La Bolivia del Gas
Perspectivas hacia el 2010
Christian
Inchauste Sandoval
La Bolivia del Gas
Perspectivas hacia el 2010
Christian Inchauste Sandoval
Parece el triunfo de los fatalistas. El país comienza el 2004 con un turbión que barre en el Chapare la arteria principal de Bolivia. Al mismo tiempo, un maremoto llegado desde Indonesia terminó con las pocas esperanzas que le quedaban al proyecto de exportación de gas natural licuado (LNG, Gas Natural Licuado por sus siglas en inglés) del campo Margarita a Norteamérica. En lo económico, la nota de Standard and Poor’s B- (con tendencia negativa) refleja la dependencia externa del país, los desajustes fiscales de las cuentas estatales (déficit de 8% del PIB), el impacto de cinco años seguidos de recesión, coronados por la pérdida del proyecto LNG y la sucesión de los eventos de febrero y octubre que marcan un parte-aguas en la historia de la democracia boliviana.
A pesar de que el contexto no parece ser tan favorable, pienso que Bolivia debe encarar desde el 2004 el desafío de industrializar el gas y los hidrocarburos. Lo que abarca el innovador proyecto de gas a líquidos (“GTL” por sus siglas en inglés), la posible llegada del consorcio brasilero conformado por Braskem, Copagaz y Petrobras a Puerto Suárez (y ojalá YPFB) para producir polietileno, las posibilidades de exportar energía a nuestros vecinos y otras iniciativas aún en fase preliminar de estudio[1].
Partiendo de la base que nos da la exportación
de gas como materia prima, y si hacemos bien las cosas, para fines de la década
el aporte de la Bolivia del gas y la energía puede llegar a los
2,000,000,000USD anuales, de los cuales un buen tercio serán impuestos y
regalías. Será, con el empuje de YPFB y probablemente de una nueva versión de
la Empresa Nacional de Electricidad (“ENDE”) asociada a privados, una economía
con dinámicas de creación de empleo y de riqueza en los nueve departamentos.
Gas a líquidos en Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz. Metanol y Di-Metil-Etano en
La Paz usando gas del Chapare. Generación y exportación de electricidad desde
La Paz, Santa Cruz, Tarija, Santa Cruz, Pando y Beni. Electrificación y gas a
domicilio en el Beni mediante la construcción de un gasoducto entre Río Grande
y Trinidad. Y más allá en el futuro (y ojalá antes), producción de amoniaco,
urea para el Altiplano y Santa Cruz, explosivos para la minería y PVC en Oruro
y Potosí, usando la sal de Coipasa y Uyuni. Esa es la perspectiva para el 2010.
Puede darse, o puede acabar en un nuevo fiasco y convirtiéndose en una nueva
manzana de la discordia. Lo uno u lo otro depende de nosotros.
Veremos en este ensayo cómo podríamos pasar
desde el reciente “flop” del LNG a cada uno de estos proyectos que están siendo
desarrollados por empresas bolivianas y extranjeras.
Parece un sueño desde luego, tomando en cuenta de que tanto el Perú como Indonesia nos ganaron el primer y muy importante “round” del mercado del LNG. Sin embargo, como dice aquel viejo proverbio ruso : “Caer es permitido. Levantarse es obligatorio”.
Bolivia tiene esa obligación.
LNG : ¿La hora cero”[2] pasó?
La exportación de gas natural licuado (LNG) concluyó como la crónica de una muerte anunciada. La mataron sus detractores –muchos de ellos pertenecientes a los sectores más paranoicos de nuestra sociedad, los mismos que desde siempre secuestran para sí la política de reivindicación marítima boliviana– y también los distintos gobiernos diletantes sobre este complejo tema –que no supieron manejar adecuadamente el delicado equilibrio entre relaciones con los inversionistas, política fiscal, participación de YPFB y sobretodo información a la sociedad–. Todos ellos dilataron la explosión de la “burbuja de gas” boliviana[3].
