estragia boliviana de los hidrocarburos area petrolera

7/21/2019 estragia boliviana de los hidrocarburos area petrolera

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a) Industrialización del Gas Natural

Conceptualmente, se entiende por industrialización del gas natural a todo proceso físico y/o químico quepermite transformar el gas en derivados con valor agregado, sea para la industria o para el consumo masi-vo. Este proceso de industrialización se realiza para producir varios grupos de productos importantes, contecnologías tradicionales de larga data (amoniaco/urea, metanol, a partir del metano y olenas/poliolenas,a partir del etano), o con tecnologías recientes desarrolladas, en los últimos 40 años (gas to liquid-diesel,polímeros a partir del metano, reformado del gas natural para procesos siderúrgicos).

Bajo esta denición, no se considera industrialización del GN al uso del gas como energético en las industriasde cerámica, fabricación de cemento, y otras industrias donde el gas es quemado tal como es. Asimismo, ladistribución de GN para uso vehicular y domiciliario, tampoco se considera como industrialización. Todo lomencionado como uso del gas natural cae dentro del esquema de comercialización para uso industrial.

El Gráco siguiente muestra la gama de productos que se pueden obtener a partir de la industrializacióndel GN boliviano.

Gráfco Nº 1

Productos del Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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La Ley de Hidrocarburos Nº 3058 dene la industrialización del gas natural como las actividades de trans-formación química de los hidrocarburos y los procesos industriales (Petroquímica, Gas To Liquid y otros) ytermoeléctricos que tienen por nalidad añadir valor agregado al gas natural (GN).

1. INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

1.1. DIAGNÓSTICO

1.1.1. Antecedentes

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El gas natural, a parte de ser materia prima fundamental para la petroquímica, es un insumo importantepara la industria siderúrgica (erros y aceros).

Bolivia cuenta con importantes reservas de gas natural (Probadas + Probables de 48,7 TCF al 2005) quele permitirán industrializarlas a través de la petroquímica, y el objetivo que se ha planteado el Gobiernodentro de la política hidrocarburífera, es pasar de ser un país exportador de materias primas a ser un país

productor y exportador de productos terminados. Por ello es de interés y prioridad nacional desarrollar laindustria petroquímica del gas natural para generar valor agregado y empleo.

Por lo expuesto, la industrialización del gas natural comprenderá:

Plantas de Extracción y Fraccionamiento de Licuables (etano, GLP y gasolina natural)

Plantas Petroquímicas:

- Petroquímica del Metano:

- Fertilizantes (amoniaco/urea)

- Metanol

- Petroquímica del Etano:

- Olenas y polímeros (etileno y derivados)

- Plantas Gas To Liquid (GTL, diesel y naftas sintéticas)

Asimismo de acuerdo a la denición de la Ley Nº 3058, la industrialización incluye a las plantas termo-eléctricas, sin embargo el gobierno privilegiará la generación de electricidad vía centrales hidroeléctricas,geotérmicas, eólicas y otras no convencionales.

Adicionalmente podrán ser consideradas como parte de la industrialización las Plantas de Licuefacción yRegasicación del gas natural (Plantas LNG) y Plantas Termoeléctricas.

Por lo tanto, lo que se busca es identicar los Proyectos Industriales de GN que incorporan verdadero valor

agregado y otorgan los mayores benecios económicos y sociales al país y sus regiones.

b) El gas natural y su composición

El GN puede encontrarse asociado con el crudo al ser extraído de un pozo, o estar libre (no-asociado)cuando se encuentra solo en un yacimiento. El GN se dene de acuerdo a su composición y sus propieda-des sico-químicas, las cuales son diferentes en cada yacimiento, y su procesamiento busca enmarcarlodentro de unos límites de componentes, bajo una norma de calidad establecida.

Los tipos más comunes de GN que existen en el mundo son los siguientes (Galvis 1995):

- Gas ácido: Gas que contiene más de 6 mg/m3 de H2S.

- Gas dulce: Gas que contiene igual o menos de 6 mg/m3 de H2S.

- Gas húmedo: Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

- Gas seco: Gas con un contenido menor o igual a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

- Gas rico: Gas que contiene cantidades considerables de componentes licuables más pesados que el meta-no, con poder caloríco superior a 1.000 btu/pc en condiciones estándar (60 ºF y 1 atmósfera de presión).

- Gas pobre: Gas que contiene pocas cantidades de componentes licuables más pesados que el metano,con poder caloríco menor o igual a 1.000 btu/pc en condiciones estándar.

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En el Cuadro Nº 1 se puede observar la composición promedio del GN boliviano.

Cuadro Nº 1

Componentes del gas natural

(*) Componentes del gas para la industrialización en BoliviaFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en base a datos de YPFB.

Es importante hacer notar que el GN boliviano está exento de sulfuro de hidrógeno, y otros heteroátomos,pero la presencia de dióxido de carbono puede ser muy ofensiva para el transporte, en ciertas áreas deconsumo o para las reacciones que involucren procesos de conversión del gas en otros productos. Por lotanto, su remoción es altamente aconsejable; para este efecto existen varios procedimientos muy efecti-vos, incluyendo la utilización de tamices moleculares y algunos absorbentes basados en aminas.

c) La Petroquímica

La petroquímica se dene como la industria derivada de las transformaciones físico-químicas del petróleo yGN; por lo general el término no incluye la producción de combustibles, lubricantes, ceras ni asfaltos

Según la materia prima de suministro, la petroquímica se divide en:

- Petroquímica del procesamiento del GN.

- Petroquímica del procesamiento de las corrientes de renación del petróleo (naftas).

Las materias primas para la petroquímica son: metano, etano, propano y butanos, que se obtienen a partirdel fraccionamiento del GN y de insumos de la renación como las naftas, ciertos componentes de gasesde renería, azufre y otros productos. El metano es procesado en plantas de reformación (steam refor -ming), los licuables del GN y los gases de renería en plantas de desintegración térmica (steam cracking),y las naftas en plantas de reformación catalítica o desintegración térmica.

Como resultado de los procesos de cracking y reformación se obtienen las siguientes tres líneas de pro-ductos petroquímicos primarios (Gráco Nº 2), que constituyen los productos básicos de toda la cadena deproductos petroquímicos secundarios y de químicos a partir de los cuales se puede manufacturar aproxi-madamente unos 70.000 productos intermedios y de consumo nal.

