyo en la producción en la Amazonía. - Los SAFs constituyen un apoyo decisivo a las actividades productivas, de

conservación y de recuperación de recursos naturales en las tierras actualmente en uso agropecuario, degradadas y abandonadas por: mantener el flujo de energía en los ecosistemas en niveles satisfactorios para utilizar las áreas en forma prolongada o permanente, sin llegar a degradaciones irreversibles; asegurar la estabilidad en los sistemas agropecuarios y restituir los flujos de nutrientes utilizados; Asegurar la producción de alimentos y el uso de insumos adaptados al medio natural, sin producir alteraciones significativas en la biodiversidad o conservando la máxima biodiversidad posible.

- Basarse en las necesidades y experiencias socioeconómicas e la región en primer lugar.

129

- Implicar costos mínimos, pero con alta eficiencia, e incentivar la diversificación productiva.

- Implicar una transformación menos profunda e irreversible de los sistemas ecológicos, previendo alteraciones más profundas en la región.

- Recuperar tierras degradadas, y regenerar bosques en las áreas intervenidas. - Mejoramiento de la producción en las áreas ya intervenidas y que se manejan en

forma no sostenible. Para el mejoramiento de la producción en las áreas actualmente en uso se debe tener en cuenta: - Los sistemas de producción deben estar adecuadas al medio. - Fortalecer los cultivos nativos y de valor promisorio, dando valor agregado a los

productos. - Considerar al bosque como parte integral de la estrategia. El bosque puede ser

productivo. La valoración a sus potenciales hará más fácil su conservación. En nuestro país las instituciones probables de llevar a cabo las actividades relacionadas a la medida de mitigación son: La Dirección General de Conservación de Tierras y Cuencas del MDSP, en coordinación con las prefecturas departamentales, AGRUCO de la Universidad de San Simón, El Instituto de Investigaciones Agropecuarias de la Facultad de Agronomía, UMSA, el Vallecito de la Universidad Gabriel René Moreno de Santa Cruz, Sistema Nacional de Areas Protegidas (SNAP) y ONG’s del área rural relacionadas al tema. 2.4.4. RESULTADOS DEL ESCENARIO DE MITIGACION CON MEDIDAS

PLANTEADAS En el caso que se apliquen las medidas de mitigación descritas anteriormente, se observará determinada reducción en la emisión de Gases de Efecto Invernadero (Dióxido de Carbono) presentadas en la (Tabla 2.15). Este escenario de mitigación resulta de la sumatoria en la reducción y fijación de GEIs de las medidas de Mitigación de Emisiones en los Sectores Agrícola - Forestal. Si el estado boliviano llega a ejecutar las medidas de mitigación propuestas, es posible reducir las emisiones de Dióxido de carbono provenientes del sectores No-energéticos de referencia y principalmente del Sector Forestal que emite la mayor cantidad del CO2 liberado en Bolivia. La reducción de CO2, será del orden de 16.03% para el año 2000, de un 22.64% para el año 2005, de 28.58% para el año 2010, 30.13% para el año 2015, 44.59% para el año 2020, 49.02% para el año 2025 y 49.22% para el año 2030 aproximadamente, (Gráfico 2.8).

Tabla 2.15. Reducción total en la emisión de Dióxido de Carbono, resultante del escenario de

Mitigación y su comparación respecto al Escenario Línea Base, sin medidas de mitigación.

130

MEDIDAS DE MITIGACIÓN PARA LOS AÑOS

SUB SECTORES AGRICOLA -

FORESTAL 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Dioxido de Carbono

Forestación y Reforestación 1,443.39 2,779.98 4,371.25 6,217.20 8,317.82 10,673.11 13,283.08

Aprovechamiento Maderero Eficiente 2,576.71 3,288.60 4,197.18 5,356.79 6,836.77 8,725.64 11,136.37

Regeneración Natural de Bosques 650.28 1,940.51 3,488.79 5,295.12 7,359.50 9,681.92 12,262.39

Mejorar el control de las áreas protegidas 3,769.90 4,162.28 4,595.49 5,073.79 5,601.88 6,184.93 6,828.66

Alternativas a la Agricultura Migratoria 107.44 119.82 132.19 144.57 156.94 169.32 181.69

Implementación de sistemas Agroforestales 81.92 283.04 606.94 1,128.58 1,968.69 3,321.69 5,500.72