Aunque parezca paradójico decirlo, mataron también el proyecto sus apólogos incondicionales, quienes no supieron leer las expectativas del pueblo boliviano. Estas eran básicamente cuatro :
· Saber cuánto iba a ganar Bolivia cada año luego de los montos de ventas con nueve o diez dígitos en dólares de los Estados Unidos,
· Saber si la mentada “cualidad marítima” no era otra creación de los estrategas de marketing político,
· Saber si YPFB era o no parte del consorcio,
· Saber cómo se invertiría la renta del gas.
En suma el pueblo boliviano quería saber todo sobre el LNG y acabó pensando que se iban a llevar la garrafas amarillas de gas propano[4].
A estas cuatro inquietudes, que a la postre se transformaron en los cuatro jinetes del Apocalipsis se agregó poco a poco un quinto punto muy importante : gran parte de Bolivia resucitó el credo de los ideólogos bolivianos de los 50 y los 60[5] : eso es la industrialización. A consecuencia de aquello se armó un falso debate entre exportación e industrialización como si ambos fuesen excluyentes.
Como factores externos citemos la dureza tradicional de Chile a la hora de negociar con Bolivia el problema de la demanda marítima[6], y el rol del Perú que sumando las dudas bolivianas, utilizó un doble juego para posicionar a su proyecto de Camisea, y antes que nosotros, en el atractivo mercado mexicano. Además otro país que nos hizo pasar malos momentos en los ciclos de la goma y el estaño volvió a la palestra.
Indonesia[7] nos ganó la carrera del gas hacia los Estados Unidos con una mezcla de realismo económico (el primer productor mundial de LNG no quiere perder su lugar y sus 31 millones de toneladas anuales de LNG exportadas) y político (70% de las utilidades de la venta a Sempra se las lleva el Estado Indonesio y las redistribuye a la región productora, según un artículo del Djakarta Post ). Anotemos que Indonesia tiene acceso directo al mar cerca de sus campos productores, una participación estatal importante en su industria energética y una política fiscal acorde a este sector de extracción de recursos no renovables.
Tres condiciones que no logró reunir a tiempo Bolivia a la cual añadiremos una cuarta : por los volúmenes que produce, los precios de venta a boca de pozo de Indonesia están entre 50 y 65 centavos de dólar por millar de pies cúbicos.
Bolivia y los inversores tenían el tiempo a su favor
(el proyecto empezó a discutirse el 2000) para lograr un consenso en
estos factores claves del éxito (negociación con Chile, participación de YPFB y
modificación de la Ley de Hidrocarburos) pero los diferentes actores no
lograron limpiar las incógnitas de la ecuación a tiempo.
El “flop” boliviano, dada su repercusión en la prensa mundial,
lastimosamente tendrá algún impacto sobre la imagen de Bolivia como destino de
inversiones. Eso es innegable. Es con este escenario que Bolivia empieza el 2004[8]. ¿Qué vendrá
después?
De
la Exportación hacia la Industrialización
Los ejemplos de Trinidad y Tobago y de Qatar demuestran que no hay incompatibilidad en exportar gas como materia prima e industrializar.
Para fines de esta década, con los proyectos actuales y en base al aprovechamiento de toda la cadena de generación de valor del gas, desde la venta del mismo como materia prima, pasando por la generación térmica e hidroeléctrica en Bolivia y terminando con los prometedores proyectos de conversión de gas a líquidos (diesel y nafta), nuestro país puede estar generando riqueza por un valor de 2,000,000,000USD anuales.
Si agregamos ese monto a las exportaciones nacionales[9] fuera del sector de energía e hidrocarburos, Bolivia estaría vendiendo para el 2010 algo como 4,000,000,000USD anuales. La condición es que el país logre este año próximo un rápido consenso para exportar[10] e industrializar el gas y no pierda más tiempo en el lanzamiento de estos proyectos, que toman, por lo general, entre 3 a 6 años para salir de la mesa de diseño de los ingenieros y su puesta en marcha.
- Quedará obviamente abierto el tema espinoso de buscar financiamiento para estos proyectos.