Componente(Sustancia)

Mezcla Bolivia(% Vol.)

Metano (*) 89,03

Etano (*) 6,12

Propano 1,75

Butanos 0,66

Pentanos y superiores 0,26

Dióxido de Carbono 1,40

Nitrógeno 0,78

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Gráfco Nº 2

Esquema Productos Petroquímicos Primarios

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La cadena productiva petroquímica está conformada por distintos eslabones que abarcan las materiasprimas, petroquímica primaria o básica, secundaria, y de tercera o cuarta generación o de transformación(Gráco Nº 3).

Gráfco Nº 3

Eslabones de la Industria Petroquímica

Fuente: PEQUIVEN 2005

d) Petroquímica del Gas Natural

El Gráco Nº 4 nos muestra la cadena petroquímica del GN, desde la materia prima principal (metano, etanoy propano) pasando por lo productos básicos (metanol, amoniaco, etileno y propileno), productos interme-dios (urea, polietilenos, etc.) hasta los productos nales que forman parte de la industria manufacturera.

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Gráfco Nº 4

Cadena Petroquímica del Gas Natural

Fuente: PEQUIVEN 2005MTBE : Éter terciario butílico metílico

PVC : Policloruro de vinilo

e) Petroquímica de las corrientes de refnación

La cadena petroquímica de las corrientes de renación se inicia desde la materia prima principal (naftas)pasando por los productos básicos (benceno, tolueno y xilenos), que asociada con la cadena petroquímicadel GN, permite mayor fabricación de productos intermedios y nales, obteniéndose alrededor de más de700 productos, ver Gráco Nº 5.

Gráfco Nº 5

Cadena Petroquímica de Corrientes de Renación

Fuente: PEQUIVEN, 2005LAB: Benceno alquil lineal - PET: Teraftalato de polietileno

SBR: Caucho de butadieno estireno - ABS: Sulfonato alquil benceno

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f) Plantas Petroquímicas en el Mundo y Sudamérica

El Gráco Nº 6 muestra la capacidad instalada de los principales productos petroquímicos elaborados en el mun-do, en este gráco se puede apreciar que de los productos intermedios, el amoniaco es el de mayor producciónmundial, seguido del etileno, propileno, benceno, xilenos, y metanol, luego, a éstos le siguen los productos nalescomo los mono cloruro de vinilo (MCV), polietilenos de alta y baja densidad (PEAD, PEBD, PELBD) y otros.

Gráfco Nº 6Capacidad Instalada de Productos Petroquímicos en el Mundo Año 2004

MVC: Mono cloruro de vinilo

PEAD: Polietileno de alta densidad

PEBD: Polietileno de baja densidad

PELBD: Polietileno lineal de baja densidad

Fuente: Ministerio de Energía de México

En Sudamérica, Brasil, Argentina y Venezuela, países económicamente más desarrollados e industriali-zados, se producen principalmente los siguientes productos petroquímicos: amoniaco/urea, polietilenosde alta y baja densidad, polipropileno y metanol. Chile produce polietilenos de baja densidad y metanol;Trinidad y Tobago amoniaco/urea y metanol y Colombia polietilenos de baja densidad.

g) Plantas GTL (Gas to Liquid)

La tecnología GTL consiste en la transformación de gas natural en combustibles líquidos como el diesel ygasolinas de alto nivel de paranas, ceras y otros productos menores.

Las tecnologías GTL están siendo desarrollas por grandes compañías transnacionales (Exxon, Royal Dutch/Shell, Brithis Petroleum, Statoil, Texaco, Phillips, Chevron), o por pequeñas compañías especializadas (Syntro-leum Corp., Rentech Inc., y Sasol entre otras). Estas tecnologías se encuentran en proceso de maduración ypor lo tanto son actualmente caras y acusan todavía bajos rendimientos (gas alimentado/líquidos producidos).

Las plantas de GTL requieren una inversión estimada en base a una escala de producción de 20.000 a30.000 $us/Bbl de capacidad instalada para producciones superiores a 100.000 Bpd y de 35.000 a 45.000$us/Bbl para producciones inferiores a 100.000 Bpd. Es así que una planta de 10.000 Bpd requiere unainversión aproximada de 450 MM$us, frente a 3.000 MM$us para una de 100.000 Bpd.

Los proyectos de GTL que existen actualmente a nivel mundial, para ser sostenibles, requieren obtenerla materia prima (gas natural) a precios muy bajos, alrededor de 1 $us/MMbtu, y requieren volúmenesconsiderables de gas natural para muy bajos rendimientos de producto. Por ejemplo, para una planta con

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capacidad de producción de 10.000 Bpd de diesel se requiere un volumen de 100 MMpcd de gas natural ypara 100.000 Bpd se necesitan 1.000 MMpcd.

En el mundo sólo existen pocos proyectos, a escala comercial, de plantas de hidrocarburos líquidos sinté-ticos, los cuales están en etapas de implementación y construcción, con capacidades arriba de 100.000bpd. Adicionalmente, muchos proyectos que debían ser implantados fueron paralizados por los actualescostos de la materia prima1 (gas natural).

El precio del gas establecido en el Contrato del Complejo Siderúrgico del Mutún (3,32 $us/MMbtu), aprobado porel Congreso mediante Ley, será el referente para el precio del gas natural en proyectos de industrialización.

Por lo expuesto, considerando que actualmente se importa diesel oil para cubrir la demanda interna, noobstante que con un proyecto de GTL (de escala mundial) se podría cubrir la demanda insatisfecha de esteproducto, en Bolivia no están dadas las condiciones para la implementación de este tipo de plantas debidoal alto costo de la tecnología GTL, a los grandes volúmenes de gas natural requeridos, al bajo rendimientode producción de líquidos (diesel sintético), al elevado costo de producción, al requerimiento de bajos pre-cios de GN poco convenientes para el país y las regiones y a la falta de GN como materia prima en el cortoy mediano plazo. Consecuentemente, y considerando que los proyectos de plantas de GTL en el mundose encuentran paralizados debido al elevado costo de las inversiones de capital y de la materia prima, la

implementación de este tipo de plantas en Bolivia representa un elevado costo de oportunidad para serconsiderado en el corto plazo.