TOTAL (Gg) ESCENARIO A

UTILIZANDO MEDIDAS DE MITIGACION 8,629.64 12,574.23 17,391.84 23,216.05 30,241.60 38,756.61 49,192.91

TOTAL (Gg) ESCENARIO B

SIN MEDIDAS DE MITIGACION 53,828.43 55,533.42 57,719.34 61,444.61 67,814.21 79,068.47 99,935.20

PORCENTAJE DE REDUCCIÓN 16.03% 22.64% 30.13% 37.78% 44.59% 49.02% 49.22%

Fuente Propia

2000 2005 2010 2015 2020 20252030

ESCENARIO DE MITIGACIÓN

ESCENARIO BASE0

20000

40000

60000

80000

100000

Gg

de C

O 2

AÑOS

Gráfico 2.8. Emisiones de Dióxido de Carbono en los Escenarios Base y de Mitigación

131

Gráfico 2.9. Reducción de Dióxido de Carbono con las Diferentes Medidas de Mitigación

2.4.5. EVALUACION DE LAS MEDIDAS DE MITIGACION El conjunto de medidas de mitigación propuestas tiene, las funciones de generar sumideros y conservar aquella masa boscosa natural donde se encuentra fijado el Dióxido de carbono, al mismo tiempo que se preserve la cobertura vegetal, también se obtienen beneficios en el carbono presente en el suelo y la conservación de la biodiversidad. Las medidas, evidentemente tienen efecto en el recurso natural renovable, sin embargo, también trascienden a un ámbito esencialmente social. Todo logro o meta alcanzada en mitigación tiene un beneficio social difícil de cuantificar pero sí de identificar y potenciar para obtener efectos multiplicadores en la implementación de las medidas. En este sentido, la evaluación de las medidas de mitigación se la realiza confrontando cada una de ellas con los pilares básicos del paradigma del desarrollo sostenible, es decir, con lo tecnológico, económico, social y ecológico. De acuerdo a la matriz de decisión del sector forestal, las medidas de mitigación que actualmente se encuentran comprendidas dentro de los Planes, Programas y Proyectos nacionales o sectoriales son los siguientes:

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000G

g de

CO

2

AÑOSMejorar el control de las áreas protegidas 3769.9 4162.28 4595.49 5073.79 5601.88 6184.93 6828.66

Aprovechamiento Maderero Eficiente 2576.71 3288.6 4197.18 5356.79 6836.77 8725.64 11136.37

Forestación y Reforestación 1443.39 2779.98 4371.25 6217.2 8317.82 10673.11 13283.08

Regeneración Natural de Bosques 650.28 1940.51 3488.79 5295.12 7359.5 9681.92 12262.39

Alternativas a la Agricultura Migratoria 107.44 119.82 132.19 144.57 156.94 169.32 181.69

Implementacion de Sistemas Agroforestales 81.92 283.04 606.94 1128.58 1968.69 3321.69 5500.72

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Medidas de Mitigación Sector No energético

132

Mejorar el control de Areas Protegidas, Aprovechamiento maderero eficiente, Forestación y Reforestación, actualmente cuentan con proyectos específicos que se vienen ejecutando en diferentes regiones del país, tanto por organizaciones gubernamentales como no gubernamentales. De la misma forma, cuentan con futuros proyectos a ejecutarse y la gran mayoría en búsqueda de financiamiento. Las restantes medidas de mitigación (regeneración natural de bosques y alternativas a la agricultura migratoria), aunque no se encuentran comprendidas dentro de los actuales Planes Nacionales y Sectoriales, si están contemplados para su ejecución futura, donde su Implementación es importante para la recuperación de suelos y de la propia regeneración de los bosques, tendientes a su uso sostenible. La forestación, reforestación, y regeneración natural de bosques, son muy importante puesto que incrementan los sumideros de Dióxido de carbono, es así que una ordenación más eficaz de los bosques naturales puede aumentar la productividad y la capacidad de los mismos de almacenar carbono, a través de un crecimiento más rápido del mantenimiento de óptimos niveles de existencias y protección contra incendios, plagas y enfermedades. Las medidas de mitigación referidas al aprovechamiento maderero eficiente, alternativas de agricultura migratoria, tendrá mucho que ver con un aprovechamiento mucho más eficiente que pueda reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero de los bosques, un aprovechamiento maderero correcto comienza con el desarrollo de planes de ordenación y aprovechamiento forestal, donde los planes de ordenación forestal incluyen mapas y descripciones de las áreas que van a ser taladas y protegidas, información contractual y otras líneas de política generales, si bien no produce resultados inmediatos, es importante para conservar los actuales niveles de carbono de los bosques, evitando la deforestación, al mismo tiempo conservar la Biodiversidad. Finalmente la medida de mitigación orientada al Fortalecimiento de la Capacidad de Planificación, Protección y Vigilancia de Areas Protegidas, aparte de preservar la fauna y flora silvestre, es importante para conservar los actuales niveles de carbono, evitando futuros incrementos en al tasa de deforestación de los bosques en las zonas tropicales del país. La matriz de decisiones para el Sector Agrícola, permite distinguir que la medida de mitigación de Sistemas Agroforestales, esta actualmente comprendida dentro de los actuales y futuros Planes, Proyectos Nacionales y Sectoriales. Si bien esta medida por su elevado costo de Implementación no deja de ser importante debido a que incrementa los sumideros de dióxido de carbono y al mismo tiempo soluciona parte de los problemas de derivados de la degradación de la tierra en nuestro país. Es por esto y muchas razones que los bosques todavía ofrecen muchas posibilidades para la ordenación de los recursos forestales no madereros. Estas posibilidades incluyen: proporcionar el hábitat para la fauna, establecer sitios donde especies raras o

