En un reciente artículo (Véase: http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/analisis-y-opinion/54767-la-nueva-definicion-del-petroleo-y-los-liquidos-del-gas-natural-.html), concluí que si bien aún es posible mantener la idea de que la relativa escasez del petróleo crudo habría sido la causa del incremento de precios en los últimos 7 años más o menos, lo que dejaría intacto el argumento a favor del llamado “pico del petróleo, los planteamientos acerca de los límites de los líquidos del gas natural como sustitutos del petróleo parecen estar sobredimensionados, lo que significa que la inclusión de los componentes húmedos del gas natural en la nueva definición del petróleo tiene alguna plausibilidad.
Este corolario fue el resultado de una revisión exhaustiva de varios aportes que me permitieron al mismo tiempo explicar el estado de la industrialización del gas natural en el mundo. En ese contexto, en la presente contribución, intentaré visualizar la estrategia de industrialización del gas natural en Bolivia. La temática no podría ser más relevante si se consideran los últimos casos de corrupción identificados en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que muy bien pudieran interrumpir, otra vez, la transformación del recurso natural más apreciado del gobierno.
El punto de partida de nuestro análisis será la composición del gas natural en Bolivia. Según la página web del Ministerio de Hidrocarburos y energía (Véase: http://hidrocarburos.gob.bo/sitio/index.php?option=com_content&view=article&id=46:industrializacion-del-gas-oportunidad-multimillonaria-para-bolivia&catid=43:industrializacion-), el gas natural boliviano estaría constituido por un 89,03% de metano, un 6,12% de etano, un 1,75% de propano, un 0,66% de butanos, un 0,26% de pentanos y superiores, un 1,40% de dióxido de carbono y un 0,78% de nitrógeno.
Por cierto, con los porcentajes anteriores Bolivia se ubicaría entre los pocos países del orbe con un gas natural relativamente liviano. Así, Kurt Cobb, citado en mi anterior artículo, señala que el gas natural extraído más allá de la costa de Malasia contiene un 11% de etano, 5% de propano, 2% de butano y cerca de 2% de un combustible de bajo octanaje que es usado principalmente como un solvente y que el de Alaska contiene un 7% de etano, un 4% de propano, un 1% de butano y un 2% de otros componentes incluyendo pentanos y dióxido de carbono.
A esto se suma otra característica del gas natural boliviano mencionada por Christian Inchauste, actual presidente de YPFB Transporte en su libro publicado en 2010 (Véase: http://www.cedla.org/sites/default/files/CEDLA%20Industrializaci%C3%B3n%20del%20gas%20CInchauste.pdf): la de “gas dulce”, por su bajo contenido en sulfuros y gas ácido, los elementos típicamente contaminantes del carburante.
La predominancia del metano en nuestro gas habría llevado al Dr. Saúl Escalera (Véase: http://www.cedib.org/adjuntos/252_040506%20boletin.pdf) a plantear que el gas natural boliviano es sinónimo de metano y a Christian Inchauste, a priorizar inicialmente el desarrollo de la cadena productiva de este compuesto. En este contexto, en un trabajo publicado en 2010 (Véase: http://plataformaenergetica.org/sites/default/files/desafiosgas_0.pdf), el investigador Juan Carlos Guzmán analiza en detalle la potencialidad económica de la industrialización a partir del enfoque propuesto por Christian Inchauste. Guzmán concluye que las cadenas de industrialización más importantes, en términos de rendimientos de transformación de materia prima y exportación a precios internacionales, serían, en orden descendente, las de: (1) amoníaco-úrea; (2) amoníaco; (3) gas a líquidos para exportación; y (4) exportación de electricidad.
Esta priorización sería consistente con el Plan de Inversiones 2010-2015 de YPFB mencionado por Inchauste en la referencia antes citada. En retrospectiva, podemos decir que sólo el primer proyecto habría seguido en cierta forma el curso proyectado entonces; no se sabe por qué no se avanzó con el segundo; el tercero fue postergado bajo el argumento de una caída en las cotizaciones del petróleo; y no se cuenta con mayor información sobre el cuarto.