No obstante de ello, se espera que en el mediano plazo, maduren las tecnologías y mejoren las condicio-nes para viabilizar proyectos de GTL en el país. Asimismo, los mercados asiático y de la India, entre otros,muestran un comportamiento creciente de la demanda, lo que signica un importante incentivo, en el cortoplazo, para la implementación de esta tecnología en el país.

h) Planta LNG (Liquefed Natural Gas)

Podemos mencionar que los proyectos de LNG se los realiza preferentemente para la exportación de gasnatural licuado a grandes distancias vía ultramar, mediante Plantas de Licuefacción (en origen) que enfríany licuan el metano y Plantas de Regasicación (en destino) que calientan y regasican el gas licuado, ubica-

das en puertos marítimos. Este gas líquido es transportado en buques tanques metaneros y es regasicadoen destino para los mercados de consumo.

Consecuentemente, la implementación de este tipo de proyectos en Bolivia, en el corto y mediano plazo,es considerada inviable, ya que los mayores costos de la cadena, desde la salida del pozo hasta el consu-midor nal, se encuentran en el transporte del gas, proceso de licuefacción, transporte marítimo y procesode regasicación, consiguientemente, se tiene un precio bajo del gas natural en boca de pozo. Por otrolado, al no contar con puertos marítimos soberanos y al efectuarse la licuefacción, transporte marítimo yregasicación en otros países, las inversiones en infraestructura y utilidades generadas por esta actividad,no beneciarían a nuestro país.

La tecnología de licuefacción del gas natural LNG se encuentra mejorando constantemente y en procesode expansión, siendo sus costos cada vez más bajos y competitivos. También el transporte de LNG ha op-timizado sus costos2, siendo más económico el transporte en distancias mayores a 4.000 - 5.000 km.

Las mini plantas de LNG, también están mejorando sus tecnologías y optimizando sus costos, lo que per-mitirá su aplicación e implementación en el corto y mediano plazo, en las regiones del país que no cuentancon gasoductos.

Por ello para los volúmenes de exportación del gas natural, con destino a ultramar, se debe buscar laposibilidad de que el puerto de salida, sea en aquel país que otorgue a Bolivia un puerto soberano donde

1 Documento enviado al MHE de la renería de alta conversión con métodos ecológicos, GIP OIL, SRL del Ecuador, 20072 Fuente: Greenwld Gerald, LNG en “Caso: La decisión de nanciación del proyecto de gas de Camisea”, Roberto Pérez Llanes, 2003

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se efectúe el proceso de licuefacción y los benecios resultantes de toda esta cadena sean favorables anuestro país y sus regiones.

e) Antecedentes de la Industria Petroquímica Boliviana

Los primeros esbozos de la industrialización del GN en Bolivia, se dieron en la década de los 70, en el mar-co del Pacto Andino, hoy Comunidad Andina de Naciones (CAN), en esa época a Bolivia se le asignaronla producción de una serie de productos petroquímicos, los cuales Bolivia no los podía producir por faltade infraestructura, pero fundamentalmente por la falta de un Plan Nacional de Desarrollo de la IndustriaPetroquímica, y una clara Política Nacional de Industrialización del GN.

La utilización del GN como materia prima, estaba orientada a los siguientes proyectos petroquímicos:

Proyecto 1. La utilización de metano para la producción de amoniaco y de urea para fertilizantes.

Proyecto 2 . La utilización de etano (60% etano, 30% propano y 10% butano) para la producción de polieti-leno de alta densidad, estireno y fenol.

Proyecto 3. La utilización del etano para la producción de polietileno de alta y baja densidad, estireno, fenol

y polipropileno.Posteriormente hubo muchos intentos para desarrollar la industrialización del gas natural pero todos ellosquedaron en simples cartas de intenciones y memorandums de entendimiento, no materializándose hastala fecha ningún proyecto.

a) Estado actual de la Industria Petroquímica Boliviana

La industria petroquímica no ha sido desarrollada en nuestro país. La creciente demanda energética y el re-punte de la economía mundial, unidos a otros factores han impulsado un notable incremento en los preciosinternacionales del petróleo, GN y sus derivados, insumos principales de la industria petroquímica.

Esta situación, ha impulsado el desarrollo de un ciclo favorable para el sector petroquímico mundial, conaltos precios, donde se observa la presencia de iniciativas para ampliar las capacidades industriales.

El aprovechamiento de este ciclo favorable, aunado al interés del Gobierno Nacional de desarrollar el sec-tor, y la creación de la industria petroquímica nacional, sólo será posible con un esfuerzo comprometido ycompartido con todos los sectores que tiene que ver con la industrialización del gas natural a través de lapetroquímica.

Por lo señalado hasta ahora, en Bolivia se quiere dar inicio con la industrialización del gas a través de laindustria petroquímica, procesando el gas natural para la obtención de amoniaco/urea y metanol a travésdel metano y etileno/polietilenos a través del etano, esto por las características del gas natural boliviano, yporque la elaboración de estos productos no requiere de otros insumos adicionales para su fabricación.

Posteriormente, en base a las plantas de amoniaco y urea, podrán instalarse otras plantas vinculadas defertilizantes y otros productos, como las plantas de nitrato de amonio, bifosfato diamónico, sulfato de amo-nio y otras que requieren insumos adicionales como la roca fosfática (cuyos yacimientos se encuentranen Capinota, departamento de Cochabamba) y sales de azufre. El metanol será la base para la industriadel formaldehído, acido acético, disolventes y pinturas, y otras. Asimismo, en base a las plantas de etilenoy polietilenos (de alta y baja densidad) podrán instalarse otras vinculadas de plásticos, cauchos y otrosproductos, como las plantas de PVC, en base al cloruro de vinilo del cloruro de sodio o sal (cuyos ricosyacimientos se encuentran en el salar de Uyuni, departamento de Potosí), óxido de etileno y etilbenceno,poliestirenos a partir de estireno obtenido del benceno y otras.