133

en peligro de extinción puedan ser protegidas, conservación in situ de los recursos genéticos, desarrollo de oportunidades de recreación al aire libre, protección de los recursos del suelo, agua y recolección de productos no madereros como frutos silvestres y de uso medicinal. Probablemente este tipo de bosques tendrá una capacidad limitada de absorción de carbono, pero a menudo estos bosques comprenden grandes áreas de bosques adultos en los que la absorción es casi equivalente a la liberación del mismo. 2.4.6. POTENCIALIDADES En este acápite identificamos a los actores potenciales ya sea como agentes de cambio al implementar y difundir las medidas de mitigación de emisiones de GEI ó como beneficiarios co-ejecutores y agentes multiplicadores de las diferentes técnicas a implementar. Actores primarios: aquellos que están ligados a las actividades de explotación y/o

aprovechamiento del bosque: (Tabla 2.16).

Tabla 2.16.

Actores Región Amazónica Actividades con relación al Cambio

Climático Potencialidades como agentes en Mitigación

Pueblos Indígenas

Beni: Arawak, Baure, Ignaciano, Esse Ejja, Cavineño, Cayu Baba, Moxeño, Mosetene, Chimane, Sirionó, Chacobo, Takana, Itenez, Canichana, Movima, Itonama, Yuracaré, Guarayo, Pando: Yaminawa, Pakawara, Esse Ejja, Takanas, Cabineño, Moxeño, Movima. Santa Cruz: Chiquitano, Moxeño, Sirionó, Guarasug'we Pauserma, Guarayo. Cochabamba: Yuki, Yurakare, Moxeño, Movimas, Chimane, Guarayo, Cayu Baba. La Paz: Mosetene, Chimane, Araona, Takana, Esse Ejja, Toromonas, Moxeño, Movima, Yuracaré, Itonama, Cavineño, Guarayo, Chacobo, Baure.

-Agricultura migratoria -Conocimiento del manejo del bosque. -Conocimientos de la flora y fauna. -Usos no maderables del bosque. -Territorios Indígenas legalmente reconocidos.

Empresas Madereras

Beni: 25 empresas (2,412,331 ha) Pando: 4 empresas (398.000.00 ha) Santa Cruz: 52 empresas (4,326,664.00 ha) Tarija: 8 empresas (329,322.00 ha) La Paz: 15 empresas (1,628,374.00 ha)

-Explotación irracional del bosque. -Planes de manejo inoperantes. -Tala selectiva. -Daños en la gran parte de la explotación, limitando la regeneración natural.

-Implementar gradualmente planes de manejo adecuados a cada región. -Incorporar tecnología menos degradante para el medio. -Generar recursos económicos (a ser invertidos en mitigación) dando valor agregado a la madera extraida.

Áreas de Colonización

Beni: Yucumo, Rurrenabaque. Pando: Santa Cruz: San Julián-El Cerro, Yapacaní-Buen Retiro. Cochabamba: Chimoré La Paz: Caranavi, La Asunta, Charazani-Apolo, Consata-Mapiri, Apolo-Sanfermín, San Buenaventura-Ixiamas, Alto Beni. *Superficie colonizada: 3,024,218.00 ha. *Áreas potenciales para colonización dependerá de Ordenamiento Territorial.

-Deforestación para el avance de la frontera agrícola. -Quema de extensas áreas. -Implantación de pasturas para cría de ganado.