Creo, por el éxito que han tenido recientemente empresas bolivianas del sector como Transredes, Andina o Hidroeléctrica Boliviana[11] para levantar deuda tanto dentro[12] y fuera de nuestras fronteras que se debería poder encontrar financiamiento para los proyectos cuyo tamaño sea entre 300 a 400 millones de dólares. Al fin y al cabo cuando se discutía del proyecto Pacific LNG, se hablaba alegremente de 5,000,000,000USD de los cuales un 60% hubiese provenido de la banca internacional. Este tema puede ser el sujeto de otra nota aparte. Pero digamos que los bancos privados o multilaterales siempre ven a cada proyecto según sus méritos técnicos, financieros y jurídicos propios. Por lo tanto si los proyectos bolivianos son sólidos y rentables[13], podrán levantar deuda. La presencia de grandes grupos mundiales del sector en Bolivia son además un apoyo adicional para lograrlo.
La Base : 1,100,000,000 de USD por exportación del gas como materia prima
Cuadro 1 : Proyectos de Exportación de Gas (2004 – 2010)
Montos en Millones de Dólares[14]
|
Proyecto (Localización) |
Inicio
de operaciones |
Exportación
Anual 2004 |
Efecto
en Impuestos y Regalías 2004 |
|
Exportación
Anual 2010 |
Efecto
en Impuestos y Regalías 2010 |
|
Exportación de Gas al Brasil (Santa Cruz, Tarija) |
2000 |
300 |
105 |
|
500 |
175 |
|
Exportación de gas a la Argentina[15] (Tarija) |
1972[16] |
N/S |
N/S |
|
100 |
35 |
|
Exportación de LNG a Norteamérica (Tarija) |
2010 |
N/D |
N/S |
|
500 |
150 |
|
TOTAL |
|
300 |
105 |
|
1,100 |
360 |
En este momento se busca lograr un consenso para que Bolivia, el Estado, sus empresas de hidrocarburos y sus habitantes reciban de manera equitativa esta renta del gas natural. Ese es el escenario de base (sin industrialización) sobre el que debemos partir y sobre el cual los futuros Consejos de Energía e Hidrocarburos, tanto públicos como privados, deberán basarse.
- Como mencioné anteriormente, el
escenario-base implica la venta actual y futura del gas al Brasil y la
recuperación de la exportación del gas a la Argentina. Este incluye también la
venta de un tren de gas natural licuado (LNG) a Norteamérica a partir de fines
de la década El escenario de base, asumiendo 500 millones de exportación anual
al Brasil (utilización del Bolivia-Brasil a plena capacidad), unos 100 millones
para la Argentina, y otros 500500 millones
(un tren de LNG[17]) nos lleva
a un total global de 1,100,000,0001,100,000,000
millones de USD para finales de la década[18].
- Asumiendo un aporte impositivo total del orden de 35% (incluyendo Regalías, Participaciones, IVA, IT, Impuesto a las remesas extranjeras e Impuestos a las utilidades, excluyendo el “surtax”) las exportaciones de gas deberían generar en cifras redondas unos 360,000,000 de USD por año. No nos anticipamos aún sobre el resultado final del perfeccionamiento a la Ley de Hidrocarburos.
- La primera derivada de un aumento en la exportación de gas al Brasil es que al llegar al flujo de 30,000,000 de metros cúbicos por día, se podrá separar el etano, el butano y propano (alrededor del 10% del gas natural) del metano que es su principal componente. Esta cifra es clave para aquellos que estudian el proyecto de Petroquímica entre Bolivia y Brasil. Más adelante veremos que este hecho tendría, a su vez, una segunda derivada.
Petroquímica : La cima de la cadena
Entonces, si las exportaciones de gas al Brasil llegan a los 30 millones de metros cúbicos al día, es muy probable que el proyecto petroquímico de Braskem de 600,000 toneladas de Polietileno por año sea factible. Existiría gas en volumen suficiente para sacar el etano necesario para el proyecto. El mismo puede ubicarse en Puerto Suárez para aprovechar la “hidrovía” como canal de exportación a ultramar pero tiene como fin primario el proveer al mercado de Brasil. La distribuidora de gas licuado de petróleo (“GLP”, propano, butano) Copagaz está interesada obviamente en participar en este proyecto para sacar el GLP .