1.1.2. Estado de Situación

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Para tal efecto, se estudiarán los mercados del amoniaco/urea debido a su gran demanda como el princi-pal fertilizante nitrogenado, el metanol por su gran consumo y aplicación en la industria de solventes, y eletileno/polietilenos por su gran demanda como el principal plástico consumido en el mundo

b) Mercados de la Petroquímica del Metano

Mercados de la Urea

La industria de fertilizantes está determinada por el comportamiento del mercado de urea y amoniaco. El46% del volumen de fertilizantes usado a nivel mundial corresponde a la urea, y el 75% de la demanda deurea está destinada al campo de los fertilizantes. El amoniaco por su parte, es la materia prima básica deesta industria. Del consumo global de amoniaco, el 80% se destina a la industria de los fertilizantes.

El mercado de fertilizantes también se ve afectado por cambios climáticos drásticos, agotamiento de losnutrientes del suelo, fuertes temporadas de lluvia o sequía, factores que pueden propiciar la disminuciónde la actividad agrícola y, por consiguiente, la demanda de fertilizantes.

i) Balance demanda - oferta mundial de la urea

En los últimos dos años, el consumo mundial de urea ha recuperado la tendencia al alza, con un crecimien-to sostenido de 3% anual, luego de presentar un estancamiento en el año 2001. Las proyecciones para lospróximos años muestran la continuación de éste crecimiento, de 117 MMtma en 2003, hasta 131 MMtmapara 2008 (Gráco Nº 7), lo que representa un incremento de 12%. La distribución del consumo se esperamantenga los valores actuales, con Asia representando el 65% del consumo mundial, seguido por 10%de Norteamérica y 7% tanto para Europa Occidental como para América Latina. El aumento del consumoneto de urea en Asia para 2008, se proyecta en 10 MMtma (con respecto al consumo alcanzado en 2003).Este aumento regional en Asia representa más del 70% del incremento mundial (Plan Nacional del SectorPetroquímico de Venezuela. Agosto 2005).

La capacidad instalada de urea en la actualidad se estima en 138 MMtma, con tasas de operación querondan el 85%, Europa Central muestra la menor tasa de operación, con 47%.

Se proyecta un aumento de capacidad de urea para 2008 (en comparación con 2002) de 13,3 MMtma, paraalcanzar 149 MMtma de capacidad mundial. La mayor expansión de capacidad se concentrará en el Me-dio Oriente y en Asia, con 6 MMtma respectivamente. La tasa de operación mundial se elevará levementehasta rozar el 90% de la capacidad de producción, empujada por un ascenso importante en las plantas deEuropa Central, que se espera trabajen al 60% de su capacidad.

Este aumento en Europa Central (primordialmente entre los nuevos miembros de la Unión Europea) vendrácomo resultado de inversiones extranjeras, que sustituirán capacidades poco ecientes y repotenciaráncapacidades previamente instaladas.

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Gráfco Nº 7

Balance Demanda y Oferta de Urea (Mtma)

Fuente: FERTECON 2003

ii) Exportación e Importación de Urea en el mundo3

Las exportaciones de urea decrecieron en el 2001 en más de un millón de toneladas, como resultado deuna disminución en la demanda. El comportamiento de las exportaciones ha mostrado una recuperación,habiéndose alcanzado el 2003 un nuevo pico de 29,4 MMtma4 (Gráco Nº 8).

Los mayores exportadores regionales actuales son: el Medio Oriente (23%), la Antigua Unión Soviética(23%) y Asia (18%). Los dos primeros mercados exportadores dirigen su exceso de producción a paísesfuera de la región, Medio Oriente, Asia, América del Norte y Europa; mientras que la Antigua Unión Sovié-tica a Europa y América Latina. Las exportaciones asiáticas son intraregionales.

La tendencia del comportamiento de las exportaciones es al alza, como resultado de una creciente deman-da de importación, para alcanzar 36 MMtma el 2008. Se espera que para ese mismo año, los productoresdel Medio Oriente incrementen sus exportaciones en casi 6 MMtma, principalmente para ser colocadas en

Asia, donde se espera un décit del mismo orden. Con este panorama, el Medio Oriente controlaría 33%del volumen mundial de urea exportada5.

Por otra parte, las regiones con mayor demanda de importación de urea son: Asia (34%), seguida de Amé-rica del Norte, América Latina y Europa Occidental (17% respectivamente).

Entre estas cuatro regiones se concentra el 85% de las importaciones mundiales de urea. Se espera que lademanda de importación mundial aumente en el orden de 8 MMtma, con Asia totalizando casi 6 MMtma y

América Latina 1 MMtma. Con este incremento, Asia sería el destino de más de 40% del volumen de ureaexportado en todo el mundo.

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3 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005. Asociación Brasilera de Industria Química (ABIQUIM).Boletín Instituto Petroquímico Argentino (IPA 2000).

4 Idem.5 Idem.

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Gráfco Nº 8

Balance Importación/Exportación Regional de Urea (Mtma)

Fuente: FERTECON, 2003

Se estima que el consumo de urea en el mundo, para el año 2008, será alrededor de 131 MMtma, corres-pondiéndole a América Latina, el 7% del mercado mundial, lo que representa un volumen de 9,2 MMtma.

Asia seguirá siendo el mayor consumidor de este fertilizante con alrededor de 85,2 MMtma, lo que signicael 65 % del mercado mundial de consumo (Cuadro Nº 2).

Cuadro Nº 2

Consumo de Urea en el Mundo 2008 según Región en Porcentaje y MMtma.

Fuente: Plan Nacional del Sector Petroquímico PEQUIVEN, Agosto 2005

iii. Expansión de la capacidad de procesamiento mundial de la Urea

El Cuadro Nº 3 muestra la capacidad de procesamiento de urea y su expansión en los países económica-

mente más desarrollados.

Región Porcentaje MMtma

Asia 65,00% 85,2

Norteamérica 10,00% 13,1Europa Occidental 7,00% 9,2

América Latina 7,00% 9,2

Otras 11,00% 14,4

Total 100,00% 131,0

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Cuadro Nº 3

Expansión de Capacidades de Urea


iv) Precio promedio de Urea y Amoniaco en Estados Unidos

Existen tres variables que van a inuir en el comportamiento del precio de urea y amoníaco en lospróximos años: Balance Oferta/Demanda, costos de producción de los mayores exportadores y costosde producción de los mayores productores domésticos. El incremento de los precios del gas natural enEE.UU. durante el año 2000 (con precios picos de 10 $us/MMbtu) ha designado un piso en el precio delamoníaco, y ambas circunstancias han provocado el alza del precio de la urea.