-Se encuentran muy motivados e interesados en la implementación de Sistemas Agroforestales (SAFs). -Son bastante receptivos a nuevas propuestas.

Fuente Propia

134

Actores secundarios: aquellos que ingresan con propuestas vinculadas al accionar del grupo ético, comunidad o localidad. Actualmente este ingreso a la vida de la comunidad se lo realiza a través de nuevos enfoques mucho más participativos y autogestionarios. Para este fin se presenta un listado de Instituciones, Programas, Proyectos y toda aquella actividad vinculada a las medidas de mitigación: (Tablas 2.17 al 2.21)

Tabla 2.17. Actores Secundarios. (Probables organizaciones líderes y de cooperación para la

implementación de las diferentes medidas.) MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROBABLES ORGANIZACIONES

PANDO

Agrícola – Forestal

Manejo Forestal

Regeneración Natural de bosques MDSP Y PNUD Capacidad 21

ACRA

Forestación y Reforestación BOLFOR y PAF-BOL

CATA

ACRA

FDC

Legislación

Aprovechamiento Maderero Eficiente BOLFOR y PAF-BOL

SNDRP

Mejorar el control de Areas Protegidas CDF

Investigación

Agricultura migratoria CIAT

Corte y quema PROMABOSQUE

Medio Ambiente

Prevención y control de la PRONALDES

Degradación de tierras

Sistemas Agroforestales CATA

ACRA

SIBTA

ACRA: Asociación de Cooperación Rural para Africa y América Latina BOLFOR: Proyecto de Manejo Forestal Sostenible CDF-RNO: Centro de Desarrollo Forestal Regional Nor Oeste

CATA: Centro de Asistencia Técnica Agropecuaria

FDC: Fondo de Desarrollo Campesino

SIBTA: Sistema Boliviano de Tecnología Agropecuaria

MDSP Y PNUD: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación PAF-BOL: Plan de Acción Forestal Bolivia PROMABOSQUE: Programa de Manejo Sostenible de Bosques PRONALDES: Programa Nacional de Desarrollo en Zonas Secas

135

Tabla 2.18. MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROBABLES ORGANIZACIONES

BENI

Agrícola – Forestal Manejo Forestal

Regeneración Natural de bosques PROMABOSQUE OIMT

Forestación y Reforestación CDF-RN OIMT

PROFOREN PROFORE PAF-BOL

Legislación Aprovechamiento Maderero Eficiente OIMT

CIDDEBENI Mejorar el control de Areas Protegidas PAF-BOL

EBB CIDDEBENI

IIFA-UTB Investigación Alternativas a la Agricultura migratoria IIFA-UTB IPHAE

PROMABOSQUE CIDDEBENI PROFORE

Medio Ambiente Prevención y control de la degradación de tierras PRONALDES Sistemas Agroforestales CIDDEBENI

PROFORE IPHAE CEATA

CEATA: Centro Experimental de Asistencia Técnica Agropecuaria CIDDBENI: Centro de Investigación y Documentación para el Desarrollo del Beni EBB: Estaci{on Biológica del Beni IIFA-UTB: Instituto de Investigación Forestal para la Amazonía Boliviana IPHAE: Instituto para el Hombre, Agricultura y Ecología OIMT: Organización Internacional de Madera Tropical PAF-BOL: Plan de Acción Forestal Para Bolivia

PROFOREN: Programa de Forestación, Reforestación y Enriquecimiento PROMABOSQUE: Programa de Manejo Sostenible de Bosques UTB: Universidad Técnica del Beni

136

Tabla 2.19. MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROBABLES ORGANIZACIONES

LA PAZ

Agrícola – Forestal

Manejo Forestal

Regeneración Natural de bosques PRONALDES

AIRFOR

Forestación y Reforestación IE (UMSA)

PROBONA

PAF – BOL

CARITAS

Legislación

Aprovechamiento Maderero Eficiente MAGDR

SIF

PROFOMA

Mejorar el control de Areas SERNAP – MDSP

Protegidas PAF-BOL

LIDEMA

Investigación

Alternativas a la Agricultura migratoria IIA – UMSA

Medio Ambiente

Prevención y control de la PRONALDES

Degradación de tierras

Sistemas Agroforestales MAGDR

PROBONA

AIRFOR: Asociación Internacional Forestal Andina Bolivia

CDF: Centro de Desarrollo Forestal

CARITAS:

IIA – UMSA: Instituto de Investigaciones Agropecuarias

IE- UMSA: Instituto de Ecologia

LIDEMA: Liga de Defensa del Medio Ambiente

PAF-BOL: Plan de Accion Forestral para Bolivia

PROBONA: Programa Bosques Nativos

PROFOMA: Policía Forestal y Medio Ambiente PRONALDES: Programa Nacional de Desarrollo en Zonas Secas PROMABOSQUE: Programa de Manejo Sostenible de Bosques

MAGDR: Ministerio de Agricultura, Ganaderia y Desarrollo Rural

MDSP: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación

SERNAP-MDSP: Servicio Nacional de Areas Protegidas

UMSA: Universidad Mayor de San Andrés

137

Tabla 2.20. MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROBABLES ORGANIZACIONES

SANTA CRUZ

Agrícola – Forestal

Manejo Forestal

Regeneración Natural de bosques UAGRM

Forestación y Reforestación PROMABOSQUE

SIF Legislación

Aprovechamiento Maderero Eficiente BOLFOR –MDSP

CIDOB

Mejorar el control de Areas FAN

Protegidas

Investigación

Alternativas a la Agricultura migratoria BOLFOR – MDSP

CIAT

UAGRM

UNAMAZ

Medio Ambiente

Prevención y control de la

Degradación de tierras PRONALDES

Sistemas Agroforestales I.I.A "EL VALLECITO" (UGRM)

CIMAR

BOLFOR

CIAT

BOLFOR: Proyecto de Manejo Forestal Sostenible

CDF: Centro de Desarrollo Forestal

CIAT: Centro de Investigación Agrícola Tropical

CIMAR: Centro de Investigación y Manejo de Recursos Naturales Renobables

CIDOB: Confederación Indígena del Oriente, Chaco y Amazonia

FAN: Fundación Amigos de la Naturaleza

IIA- UGRM: Instituto de Investigaciones Agropecuarias

MDSP: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación

PROMABOSQUE: Programa de Manejo Sostenible de Bosques PRONALDES: Programa Nacional de Desarrollo en Zonas Secas UAGRM: Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno

UNAMAZ: Unión de Universidades de la AmazoniaSIF: Superintendencia Forestal

138

Tabla 2.21. MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROBABLES ORGANIZACIONES

COCHABAMBA

Agrícola – Forestal

Manejo Forestal

Regeneración Natural de bosques ETSFOR (UMSS)

AGRUCO (UMSS)

FAO

Forestación y Reforestación PROFOR

FTPP

ETSFOR (UMSS)

PAFKUN

DESEC

PAF-BOL IBTA-CHAPARE

Legislación

Aprovechamiento Maderero Eficiente BOLFOR

SIF

Mejorar el control de Areas DESEC

Protegidas PNT

CDF

PAF-BOL

Investigación

Alternativas a la Agricultura migratoria ETSFOR (UMSS)

Uso eficiente de la leña AGRUCO

Medio Ambiente

Prevención y control de la PRONALDES

Degradación de tierras AGRUCO (UMSS)

Sistemas Agroforestales AGRUCO (UMSS)

ETSFOR

AGRUCO- UMSS: Agroecología Universidad de CBBA

CDF: Centro de Desarrollo Forestal

DESEC: Centro de Desarrollo Social Económico

ETSFOR-UMSS: Escuela Tecnica Superiór Forestal

FTPP: Forests, Trees and People Programme

PAF-BOL: Plan de Acción Forestal para Bolivia

PAFKUN: Proyecto Agricola Forestal Kunan Mink°a

PNT: Parque Nacional Tunari

PROFOR: Programa de Repoblamiento Forestal PRONALDES: Programa Nacional de Desarrollo en Zonas Secas