El proyecto es ambicioso y contempla una inversión de 1,400,000,000USD. Por la experiencia que tuvimos en el proyecto Río Polímeros[19], sabemos que entre las discusiones iniciales y la puesta en marcha de un proyecto de esta naturaleza puede pasar un plazo de 6 años. Braskem, que es propiedad de los grupos brasileños Odebrecht-Mariani tiene también la participación de Petrobras a través de su filial Petroquisa. Braskem tiene actualmente 13 plantas en operación en Brasil y es líder en la región en la producción de polietileno, polipropileno, PET y PVC. Junto con Petrobras, Copagaz y la participación de YPFB es posible que se logre armar un consorcio lo suficientemente sólido como para llevar a cabo un proyecto de esta naturaleza.
Entonces, es muy probable que hacia fines de la década, se pueda contemplar la existencia de una planta de este tamaño en territorio boliviano, generado ventas anuales por un monto de 400,000,000USD.
- La derivada segunda del aumento de flujo de la exportación de gas al Brasil es que un proyecto de esta naturaleza justificaría en gran parte la construcción del proyecto termoeléctrico de San Marcos, poniendo la exportación de electricidad al alcance de Bolivia.
¿150 Millones de dólares anuales de Exportación de Electricidad?
La industrialización del gas se declina también por la generación eléctrica.
El proyecto termoeléctrico de San Marcos está congelado sine die desde la salida del operador norteamericano Duke en diciembre del 2002. Cuando este proyecto se concrete, Bolivia podrá conectarse y abastecer la zona fronteriza de Corumbá y el resto del Mato Grosso. Idealmente una central en esa zona puede proveer la energía suficiente para el proyecto de polietileno antes mencionada y para comienzos de la década siguiente, la añorada explotación e industrialización del hierro del Mutún.
- Si estimamos la potencia del proyecto San Marcos en 170MW, eso quiere decir que se pueden concretar unos 50,000,000USD de exportación de energía al Brasil, usando como combustible el gas de Tarija.
De manera más global, el Sistema Interconectado Central (SIC) tiene un margen de reserva que varia entre 35 y 40%. La demanda de potencia del SIC es de unos 700MW mientras la capacidad instalada del sistema es de 932MW. La generación bruta proviene en 59% de generadores hidroeléctricos mientras 41% viene de la generación termoeléctrica (esencialmente a gas). El precio de nodo del SIC está alrededor de los 10USD por MW/h. No muy lejos de las generadoras de La Paz, en el sur del Perú, el precio de venta es de 30USD MW/h. Está claro que existe una ventana para cubrir potencialmente 150MW/h de demanda mediante un línea de transmisión de 50,000,000USD de inversión y la adecuación al ciclaje del Perú (60Hz)[20]. Suponiendo que se pudiesen concretar 150 a 200MW de exportación, Bolivia podría recibir unos 50,000,000USD adicionales por año.
Finalmente, mirando al otro vecino del Pacífico, la demanda insatisfecha de la ciudad de Tarija y adicionalmente el proyecto de plata San Cristóbal, existe probablemente suficiente demanda potencial para estudiar la instalación de un ciclo abierto de unos 70MW a boca de pozo. Primero se debe interconectar Tarija al SIC. Luego, si el proyecto San Cristóbal se hace, se conecta el SIC al Sur Lípez. Finalmente en un horizonte 2010, Bolivia puede empezar a pensar en la interconexión con Chile con el fin de competir en los contratos de venta de electricidad a las mineras de cobre de la Segunda Región de este vecino país. Con el gas a boca de pozo, y una política de inversión hecha a medida en el sector de la transmisión, se podría estar pensando en unos 30,000,000USD de venta para San Cristóbal y unos 50,000,000USD adicionales para la exportación a Chile.