Gráfco Nº 9

Evolución de Precios de Urea y Amoniaco (FOB Costa Golfo) vs. Costo del Gas Natural en EE.UU.


País/Compañía Capacidad (Mtma)2004 1.073

Qatar/Qafco IV (julio) 1.0732005 6.487Egipto/EFC II (julio) 635

Irán/NPC-Pars (enero) 1.073Omán/OMIFCO (julio) 1.650

Omán/Sohar Fertilizer Prj (octubre) 1.166 Arabia Saudita/SAFCO (julio) 1.073

China/Tianji Coal Ch-Group 600China/Urumqi 290

2006 315China/Urumqi Petrochemical 315

2007 -2008 -

2004-2008 7.875

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v) Mercado latinoamericano de la Urea6

Las importaciones de urea en América Latina representan el 17% de las importaciones mundiales de esteproducto. Su mayor vendedor externo a la región es la Ex-Unión Soviética (70%). Si el mercado se compor-ta de acuerdo a las proyecciones de la compañía Internacional Fertilizer Economic Market Analysis Consul-tancy (FERTECON), el encarecimiento del gas natural impulsará las inversiones en regiones de bajo costo(principalmente en el Medio Oriente), lo que traerá como consecuencia una contracción en la producciónde Rusia y Ucrania. Esto dejará un volumen tentativo de demanda desde grandes importadores regionales(Brasil y México), que será difícil de cubrir si los requerimientos de importación, para el mercado domésticode Estados Unidos, son tan grandes como se proyectan.

La industria de Fertilizantes en México cesó su producción de 1 MMtma reportadas en el año 1997, lo quele obliga a importar toda la urea requerida por su demanda interna (1,5 MMtma en 2003). El 22% de las im-portaciones en el 2003 provinieron de Estados Unidos, mientras que el 71% de la Antigua Unión Soviética.Las importaciones desde Estados Unidos serán un problema grave para México, porque las proyeccionesapuntan a un mercado estadounidense cada vez menos capaz de colocar productos en el mercado inter-nacional a precios competitivos. De igual manera, la Ex-Unión Soviética podría afrontar serios problemasde incremento en sus costos de producción, si accede a complacer a las peticiones de la Unión Europea(UE), acerca del aumento de los precios de su energía. México se perla como un mercado de más de

1 MMtma, estratégicamente cerca de Venezuela, y con una empresa agrícola que difícilmente está en lacapacidad de costear altos precios de Fertilizantes (si se compara con la altamente subsidiada empresaagrícola norteamericana).

Por otra parte se encuentra Brasil, con una importación registrada el 2003 de 1,7 MMtma, de las cuales el88% provinieron de la Ex-Unión Soviética. Su problema es similar al de México, aunque cuenta con pro-ducción doméstica, los altos niveles del precio de urea y la demanda que EE.UU. requerirá, dejaría a losimportadores brasileños con pocas opciones de compra. Este desequilibrio creará una oportunidad paralos grandes exportadores regionales (Trinidad y Tobago y Venezuela), quienes soportados por bajos costosde su energía, podrían producir volúmenes de urea para exportación a precios altamente competitivos, quedifícilmente podrían ser arrebatados por Rusia y Ucrania.

vi) Capacidad instalada de Urea en Latinoamérica

En el ámbito latinoamericano, existen plantas productoras de urea en: Argentina, Brasil, Venezuela y Trinidad y Tobago.

La capacidad instalada y la capacidad de producción en los países de Latinoamérica las veremos a conti-nuación en el Cuadro Nº 4. Cabe mencionar que México cesó la producción de urea a partir del año 2000.(Fuente: Asociación Nacional de Consumidores de Fertilizantes, ANACOFER México).

Cuadro Nº 4Capacidad Instalada de Urea en Latinoamérica

Año 2005 (tma)

Fuente: 1) MEDINA-CARRAZANA 2004, PETROQUÍMICA. 2) PEQUIVEN (Plan Nacional del Sector Petroquímico, Agosto 2005)

3) BOLETíN IPA 2000. 4) http://www.fao.org/docrep/007/y5210s/y5210s07.htm. 5) NITROBOL.

País F Capacidad Instalada tma F Producción tma

Argentina 1 1.308.000 4 1.151.040Brasil 1 1.719.000 5 800.000

Venezuela 2 2.900.000 2 2.540.000

Trinidad y Tobago 3 650.000 3 572.000

Total 6.577.000 5.063.040

FERTECON 2003 y -Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005.

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vii) Exportación e Importación de Urea en Latinoamérica

Debido a la falta de materia prima (gas natural), medios de transporte, y la falta de competitividad ocasio-nada por los costos a cubrir, muchas plantas en el mundo se han visto obligadas a cerrar, tal es el casode México en Latinoamérica y de plantas de producción de urea en Norteamérica. Todos estos factoresoriginan grandes importaciones de urea desde países como Rusia hacia países de nuestra región, y milesde dólares en fuga de divisas.

En el Gráco Nº 10 se observan los volúmenes importados de urea en Latinoamérica, siendo Brasil elprincipal importador, captando el 29,2%, le sigue México con 27,2%, Colombia con el 17,3%, y Chile con11,5%. Bolivia, si bien su requerimiento de urea es creciente, su peso especíco en la región es mínimo,ya que representa el 0,5%.

No obstante, se registran tasas promedio anual decrecientes, tal es el caso de Argentina, con -31,2%,Ecuador con -11,7%, y Uruguay con -10,6% de crecimiento promedio anual negativas, lo que ha generadouna disminución en la importación de urea en -3,5% a nivel latinoamericano. Sin embargo, otros países condemanda creciente como ser Colombia con 14,6% de crecimiento promedio anual, seguido de Paraguaycon 9,7%, Perú con 8,1% y Bolivia con un 6,3%, presentan tasas de crecimiento moderado.