UMSS: Universidad Mayor de San Simon SIF: Superintendencia Forestal

139

2.4.7. BARRERAS PARA LA APLICACION DE LAS MEDIDAS DE MITIGACION Los obstáculos o barreras que posiblemente impedirán la implementación de las medidas de mitigación mencionadas anteriormente para el Sector Agrícola - Forestal se detallan a continuación. El factor Socio Económico es la principal barrera para poder ejecutar alguna medida de mitigación debido a dos factores principales: falta de financiamiento y altos costos para su Implementación. Por ejemplo; los análisis efectuados en el presente trabajo, para el año 2000, la medida de más altos costos es la de Forestación y Reforestación que alcanza un valor de 18,198.00 millones de dólares para una fijación de 1,443.39 Gg de dióxido de carbono (en un área de acción de 26,960.00 ha), sin embargo la medida de mejorar el control de áreas protegidas, tiene una mayor eficiencia en términos de conservación del dióxido de carbono (en un área de 8,468.44 ha) con una inversión de 5,758.00 millones de dólares conserva 3,769.9 Gg de dióxido de carbono. Lo que quiere decir que las medidas más caras no necesariamente son las más eficientes. Actualmente la investigación carece de una línea de aplicabilidad (falta de investigaciones aplicadas), es por eso que se debe encaminar los objetivos hacia investigaciones aplicadas al sector Agrícola - Forestal, relacionadas a la ejecución a corto plazo, bajo un sistema de Monitoréo y control que re-alimente la tecnología, para así poder generar mayor conocimiento y nuevas ideas para investigaciones que nos ayuden en la solución de los grandes problemas. Otra barrera está referida a la gran falta de incentivos y apoyo estatal (a través de las Prefecturas y otros entes locales) a diferentes regiones, para planificar e ejecutar proyectos relacionados al área de manejo sostenible y la propia regeneración de masas boscosas La barrera de la negativa del agricultor para implantar alguna técnica nueva de producción ya que este generalmente se resiste al cambio de sus técnicas tradicionales. Otra de las barreras principales es la política Institucional, basadas en el manejo Agrícola - Forestal en Bolivia, donde se espera que este sea mejorado bajo la Nueva Ley Forestal y Ley INRA o peor todavía la falta de cumplimiento a las leyes. La ultima se refiere a la capacitación y asistencia técnica que se le pueden brindar a los facilitadores y en especial al agricultor, por medio de la extensión agrícola, dando a conocer el gran problema del medio ambiente especialmente la implementación de las medidas de mitigación y la existencia del cambio climático, que si no se ejecutan las medidas a tiempo, será demasiado tarde.

140

2.4.8. ANALISIS DE COSTOS Para implementar las seis medidas de mitigación para reducir las emisiones de Dióxido de carbono, de los Sectores Agrícola – Forestal para el año 2000, el presupuesto requerido asciende a la suma de 45.52 millones, las medidas de más altos costos para su implementación son las que se refieren a la forestación y reforestación (18.19 millones de dólares) y las alternativas a la agricultura migratoria (11.27 millones de dólares), en contraste, con menor costo tenemos a la implementación de Sistemas Agroforestales SAF’s con 2.42 millones de dólares, (Tabla 2.22). (Gráficos 2.10 y 2.11).

Tabla 2.22. Costo total y unitario de las Medidas De Mitigación planteadas para reducir las Emisión de CO2, en Bolivia.

AÑO 2000 AÑO 2010 AÑO 2020 AÑO 2030

MEDIDAS DE MITIGACION SECTOR AGRICOLA-FORESTAL

COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO

TOTAL UNITARIO TOTAL UNITARIO TOTAL UNITARIO TOTAL UNITARIO 103 U$ U$/Gg 103 U$ U$/Gg 103 U$ U$/Gg 103 U$ U$/Gg

Aprovechamiento Maderero Eficiente

3,472.88 1,347.80 5,656.95 1,347.80 9,214.57

1,347.80

15,009.57 1,347.80

Forestación y Reforestación

18,198.00 12,607.90 26,028.00 5,954.40 33,858.00

4,070.50

41,688.00 3,138.40

Regeneración Natural de bosques

4,400.00 6,766.34 6,400.00 1,834.44 8,400.00

1,141.38

10,400.00 842.12

Mejorar el control de las áreas protegidas

5,758.54 1,527.50 7,019.63 1,527.50 8,556.89

1,527.50

10,430.80 1,527.50

Alternativas a la Agricultura Migratoria

11,277.80 104,871.77 13,875.73 104,871.77

16,473.67

104,871.77

19,071.60 104,871.77

Implementación de Sistemas Agroforestales

2,420.00 29,513.28 6,276.86 10,332.46 16,280.55

8,262.23

42,227.55 7,669.75

PRESUPUESTO ANUAL (US$)

45,527.21 156,634.59 65,257.16 125,868.37 92,783.68

121,221.18

138,827.52 119,397.34

Los costos unitarios más altos se refieren a la medida de alternativas a la agricultura migratoria, (dólares por Gigagramo de Dióxido de carbono reducido), debido a que en las estimaciones de carbono reducido, no se incluye la cantidad de carbono conservado por la superficie potencial de tierra salvada de la deforestación usando este sistema alternativo de manejo, la cual es estimada según (Sánchez et al. 1990) entre 5 a 10 ha/año. En las otras medidas de mitigación el costo unitario por tonelada de Dióxido de carbono reducido, varia entre 1 a 29 dólares para el año 2000, de 1 a 10 dólares para el año