Cuadro 2 : Proyectos Exportación de Electricidad (Horizonte – 2010)
|
Proyecto (Localización) |
Inicio de operaciones |
Exportación Anual en millones de USD Año 2010 |
Efecto en Impuestos 2010 |
|
Exportación de Energía al Brasil (Santa Cruz, Tarija) |
2009 |
50 |
17.5 |
|
Exportación de energía al Perú (La Paz) |
2009 |
50 |
17.5 |
|
Exportación a Chile (Tarija, Potosí) |
2010 |
50 |
17.5 |
|
TOTAL |
|
150 |
52.5 |
En el acontecer nacional, el hecho de que la Cooperativa Regional de Electricidad (CRE) esté a punto de concretar en Puerto Suárez la construcción de la Central Germán Busch (10MW) es la prueba de que la transformación del gas en electricidad competitiva y disponible todo el año es un eje de la política energética que Bolivia debe implantar desde el 2004. El emprendimiento de la CRE significará electricidad para la región de Puerto Suárez y un ahorro divisas de 2,000,000USD por año que se pagan hoy a los productores de Brasil.
Sin incluir en esta lista el proyecto hidroeléctrico de Guayanamerín-Riberalta en el Rio Madeira del Beni (donde sería necesaria la participación de ENDE-Bolivia), pienso que un objetivo de 150,000,000USD anuales por venta de electricidad a nuestros vecinos para fines de la década no es descabellado. La participación de los inversores especializados en líneas de transmisión es crucial para lograr aquello[21].
No se debe descuidar por ningún motivo además el hecho de abastecer los principales centros urbanos y polos de desarrollo del país con energía eléctrica. Lo último implica probablemente reforzar las líneas de transmisión del SIC antes de finales de la década y tomar una decisión urgente con respecto al abastecimiento de electricidad en la ciudad de Trinidad. A ese respecto una simple vistazo al mapa de Bolivia da como solución potencial el tendido de una línea ya sea desde La Paz o desde la zona próxima a la central térmica Bulo Bulo. Aparentemente la alternativa de tender el gasoducto Río Grande-Trinidad permitiría mejores economías de escala al combinar generación térmica a base de gas con distribución de gas a domicilio en la capital del Beni.
Para coronar el potencial del sector eléctrico a futuro queda abierta obviamente la posibilidad del proyecto de generación hidroeléctrico entre Bolivia y Brasil que se situaría cerca de Guayanamerín[22].
¿300,000,000 de USD de ventas con una planta de GTL?
Es de dominio público que existen dos proyectos de transformación de gas metano a líquidos[23] (diesel, nafta y GLP) en estudio en Bolivia. El proyecto de GTL Bolivia de inversores bolivianos, norteamericanos y la francesa Total con tecnología Rentech y el proyecto de la capitalizada Andina (Repsol YPF) y la norteamericana Ivanhoe en base a tecnología de Syntroleum. El primero es un proyecto de 10,000bbd[24] mientras que el segundo es tres veces más grande. El GTL permite la producción de diesel de alto cetanaje y de bajo contenido en partículas de azufre y óxido de nitrógeno.
De concretarse cualquiera de las dos iniciativas, la puesta en marcha de un proyecto GTL de 35,000 barriles, que el tamaño del Oryx GTL de Qatar[25], permitiría para fines del 2010 tener una facturación anual de unos 300,000,000USD y asumiendo un aporte impositivo total del 35% (incluyendo las regalías y participaciones del productor de gas) estaríamos hablando de 105,000,000 USD para las regiones y el Estado. Este proyecto asume un precio promedio de 23.4USD por barril de producto acabado.
La demanda para este producto ya existe en el área de influencia de Bolivia.
A partir del año 2005 Chile será el primer país sudamericano en implementar las estrictas normas medio-ambientales PM[26] 50 para el azufre, que el diesel ecológico del GTL cumple sin ningún problema. Chile demandará más de 100,000bbd de diesel ecológico para fines de la década. Mientras tanto del otro lado del continente el vecino Mato Grosso requiere de unos 250,000bbd a la vez que el Paraguay, accesible mediante la “hidrovía” importa cada mes el equivalente de 20,000bbd. En casa, la planta de GTL podría proveer 10,000bbd para el sector agrícola de Santa Cruz ahorrando 50,000,000USD al año de divisas al país. Anotemos además que el diesel es un producto cuya demanda mundial crece cada año entre 2 y 2.5%.