Al margen de los progresos en el primer proyecto, que en esencia se refieren a un proceso de licitación que, dicho sea de paso, ha empezado a enfrentar algunos cuestionamientos como consecuencia de los casos de corrupción identificados, esta estrategia de industrialización de nuestro gas pareció desde un principio bastante básica. Ya Guzmán se quejaba en 2010 de la falta de interés por incluir en la lista anterior a un proyecto de desarrollo del etileno y polietileno a partir de la cadena del etano. Si bien este aspecto fue subsanado más adelante y hoy se puede hablar de avances similares al del primer proyecto de la cadena del metano, la estrategia sigue sabiendo a poco, por decir lo menos.
En primer lugar, no queda claro por qué no se incluyó en la estrategia un proyecto de desarrollo del metanol, un combustible muy cotizado en el mercado con numerosas aplicaciones principalmente energéticas. En su libro, Inchauste menciona esta omisión en el Plan de Inversiones 2010-2015 de YPFB, aunque comete la equivocación de anotar que sería parte de la cadena productiva del etano. Si bien es posible obtener metanol como un biproducto del etano, lo correcto hubiera sido anotar que forma parte de la cadena del metano. Es más, de acuerdo con un reciente estudio (Véase: http://nzic.org.nz/ChemProcesses/energy/7D.pdf), este desarrollo podría incluso permitir la obtención de gasolina. Es importante puntualizar que este proceso sería diferente de aquél pensado para el proyecto “gas to liquids” puesto que en éste último siempre se habló de producir diesel y no gasolina.
En segundo lugar, Inchauste sostiene que el proceso de separación de líquidos no requiere el uso de reservas adicionales del carburante. No obstante, se olvida de mencionar que ese proceso es la base de la industrialización del gas natural en cualquier parte del mundo. Es más, este proceso se da por sentado en prácticamente todos los países productores de gas, no por nada incluso se toma a los líquidos del gas natural como parte de la definición del petróleo. Por otra parte, tampoco explica por qué se decidió apostar por dos plantas; una en Río Grande y otra en Gran Chaco. Al respecto, el argumento de YPFB parece ser que la más pequeña, la de Río Grande, serviría para atender los pozos vinculados al gas que se exporta a Brasil, mientras que la más grande, la de Gran Chaco, se encargaría de separar los líquidos del gas natural que se exporta a Argentina. Nada de esto resulta muy convincente, a no ser que existan otras razones de fondo que hubieran obligado a tomar este tipo de decisiones a la hora de avanzar en dos proyectos paralelos en lugar de optar por uno solo. He pensado que quizá el único motivo para construir una planta más pequeña para el gas de exportación a Brasil sea que debido a una compensación absolutamente insuficiente y hasta atentatoria contra los intereses nacionales que el país recibiría de Brasil por sus líquidos, estaría impedido de separar la totalidad de éstos en el gas que envía a ese país.
En tercer lugar, la estrategia tampoco dice nada sobre la posibilidad de obtener etanol a partir del gas natural mediante la utilización de una nueva tecnología (Véase: http://www.biofuelsdigest.com/bdigest/2011/09/21/market-access-will-save-us-from-4-gasoline-says-fuelchoicenow/) que, de acuerdo con mi anterior artículo, sería particularmente ideal para Bolivia, teniendo en cuenta los altos contenidos relativos de metano en su gas natural y sus déficits de crudo y gasolina.
Por último, ni Inchauste ni YPFB mencionan que tanto el etano, como el propano (convertido en propileno) y el butano (transformado en butileno) pudieran ser pensados como sustitutos potenciales de la nafta, un material petroquímico utilizado en muchos procesos industriales y el tercer producto en orden de importancia de una refinería (después de la gasolina y el diesel).
* Economista.