141

2010, de 1 a 8 para el año 2020, y de 1 a 7 dólares, para el año 2030, este costo se va reduciendo debido ha que el área de fijación de dióxido de carbono es acumulativa, para un determinado periodo de tiempo y que varía entre 30 a 50 años. (Tabla 2.22), (Gráfico 2.11) Al respecto se puede indicar que Costa Rica mediante proyectos enmarcados dentro de las Actividades de Implementadas Conjuntamente esta ofertando al mercado internacional de 8-10 dólares por tonelada de dióxido de carbono fijado o conservado en sus bosques tropicales. (Cruz, 1997) Es necesario hacer notar que si hay medidas tendientes a incrementar los sumideros de Dióxido de carbono, presentan costos elevados por hectárea, debido principalmente al costo que representa el implementar las plantaciones forestales, Agroforestales y Silvopastoriles por unidad de superficie, los cuales varían de 500 a 750 dólares por hectárea, (Cruz, 1997) En el la zona del altiplano el costo aproximado es de 723 dólares por hectárea, en los valles 715 dólares por hectárea, y en los llanos 750 dólares por hectárea, (PAF-BOL, 1998); 650 dólares por hectárea, (Chandrasekharan, 1996). En otros países como México, el promedio es de 580 dólares /ha para el género Pinus y de 387 dólares por hectárea para el género Eulalyptus (Bellon et al. 1994); el Instituto de Ecología da la cifra de 675 dólares por hectárea, donde indican que el Banco Mundial pone la cifra de 400 – 800 dólares por hectárea, (Miranda, 1998). Sin embargo, conforme se incrementan las áreas de acción y varían escenarios de emisión y absorción, el indicador de costos de igual manera cambia en el tiempo, tal aseveración es posible de ser verificada en los datos estimados para el año 2010 el presupuesto asciende a dólares 65,257.16 millones y para el año 2030 donde la medida de Implementación de sistemas Agroforestales reporta él más alto costo con 42,227.55 millones de dólares contra los 10,400.00 millones de dólares invertidos en la medida de regeneración natural de los bosques, llegando a un presupuesto total de 138,827.52 millones de dólares. La compensación de carbono es un mecanismo novedoso de movilización de fondos para la silvicultura y el Desarrollo Limpio de un país. A manera de Ejemplo de los recursos que se pueden obtener a través de los créditos de carbono nos referimos a las concesiones forestales, Donde actualmente existen en Bolivia 5.73 millones de ha., bajo concesión, de esta área el 20 por ciento se puede destinar a Bosques de Protección, equivalente a 1.14 millones de ha. Est área permite conservar 137,520,000 toneladas de carbono en la biomasa aérea del bosque tropical. Considerando a 10 dólares la tonelada de carbono fijado y/o conservado, área considerada permitirá obtener fondos por el monto de 1,375,200.000 dólares.

142

Gráfico 2.10. Relación de costos totales para implementar las medidas de mitigación, en Bolivia, Año 2000 (millones U$).

Aprovechamiento Maderero Eficiente

8%

Mejorar el Control de las Areas Protegidas

13%

Implementacion de Sistemas Agroforestales

5%

Regeneración Natural de bosques

10%

Forestación y Reforestación

39%

Alternativas a la Agricultura Migratoria

25%3,473 U$

5,769 U$

11,278 U$18,198 U$

2,420 U$

4,400 U$

Gráfico 2.11 . Relación de costos unitarios para implementar las medidas de mitigación, en Bolivia, año 2000 (U$/tn de CO2).

Aprovechamiento Maderero Eficiente

1%

Forestación y Reforestación

8%

Regeneración Natural de bosques

4%

Alternativas a la AgriculturMigratoria

67%

Implementacion de Sistemas Agroforestales

19%

Mejorar el Control de las Areas Protegidas

1%

104,9 U$/tn

29,5 U$/tn

1,3 U$/tn

12.6 U$/tn

6,8 U$/tn

1,5 U$/tn

143

2.5. BIBLIOGRAFIA CONSULTADA BANDY, D.; GARRITY, D.; SANCHEZ, P. 1994. El problema mundial de la agricultura

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147

ANEXO 2.1. Datos de entrada al modelo de simulación (COPATH3)