DME : el combustible de nueva generación
Los países asiáticos grandes consumidor de GLP se están preparando a utilizar un producto de substitución. El Di-Metil-Etano (DME) será el combustible de próxima generación del siglo XXI. La demanda mundial de GLP está creciendo (sobretodo a causa del desarrollo de la China y la India) a pasos acelerados y es posible que se llegue a un punto de ruptura en relación a la producción mundial en estos próximos años. El Japón está avanzando en sus planes de conversión de GLP en DME para el consumo domiciliario. No se trata entonces de un producto tan experimental.
Además, proveedores de turbinas eléctricas como General Electric han desarrollado modelos especiales de sus populares turbinas “Clase-F”, que funcionan con DME.
- El DME posee una ventaja adicional : al ser un líquido puede transportarse en los barcos cargueros de GLP tradicionales no necesitando la compleja cadena gasoducto-enfriamiento-regasificación que requiere el LNG. Utiliza los oleoductos existentes. Es un producto ideal para países donde la demanda de electricidad no se puede proveer con gas a boca de pozo o mediante las cadenas LNG.
En el caso de Bolivia, es muy probable que el lugar ideal para instalar una planta de DME sea La Paz[27]. La Paz tiene un “city-gate” de gas natural (se podría usar el gas del Chapare como insumo) y tiene el oleoducto Sica-Sica – Arica a unos pasos. Además se encuentra cerca del nodo eléctrico de Kenko que es el que se utilizaría para despachar electricidad al Sur del Perú, si se utilizará por ejemplo una central térmica con la turbina clase F de GE modificadas.
En nuestras proyecciones asumimos que la producción y exportación de DME, luego de una inversión aproximada de 400,000,000USD genera 300,000,000USD anuales de ventas y unos 100,000,000USD al año en regalías e impuestos.
El proyecto DME pondría al departamento de La Paz en el mapa de la industria de hidrocarburos de Bolivia antes de finales de la década y posibilitaría la monetización y aprovechamiento del gas de Cochabamba. Si el DME se concreta, el paso siguiente es la producción de oleofinas a partir del metano mediante el procedimiento MTO[28]. Pero eso será probablemente un premio al emprendimiento, si se concreta primero el DME.
Gas, Energía y Dominio Territorial
Pese a su atraso
económico Bolivia tiene una ventaja muy poco analizada y aprovechada por los
estrategas y emprendedores : tiene por lo menos cuatro regiones distintas que
producen bienes y servicios.
No adolece del
peso preponderante de “ciudades-país” como es el caso de Lima en el Perú,
Santiago en Chile o Buenos Aires en la Argentina donde casi dos terceras partes
del PIB se concentran en una sola región. La producción boliviana está
relativamente bien distribuida entre La Paz, Cochabamba y Santa Cruz, seguidos
por Oruro, Potosí y Chuquisaca y en el rezago los riquísimos departamentos de
Pando y Beni.
Esta situación nos lleva a pensar que la
industrialización del gas es clave para diversificar y dominar mejor el
territorio boliviano.
Veamos.
El proyecto de
GTL pretende instalarse en Puerto Busch para aprovechar la proximidad de los
mercados de la cuenca del Plata y a futuro utilizar la cualidad marítima que
nos de la salida al Atlántico por esa zona. El GTL puede crear en el
departamento de Santa Cruz fronterizo con Brasil un polo de desarrollo a partir
del gas, del GTL y posteriormente de generación eléctrica, petroquímica,
producción de hierro (Mutún) y a partir de allí pasar a la Siderurgia. Tomando
el caso práctico de Trinidad & Tobago vemos que eso es posible de concretar
en el horizonte 2015-2020.
Siempre con el
gas, un segundo polo de desarrollo se puede dar en el departamento de Tarija.
Primero con otra planta de GTL y segundo con un polo de generación térmica a
bozo de pozo. A partir de Tarija urge concretar la conexión al sistema de
líneas de transmisión a la zona donde se puedan instalar esta plantas (en la
Provincia Gran Chaco) y conectar a los centros de consumo inmediatos que son el
departamento de Chuquisaca, el departamento de Potosí y obviamente el “Potosí
del siglo XXI”que es Tarija misma. Este segundo polo nos parece más fácil de
cerrar en el futuro inmediato y lo vemos en funcionamiento para los años 2010.