Gráfco Nº 10Importación de Urea en Países de Latinoamérica

Periodo 2003-2006 (tma)

Fuente: 1) ABIQUIM, NITROBOL 2) http://www.cepes.org.pe/revista/r-agra84/LRA84.16-07.pdf 3) ANACOFER. 4) ALADI

En al ámbito regional de las exportaciones, los que destacan son Venezuela y Argentina. Sin embargo,ambos presentan tendencias decrecientes. Entre 2003 y 2006, las exportaciones de Venezuela, se hancontraído en 57% (de 0,68 MMtma a 0,39 MMtma) y a un ritmo del 17%. Asimismo, las exportaciones de

Argentina han decrecido a una tasa del 15% entre estos periodos (Gráco Nº 11).

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Debido a que la capacidad de exportación está en función a la capacidad de producción, consumo internoy comportamiento de la demanda de los mercados de la región, se puede apreciar que ese descenso enlas exportaciones viene explicado, por un lado, por el incremento del consumo interno del 23% y a un ritmodel 8% (Gráco Nº 12). Asimismo, Argentina experimentó un incremento interno del 24% en el volumenconsumido, con un crecimiento promedio, entre 2003 y 2006, del 7%.

Gráfco Nº 11

Exportaciones de Urea en Países de América LatinaPeriodo 2003-2006 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI

viii) Consumo de Urea en Latinoamérica

En cuanto a los mayores consumidores de urea en la región, se encuentra Brasil, cuyo mayor nivel de consumoen 2005 fue de 2,6 MMtma, que paulatinamente descendió a 2,1 MMtma, a un ritmo promedio de 6%, contrayén-dose en 18%. Le sigue Venezuela con un escenario de crecimiento (8%) en los volúmenes de consumo (23%adicionales entre 2003 y 2006) de urea. En tercer lugar, y en el ámbito del cono sur, se encuentra Argentina, conun crecimiento en volumen del 24% (de 0,69 MMtma en 2003 a 0,85 MMtma en 2006), a un ritmo promedio del7%. Luego se encuentra Chile, que mantiene un consumo promedio de 0,52 MMtma, entre 2003 y 2006.

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Gráfco Nº 12

Consumo de Urea Periodo 2003-2006 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI

ix) Proyección de la demanda y défcit de Urea en Latinoamérica

Las proyecciones realizadas en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía son conservadoras y tienen ca-rácter preliminar. Las tasas de las proyecciones están en base al PIB de la región y de cada país.

En el periodo comprendido entre 2008 y 2018, se prevé un crecimiento en la demanda de urea en lospaíses de la región, con tasas conservadoras, entre 3% y 7%, considerando el comportamiento del PIB de

cada país. Brasil, Argentina, Bolivia y Venezuela, presentan las tasas más altas de crecimiento.

De acuerdo a las proyecciones sobre la demanda de urea en Latinoamérica, se prevé una tendencia cre-ciente generalizada. Entre los mayores consumidores se encuentra Brasil, con un crecimiento promedio de7% anual, elevándose de 2,4 MMtma en 2008 a 4,7 MMtma en 2018. Venezuela, con una tasa promedio decrecimiento anual de 4%, y un nivel de consumo que se espera que pase de 2,6 MMtma a 3,9 MMtma entre2008 y 2018. Conjuntamente, Brasil y Venezuela representan el 53% del mercado latinoamericano (25% y28% respectivamente) y el 62% del mercado sudamericano (29% y 33% respectivamente).

Argentina, con una tasa de crecimiento promedio anual de 6%, incrementa su consumo, en el periodo compren-dido entre 2008 y 2018, de 1 MMtma a 1,7 MMtma. Por su parte, Venezuela, con un incremento en el volumende alrededor de 33%, a un ritmo promedio de 4% anual, para el mismo periodo. Argentina es el único país quepresenta superávit en los primeros años, sin embargo, el décit se incrementa en los últimos años del periodo.

Colombia, presenta un consumo creciente promedio de 3% anual, hasta alcanzar 1,1 MMtma en 2018y Chile presenta un crecimiento medio del 3% anual hasta los 0,7 MMtma para este mismo año. Ambos,representan el 17% del mercado sudamericano y presentarán un consumo acumulado, hasta el año 2018,de 9,6 MMtma (5,8 MMtma de Colombia y 3,8 MMtma de Chile).

En el caso de Bolivia, se espera una tasa de crecimiento de aproximadamente 5% anual, pero los volú-menes de consumo son mínimos (0,022 MMtma en 2008, que representa alrededor del 1% del volumenconsumido en Brasil y 0,040 MMtma para el 2018).

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En el caso de Paraguay y Uruguay, se espera que presenten tasas similares de crecimiento medio anual de3%, pero consumos relativamente bajos (de 0,10 MMtma y 0,08 MMtma en 2008 hasta 0,13 MMtma y 0,11MMtma en 2018 respectivamente). De igual forma, Perú presenta una tasa de crecimiento promedio de 3%entre 2008 y 2018 con un incremento en el volumen de 0,31 MMtma a 0,41 MMtma en el mismo periodode referencia. Ecuador, con una tasa media del 3%, también incrementa su consumo de urea que pasa de

0,17 MMtma a 0,22 MMtma entre 2008 y 2018.

Gráfco Nº 13

Proyección del Consumo de Urea en LatinoaméricaPeriodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI.

La producción de urea pretende ser comercializada en los siguientes mercados de la región: Bolivia, Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay. No se pretende abarcar otros países al norte del continentesudamericano debido fundamentalmente a la presencia de Venezuela y Trinidad y Tobago, países queposeen plantas de producción de urea y grandes reservas de gas, como el caso de Venezuela. Asimismotratar de competir con estas industrias sería en condiciones desfavorables.

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Grafco Nº 14

Proyección del Décit de Urea en los Países de Interés del ProyectoPeriodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI.

En el Gráco Nº 14 se puede apreciar que según las proyecciones efectuadas, el décit de urea, especial-mente en Brasil, crecerá de 1,6 MMtma en 2008 a casi 4 MMtma para 2018, por lo que requerirá importarurea en ese volumen. Le sigue Chile con un décit proyectado para el año 2018 de 0,7 MMtma. Argentinaabastecería su demanda interna hasta el año 2010, y a partir del año 2012 se estima que el décit de éstepaís sea de 0,06 MMtma incrementándose a 0,6 MMtma para el 2018, le sigue Perú con 0,4 MMtma parael mismo año. Por otra parte, se puede observar que Bolivia, que si bien no presenta una participaciónsignicativa en el mercado regional, se estima que experimente un crecimiento del décit, llegando a 40Mtma en 2018. Asimismo, las proyecciones realizadas muestran que en el periodo 2008 a 2018, Paraguayy Uruguay también experimentarán incremento en su décit de urea, pasando de 0,10 MMtma hasta 0,13MMtma y de 83 Mtma hasta 0,11 MMtma, respectivamente.