USER INPUT DATA

Session name BASISaz.WK1 BASISNA.WK1 BASISni.WK1 Country BOLIVIA BOLIVIA BOLIVIA Forest type AMAZONIA CHAQUENA CHIQUITANIA Base year 1994 1994 1994 STOCK Forest area (ha) 27433739 9008804 8676383 Proportion of forest type deforested for: Agriculture 0.000839 0.00409 0.0003069 Pasture 0.000625 0.000277 0.0027463 Clearcutting 0.000345 0.00117 0.0001252 Selective cutting 0.000694 0.000656 0.00013514 Other landuses 0.000623 0.0000787 0.0001252 Forest fires 0.0000531 0.000226 0.000030696 Dominant species in this forest type 11 12 8 Carbon content of species (prop of total mass) 0.5 0.5 0.5 Proportion of forest with DS data 0.9 0.65 0.9 Dry biomass density (ton/ha) 311.73 170 242 Proportion of forest with IS data (1-DS) 0.1 0.35 0.1 Overbark stemwood volume (m^3/ha) 127 60 68 Wood density (tonnes/m^3) 0.6 0.8 0.5 Above ground/stemwood biomass ratio 1.69 1.4 1.4 Total/above ground biomass ratio 1.2 1.8 1.8 Stored carbon in the soil (tonnes/ha) 34.4 34.4 60 EMISSIONS

AGRICULTURE Proportion of aboveground biomass carbonized 0.27 0.27 0.27 Slash and burn carbon release proportion 0.4 0.6 0.6 Decomposition period of remaining biomass(yrs) 6 7 6 Proportion of soil carbon released 0.38 0.38 0.38

PASTURE Proportion of aboveground biomass carbonized 0.27 0.27 0.27 Slash and burn carbon release proportion 0.6 0.6 0.6 Decomposition period of remaining biomass(yrs) 6 7 6 Proportion of soil carbon released 0.38 0.38 0.38

CLEARCUT Proportion of biomass left to decompose 0.6 0.8 0.8 Decomposition period of remaining biomass(yrs) 6 7 6 Proportion of soil carbon released 0.4 0.38 0.38 Proportion of CC harvest for long term use 0.3 0.3 0.3 Lifetime of short term use (years) 3 3 3 Average lifetime for long-term products (yrs) 4 7 4

SELECTIVE Selection intensity 0.6 0.6 0.5CUT Proportion of biomass left to decompose 0.4 0.38 0.8

Decomposition period of remaining biomass(yrs) 6 7 6 Proportion of soil carbon released 0.38 0.38 0.38 Lifetime of short term use (years) 3 3 3 Average lifetime for long-term products (yrs) 6 7 4 Proportion of SC harvest for long term use 0.4 0.4 0.4

OTHER Decomposition period of remaining biomass(yrs) 6 7 5 Proportion of biomass left to decompose 0.4 0.4 0.11 Proportion of soil carbon released 0.38 0.38 0.38

FOREST FIRE Proportion of above ground biomass combusted 0.16 0.16 0.01 UPTAKE AMAZONIA CHAQUEÑA CHIQUITANA

AGRICULTURE Proportion of area under annual crops 0.44 0.6 0.58 Proportion of area under perennial crops 0.3 0.14 0.16

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Mean Annual Increment (tonnes/ha) 1 1 1 Carbon content of perennial crop 0.5 0.5 0.45 Proportion of area left fallow 0.26 0.26 0.26 Fallow period (years) 13 5 20 MAI during fallow (tonnes/ha) 0.5 0.5 0.5 MAI after fallow (tonnes/ha) 0.6 0.6 0.6

PASTURE Proportion of area under permanent pasture 0.33 0.4 0.4 Proportion of area left fallow 0.67 0.6 0.6 Fallow period (years) 13 5 20 MAI after pasture (tonnes/ha) 0.5 0.8 0.5

CLEARCUT Proportion of area under reforestation 0.37 0.17 0.022 MAI (tonnes/ha) 1.14 1 1.14 Proportion of area under afforestation 0.63 0.83 0.978 MAI (tonnes/ha) 0.5 1 0.5 Carbon content of afforested species 0.05 0.5 0.5

SELECTIVE Proportion of area under reforestation 0.14 0.17 0.022CUT MAI (tonnes/ha) 8.3 8.3 6

FOREST FIRE Proportion of area under reforestation 0.14 0.17 0.022

MAI (tonnes/ha) 0.5 0.8 0.5