De ser un éxito, y dada la existencia de campos de gas en Chuquisaca[29],
recomiendo estudiar desde hoy las sinergias posibles con el proyecto de Tarija.
Cochabamba
produce actualmente gas y petróleo. Y además la capitalizada Chaco S.A. ha instalado una generadora
térmica a boca de pozo (Bulo Bulo). Estoy seguro de que esa decisión de
inversión a pesar de la crisis actual será muy provechosa a futuro. Además
provee una tercera alternativa a la provisión de otro departamento : el Beni.
Es muy posible que en el futuro, subvención estatal mediante, ENDE pueda
considerar tender la línea de transmisión desde Bulo Bulo a Trinidad. Esa
podría ser una solución alternativa y obviamente sujeta a discusión para
proveer energía para el Beni (esto sí es urgente) y luego a Pando en un
horizonte más largo. Por su parte Beni y Pando comparten la posibilidad de
generar energía hidroeléctrica a niveles tales que su potencial en megavatios
para exportar al Brasil es comparable a la riqueza del subsuelo tarijeño.
Del Chapare
cochabambino y utilizando los ductos de la capitalizada Transredes llegamos a La Paz y El Alto. A algunos kilómetros al sur
de la ciudad existe un sitio ideal para otro proyecto de industrialización.
Como vimos
antes, en Sica Sica es posible usar el gas de Cochabamba para convertirlo en
DME. El DME serviría para el consumo nacional, y para exportarlo mediante el
oleoducto Sica-Sica a Arica, el cual no necesita ni referendos ni acuerdos
especiales entre Bolivia y Chile para funcionar. Este proyecto lo vemos para el
horizonte 2010-2012 al igual que la interconexión entre las líneas de
transmisión de La Paz y el Sur del Perú que permitiría vender 150MW con la
demanda actual y probablemente más de 200MW para fines de la década.
Cuadro 3 : Proyectos Por Departamentos (Horizonte – 2010)
|
Departamento |
Proyecto |
|
Tarija |
Ø Producción de Gas Ø LNG Ø GTL Ø Generación Térmica |
|
Santa Cruz |
Ø Producción de Gas Ø GTL Ø Polietileno Ø Generación Térmica |
|
Chuquisaca |
Ø Producción de Gas Ø LNG Ø GTL |
|
La Paz |
Ø DME Ø Oleofinas MTO. Ø Generación Térmica e hidroeléctrica |
|
Cochabamba |
Ø Producción de Gas Ø Generación Térmica |
|
Beni |
Ø Generación Térmica Ø Generación Hidroeléctrica |
|
Pando |
Ø Generación Hidroeléctrica |
|
Potosí |
Ø Generación Térmica Ø Amoniaco Ø Urea Ø PVC |
|
Oruro |
Ø Generación Térmica Ø Amoniaco Ø Urea Ø PVC |
Finalmente
queda la sal de Oruro y Potosí. Extendiendo el gasoducto que trae el gas del
Chapare hacia el Sur (lo que no implica millonarias inversiones) podemos
empezar a pensar, en un horizonte 2015[30],
al borde de los salares, en plantas de amoniaco, de urea, explosivos para la
minería y finalmente PVC. La alternativa es usar las city-gates existentes en
las ciudades de Oruro y Potosí en instalar estas fábricas, que poseen riesgos
medioambientales importantes, en zonas industriales.
Igualmente un
futuro “boom” de los proyectos de minería en el Altiplano boliviano requeriría
de más gas y de más electricidad por lo que pensando en que Potosí concrete San
Cristobal[31] y que se
desarrolle un proyecto similar en los Andes cada 5 años, podemos cerrar la
cadena de industrialización en esta zona…soñando con que los hornos de
Karachipampa[32] funcionen
al fin.
Conclusiones
El cuadro 4 provee una síntesis de cómo estarían nuestras exportaciones de gas y energía para fines del 2010[33]. Resumimos las hipótesis de base para el año 2010 descritas anteriormente.