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Gráfco Nº 15

Proyección del Décit Total de Urea en los Países de Interés del ProyectoPeriodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre la base de datos de ALADI.

Como se observa en el Gráco Nº 15, el décit total proyectado en los mercados de interés de la región(Bolivia, Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay) experimentarán un continuo crecimiento. Seadvierte que para el año 2010 se proyecta un décit total en esta región de alrededor de 3 MMtma, quealcanzará a 6 MMtma para el año 2018. Este crecimiento de la demanda insatisfecha muestra que los prin-cipales mercados de la región no han logrado una producción acorde con la demanda interna, constituyén-dose en una oportunidad para la instalación de una o dos plantas de amoniaco/urea en Bolivia.

x) Evolución de precios de Urea en la región Sudamericana

El Cuadro Nº 5 que se muestra a continuación, presenta el promedio anual de los precios comerciales deurea que tuvo la región sudamericana, se puede apreciar un ascenso en éstos en los últimos años, 69 %desde 2003 hasta 2006.

Cuadro Nº 5

Evolución del Precio Promedio de Urea en la Región ($us/tm)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en base a datos de ABIQUIM, NITROBOL, ANACOFER y http://www.cepes.org.pe/revista/r-agra84/LRA84-16-07.pdf.

Año Urea $us/tm

2003 150

2004 213

2005 257

2006 253

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Mercados del Metanol7

El Formaldehído representó aproximadamente la tercera parte de la demanda global de metanol. Entresus usos cabe destacar: resinas de urea-melanina-formaldehído y de fenol-formaldehído (resinas térmicasusadas en materiales de construcción y componentes de partes eléctricas), poliacetatos, y 1,4 butanodiolentre otros.

El Metil Ter Butil Eter (MTBE), utilizado en las gasolinas para oxigenarlas y aumentar su octanaje, es elsegundo más grande consumidor del metanol, acaparando cerca de 7,3 MMtma de metanol en el año 2003(23% de la demanda global). Este derivado se está retirando de los EE.UU.

El tercer producto consumidor de metanol más importante es el ácido acético. El 2003, representó cercadel 9% de la demanda mundial de metanol. Se estima que la producción de ácido acético crecerá rápida-mente en los próximos 15 años porque se han desarrollado tecnologías competitivas para dirigir su uso enproductos como: monoacetato de vinilo y ácido tereftálico (Gráco Nº 16).

Gráfco Nº 16

Producción de Metanol en Base a sus Derivados (2003 y 2008) 2003 2008

Fuente: PEQUIVEN, 2005

i) Balance demanda - oferta mundial del Metanol

El balance oferta/demanda global del metanol pronosticado para el período 2004-2008 reeja un crecimien-to anual de la demanda mundial del metanol de 2,2%, un crecimiento de capacidad de 3,5% y una tasa deoperación cercana a 82% (Gráco Nº 17).

7 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN, Agosto 2005

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Gráfco Nº 17

Balance Oferta/Demanda del Metanol(MMtma)


La demanda del metanol crecerá de acuerdo al desarrollo de la economía mundial y la industrializaciónpara obtener sus derivados que tienen aplicaciones potenciales como celdas de combustibles, combustiblede automóviles, Dimetiléter (DME), Metanol a Olenas (MTO) entre otros. La demanda global del metanolha crecido aproximadamente a 32 MMtma en el 2003, la cual es casi el doble de la demanda para el año1987 (Gráco Nº 18).

Gráfco Nº 18

Demanda Global del Metanol(MMtma)


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iii) Balance de Cierre - Expansión de la capacidad mundial del Metanol

Los tres mercados fundamentales para el metanol eran los Estados Unidos, Europa y el Noreste de Asiaantes de los 80, que perdieron competitividad. El balance de cierre/expansión de capacidades del metanoldesde 1997-2003 fue de 5,5 MMtma, esta cantidad fue suciente para equilibrar el incremento de la deman-da mundial del metanol durante este período, la cual fue de 6,3 MMtma, ver Cuadro Nº 6.

Cuadro N° 6

Balance de Cierre / Expansión de la Capacidad Mundial de Metanol


Este balance de cierre/expansión de capacidades traerá consigo la oferta de 6,6 MMtma, cubriéndose conello el 20% de la demanda mundial para el 2008 (33,8 MMtma). El Cuadro Nº 7 muestra las nuevas plantas,

anunciadas y en construcción, y los posibles cierres de plantas para el período 2004- 2008.

El mercado principal para Sudamérica será EE.UU., el cual se mantendrá como el mercado de mayordemanda mundial, dado que los costos de ete y aranceles desde el Medio Oriente resultan más altos.Europa Occidental será el segundo mercado para los productores de Sudamérica y el Medio Oriente. Noobstante, el Medio Oriente dominará el mercado asiático del metanol en su totalidad.

iii) Proyección de precios del Metanol en Estados Unidos y Europa

La incidencia de factores como: tasas de operación regional y global, márgenes de producción, niveles deinventario, balance Oferta/Demanda, acciones políticas, condiciones económicas, percepción del mercadoy consolidación de la industria, han sido preponderantes en los últimos años, en el panorama general deprecios del metanol.

Entre los años 2000 y 2001, una oferta cerrada de producto y unos muy elevados precios del gas natural(alcanzando hasta los 10 $us/MMbtu) en los Estados Unidos, hicieron que se obtuvieran precios “spot” delmetanol cercano a 1 $us/galón y precios de “Contrato” cercanos a los 80 centavos/galón.

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Gráfco Nº 19

Precios del Metanol en EE.UU. y Europa(MMtma)


La mayor capacidad de producción mundial de metanol (Cuadro Nº 7) se encuentra en Arabia Sauditacon 4,98 MMtma, luego EE.UU. con 3,98 MMtma, Irán con 3,53 MMtma y posteriormente Chile con 3,49MMtma.

