Para operar a su máxima capacidad las plantas construidas por YPFB requieren el 85% del gas natural

“Por una cuestión de dignidad y por una cuestión también económica, nosotros vamos a industrializar nuestro gas en territorio boliviano”, esas fueron las palabras lanzadas hace 11 años por el expresidente Evo Morales, en una conferencia de prensa donde el extinto expresidente de YPFB, Carlos Villegas, adelantaba los proyectos para la industrialización del gas. Sin embargo, para producir al 100% estas plantas necesitan el 85% de la producción de gas que hay en el país de acuerdo con las cifras oficiales de la petrolera estatal.

En aquella época, eran dos los proyectos que se vislumbraban para ser la punta de lanza del sueño del exjefe de Estado: las plantas separadoras de líquidos de Río Grande (Santa Cruz) y la de Gran Chaco (Tarija). Los proyectos fueron materializados con una fuerte inversión. La primera le costó al Estado $us 189,9 millones y la segunda, $us 693,6 millones. A estos proyectos se sumó la planta de Amoniaco y Urea, en la que se invirtieron $us 957,5 millones. Además, del proyecto de planta de mini Gas Natural Licuado (GNL), que tuvo un costo de $us 213,8 millones, según datos publicados por Yacimientos. En total, la inversión realizada en estos complejos llegó a los $us 1.864 millones. No obstante, no todo es color de rosa.

Y todo por una sencilla razón, los proyectos más grandes e importantes no operaron al 100% de su capacidad instalada. Varios expertos señalan a la falta de gas como un elemento que limitó el funcionamiento pleno de estas industrias. Pero, ¿cuánto gas se necesita para que operen al 100%?

La respuesta a estas preguntas están en los informes que brindó la petrolera YPFB en varias oportunidades sobre la situación de estos complejos. En total, los cuatros proyectos requieren de un volumen de 39,5 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). Esta cantidad representa el 85% de la producción total de gas que se produce en Bolivia, según los datos que brinda el Ministerio de Hidrocarburos (46 MMm3/d).

En contacto con los medios de información estatales, la directora general de Exploración y Explotación de Hidrocarburos del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, Regina Salas, detalló que la producción de gas llegó a un promedio de 46 MMm3/d, de enero a septiembre de este año, un 11% más con relación a los 41,5 MMm3/d que se registró en similar período del año pasado.

El martes 26 de octubre, EL DEBER envió un cuestionario con preguntas sobre la situación de los proyectos de industrialización y por qué operaban a menos de su capacidad instalada. Pero hasta el cierre de esta edición la estatal no contestó, desde Comunicación de YPFB indicaron que “las gerencias a las que se derivaron las preguntas aún no respondieron a las consultas, porque estaban atareados”.

Requerimiento por plantas

Del total de lo requerido por estas plantas, solo la de Gran Chaco demanda una inyección de 32,2 MMm3/d de gas natural. Mientras que la de Río Grande precisa 5,6 MMm3/d, opera al 10% de su capacidad. Estas dos primeras producen Gas Licuado de Petróleo (GLP) tanto para el mercado interno como el externo. En cambio, la planta de Amoniaco y Urea necesita 1,4 MMm3/d (opera al 76% de su capacidad) y la planta de mini GNL solo 0,3 MMm3/d.

Eduardo Ibáñez, director de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, señaló que de todos estos proyectos la industria que más consume gas es la planta de Urea y Amoniaco.

En cambio, las otras -excluyendo la planta de mini GNL- son plantas de separación “que, si bien tienen un consumo, el principio de esa planta es recibir una cantidad de gas para luego procesarlo y devolver el gas más pobre (sin líquidos)” a la red de ductos que se tiene en Bolivia para abastecer el mercado interno y externo. “Obviamente ahí hay una pérdida y un consumo. Es el caso de los 5 millones de metros cúbicos de la planta de Rio Grande”, explicó. Sin embargo, detalló que la planta de Gran Chaco nunca operó al 100% de su capacidad, hoy opera al 32%.

Explicó que el gas que se inyecta a ese complejo es el que va al mercado argentino y que dicho volumen despachado a Argentina ronda los 7 MMm3/d.

“De los 32 MMm3/d que tiene en diseño esta planta, estamos metiendo y sacando solamente 7 MMm3/d. Aquí debería decirnos Yacimientos si esto es así lineal o si está cargando más volumen a la planta”, observó Ibáñez.

La autoridad departamental explicó que la producción de GLP de Río Grande y la que tenía Yacimientos en otras plantas eran suficientes para cubrir la demanda interna de este producto. “A partir de esto, Gran Chaco fue concebida para exportar, no sé si en este momento YPFB tiene la misma visión, o si necesariamente estamos ante una escasez de GLP”, alertó.

El exsecretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Mario Cabero, sostuvo que, desde que entró en operación la planta nunca operó al 100% de su capacidad instalada. Además, aseguró que todos los proyectos de industrialización tuvieron errores conceptuales. Este complejo fue diseñado para producir 2.247 toneladas métricas de GLP, pero según la exautoridad nunca alcanzó ese nivel de producción desde que fue inaugurada en 2015. “Después de tantos años que se ha construido la planta separadora no hay un proceso de industrialización. Hay un daño económico al Estado, porque la planta está funcionando a un 27% de su producción, además, no tenemos reservas suficientes de gas”, señaló.

Lo peor, según Cabero, es que este proyecto iba a alimentar de materia prima el complejo petroquímico que tenía que desarrollarse en Yacuiba con la construcción de la planta de propileno – polipropileno. Pero hasta la fecha, el proyecto no se concretó.

“Esto es hasta hoy una mera promesa”, apuntó.

Otros de los proyectos observados es el complejo de la planta de Urea y Amoníaco. Desde que comenzó a operar en 2017 nunca estuvo exenta de problemas. Un informe publicado por el periódico Los Tiempos reveló que el complejo petroquímico, entre 2018 y 2019, tuvo 17 paros. Esto fue negado por la estatal. Incluso en los últimos meses surgieron denuncias por malos manejos en el interior del complejo.

Pero YPFB aseguró que las acusaciones son falsas y que la planta opera con normalidad.

Otro proyecto que es observado es la planta de mini GNL. Desde la Gobernación de Santa Cruz indicaron que solicitaron conocer la situación de este proyecto a Yacimientos, pero no tuvieron una respuesta favorable.

El expresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Carlos Delius, señaló que Bolivia cometió un error al industrializar el gas sin tener en claro si los proyectos que se construyeron serían más rentables que exportar gas natural.

“Que demuestren que se genera más plata con la industrialización, si es mejor que exportar gas, no aguantan los números, lo mejor es seguir exportando gas. La industrialización no trae mayores beneficios a Bolivia”, aseguró.

El experto sostuvo que Bolivia cometió un error al industrializar. Detalló que en tiempos de buenos precios del petróleo en el país se tenía “mucha plata y sueños grandes y eso no es una buena combinación; hemos sido imprudentes con los recursos”, reflexionó.

Pero al estar ya las inversiones hechas, según Delius, el país tiene que crear las condiciones para que se encuentre más gas y para eso se necesita realizar reformar a la actual Ley de Hidrocarburos.

“Ya no podemos quedarnos con el 85% del negocio, es bien complicado el panorama”, dijo.

Inversión en exploración

Sobre la exploración, Salas dijo que Bolivia avanza rumbo a la soberanía y seguridad energética con la ejecución de nuevos proyectos exploratorios que superan los $us 264 millones.

“El sector de los hidrocarburos es un eje importante en la economía del país. El trabajo que se está desarrollando en exploración es parte de un plan nacional con miras al 2025, y en esa línea, en julio se lanzó el Plan de Reactivación del Upstream, con el propósito de atraer inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos”, dijo a radio Patria Nueva.

Hasta la fecha -según YPFB- se tienen ejecutados tres proyectos: Gomero X1 en Pando, Los Monos 13D en la Región Autónoma del Gran Chaco y Yarará X1 en Santa Cruz. El objetivo de estos pozos es aportar en la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

La funcionaria aseguró también que durante el Gobierno del presidente Luis Arce, se reactivó los pozos Astillero, Sararenda, San Miguel, Itacaray, Curiche y Chaco Oeste, que fueron paralizados durante el anterior gobierno.

El 26 de septiembre, EL DEBER publicó un reportaje donde YPFB reportaba que hay riesgo de no cubrir la demanda total de gas. En el trabajo periodístico se revela que la estatal tuvo una reunión con diferentes actores del sector eléctrico a los que recomendaba hacer uso racional de la producción de gas natural.

Este encuentro sucedió el 27 de agosto de este año. EL DEBER accedió al acta de la reunión donde la estatal habló sobre el riesgoso incremento de la demanda interna del gas, los compromisos con los mercados de exportación y la declinación de la producción.

“Se tomó conocimiento de las perspectivas de producción de gas natural en el mediano y corto plazo, así como los riesgos que implica el crecimiento de la demanda de gas natural en el mercado interno”, señala el acta.

Entre los puntos más destacados “YPFB informó que, bajo las condiciones de producción de gas actuales, existe el riesgo de no cubrir la demanda total, y la posibilidad de incumplimiento en los mercados de exportación y la generación de multas”.