1. Lanzamiento de los proyectos entre el 2004 y el 2006.
2. Entrega de los mismos entre 2007 y 2010.
3. Tasa impositiva promedio de 35%.
4. No hacemos hipótesis sobre eventuales proyectos de exportación de líquidos a partir de petróleo (como el que analiza Petrobras Bolivia) que están sujetos a descubrimientos en nuestro territorio.
5. Asumimos exportación de gas al Brasil a plena capacidad del gasoducto y el reinicio de exportaciones a la Argentina en esta década.
6. Asumimos un tren de LNG hacia el Pacífico para fines de la década.
7. Incluimos tres proyectos de industrialización (GTL, DME y Petroquímica) y exportación de electricidad a Brasil, Perú y Chile.
Cuadro 4 : Proyectos de Gas y Energía (2004 – 2010) Montos en
Millones de Dólares
|
Proyecto (Localización) |
Inicio de operaciones |
Exportación |
Efecto en Impuestos y Regalías 2010 |
|
Exportación
de Gas a Argentina, Brasil y ultramar (Santa Cruz, Tarija) |
2000 - 2010 |
1,100 |
360 |
|
Proyectos
Gas a Líquidos (Santa Cruz, Tarija,
Chuquisaca) |
2008 |
300 |
105 |
|
Exportación
de Electricidad (La Paz, Santa Cruz,
Tarija, Beni y Pando) |
2007 |
150 |
52.5 |
|
DME (La
Paz, Cochabamba) |
2009 |
300 |
105 |
|
Petroquímica (Santa Cruz, La Paz) |
2009 |
500 |
150 |
|
TOTAL ENERGIA E
HIDROCARUROS |
|
2,350 |
772.5 |
Como dijimos antes, la apertura para la década 2010-2020 vendrá de la expansión de estos proyectos y la diversificación de la economía boliviana. No creemos que se puedan hacer todos estos proyectos de golpe y creemos que es necesaria la construcción de una curva de conocimiento y experiencia que nos permita en algún momento (ojalá en esta década) el lanzamiento de los proyectos más complejos que son los de la siderurgia del Mutún, la fabricación de urea, amoniaco y PVC a partir de la sal de Uyuni y Coipasa. Si logramos hacer lo último en algún momento, habremos, como país, cerrado la industrialización de nuestros campos de gas.
Suponiendo el lanzamiento de todo lo anterior,
Bolivia habría consumido apenas un tercio de sus reservas actuales de gas para
fines del 2030[34]. Entretanto
hay grandes chances que una nueva ola de inversiones en Exploración y
Producción dupliquen las reservas de gas conocidas hasta ahora. En ese sentido,
hay dos inquietudes que se deben limpiar rápidamente :
- El
gas no se va a acabar y tenemos reservas por demás para afrontar los
proyectos de exportación de materia prima así como los de
industrialización interna y para la exportación.
- El
ciclo de gas apenas empieza y probablemente verá aparecer otros
subproductos como el GTL, MTO y el
DME, industrializados a partir del metano, en los años que siguen. Por lo
tanto pasarán algunas décadas, y probablemente más de media centuria a mi
juicio, antes que los hidrocarburos (gases y líquidos) sean remplazados
por células de combustible,energía solar u otros a ser descubiertos o
inventados.
Además del impacto económico, “la Bolivia del gas” permitirá borrar las tensiones regionales que hoy afloran. Nuestras reservas y una adecuada planificación nos permiten que diseñemos hoy, mediante la industrialización ,un horizonte para consolidar el dominio territorial y la distribución racional y adecuada de los centros de producción en los 9 departamentos. Bolivia tendrá que proponer así mismo una política fiscal atractiva para los inversores, pero sobretodo justa para los dueños del subsuelo : nosotros los bolivianos.
La industrialización del gas y la energía se
llevará a cabo a partir de las cuantiosas inversiones que el sector privado
realizó en el sector a fines de los 90 con el apoyo inteligente y bien mesurado
de YPFB y ENDE en proyectos donde el Estado de Bolivia vea necesario su
presencia, por distintas razones que van desde económicas a las geopolíticas.
Del éxito de la industrialización depende para Bolivia el romper con la pobreza casi africana que tenemos hoy y encontrar la vía del círculo virtuoso crecimiento-desarrollo-despegue económico.