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Cuadro Nº 7

Plantas Productoras de Metanol en el Mundo (tma)

Fuente: Elaboración Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre la base de datos de Pequiven 2005 y de la pagina web http://www.senternovem.nl

iv) Mercado Latinoamericano del Metanol

En Latinoamérica existen plantas ubicadas en Chile, Venezuela, Argentina, Brasil, México y Colombia y quetotalizan una capacidad instalada de 11,5 MMtma. Los países sudamericanos con mayor capacidad instaladason: Chile con capacidad instalada de 3,49 MMtma y le sigue Venezuela con 2,25 MMtma (Cuadro Nº 8).

Cuadro Nº 8

Capacidad Instalada y Producción de Metanol en Latinoamérica (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la pagina http://www.senternovem.nl y de PEQUIVEN -2005

País Capacidad País CapacidadEEUU 3.985.000 Argelia 110.000Canadá 1.300.000 Bahrein 425.000

México 260.000 Guinea Ecuatorial 860.000Argentina 511.000 Irán 3.530.000Brasil 262.000 Libia 660.000Chile 3.490.000 Qatar 850.000Colombia 25.000 Arabia Saudita 4.980.000Trinidad 4.700.000 África del Sur 126.000Venezuela 2.250.000 Australia 50.000Rusia 2.950.000 China 2.855.000Alemania 1.470.000 India 406.000Países Bajos 910.000 Indonesia 990.000Noruega 870.000 Malasia 660.000Rumania 400.000 Nueva Zelanda 2.430.000Eslovenia 150.000Total 42.465.000

REGIÓN Capacidad Instalada (tma) Producción (tma)MERCOSURArgentina 511.000 408.800Brasil 262.000 209.600Paraguay 0 0Venezuela 2.250.000 1.800.000Uruguay 0 0

Total 3.023.000 2.418.400Comunidad AndinaBolivia 0 0Chile 3.490.000 2.792.000Colombia 25.000 20.000Peru 0 0Ecuador 0 0

Total 3.515.000 2.812.000

CentroaméricaMexico 260.000 208.000CaribeTrinidad y Tobago 4.700.000 3.760.000

Total 4.960.000 3.968.000Total 11.498.000 9.198.400

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v) Exportación e Importación de Metanol en Latinoamérica

Latinoamérica durante el 2005, ha exportado metanol al mundo, cerca de 3,7 MMtma, de los cuales Chileexportó el 74%, Venezuela el 18% y Argentina el 8% (Gráco Nº 20). Los destinos principales de las expor -taciones fueron: Estados Unidos, Países Bajos, Nigeria, Francia, Italia, Corea del Sur y Brasil.

Gráfco Nº 20

Exportaciones de Metanol – LatinoaméricaPeriodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

El mayor importador, en el ámbito regional, es Brasil, con un incremento leve entre 2000 y 2005, que va de 0,25MMtma a 0,27 MMtma, como se puede apreciar en el Gráco 21, representa el 48% del destino de las exportacio-nes de metanol en el ámbito regional, México paso de importar 0,19 MMtma a 0,24 MMtma en el mismo periodoy Argentina reduce de forma signicativa sus importaciones, en el mismo periodo, de 89,5 Mtma a 651 tma.

Gráfco Nº 21

Importaciones de Metanol-LatinoaméricaPeriodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con Datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

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vi. Consumo de Metanol en Latinoamérica

Latinoamérica durante el periodo 2000-2005 consumió en promedio 2,65 MMtma de metanol. El 2005 con-sumió 2,05 MMtma, de los cuales Venezuela consumió 41%, Brasil 23%, México 16% y Chile el 12%, estospaíses se constituyen en los mayores consumidores de la región porque juntos suman el 92% del total queconsume la región (Gráco Nº 22).

Gráfco Nº 22

Consumo de Metanol en LatinoaméricaPeriodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

vii. Proyección de la demanda y défcit de Metanol en Latinoamérica

Las proyecciones elaboradas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, son preliminares y la tasa de laproyección está en base al PIB de la región y de cada país.

En el periodo comprendido entre 2008 y 2018, se han contemplado tasas conservadoras, entre 3% y 5%,considerando el comportamiento del PIB de cada país.

El 2018 se estima que Latinoamérica demandará 3,4 MMtma y que Venezuela, Chile Brasil y México juntosdemandan el 78% del total que consume esta región ver Gráco Nº 23, Venezuela mantiene su posiciona-miento de líder en el periodo que va de 2008 a 2018, pasando de 0,9 MMtma a 1,1 MMtma, con una tasade crecimiento del 2% anual. Asimismo, Chile con un ritmo de crecimiento levemente superior (2,2%), seprevé que incrementará su demanda de metanol en 194 Mtma. En tercer lugar se encuentra Brasil con unademanda que llega a 595 Mtma en 2018, con una tasa de crecimiento anual promedio del 2%, se esperaque su incremento absoluto sea de 107 Mtma., registrando como los principales países consumidores demetanol. Argentina presenta una tasa de crecimiento medio anual, entre 2008 y 2018, de 1,5%, pasandode 225 Mtma a 261 Mtma.

Por otra parte, se espera que Paraguay, Uruguay, Bolivia, Perú y Ecuador presenten una tasa de crecimien-to medio anual del 1% en el periodo 2008 a 2018. Colombia, al igual que Brasil y México, crecerá a una tasamedia anual de 2%. Los volúmenes se pueden observar en el Gráco 24.

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Gráfco Nº 23

Proyección de la Demanda de Metanol-LatinoaméricaPeriodo 2008-2018 (tma)


En cuanto a la proyección del décit de metanol en Latinoamérica (Gráco 24), se estima que Brasil expe-rimentará un incremento de 293 Mtma en 2010 a 352 Mtma para 2018. Se puede suponer que Venezuela,por su ubicación geográca, cubriría el décit de Ecuador y Colombia, dejando a Brasil y Perú como losdos mercados potenciales para la industria petroquímica nacional, ya que se espera que juntos demanden305 Mtma para el año 2010 y 366 Mtma para el 2018. Asimismo, se proyecta una demanda insatisfecha deBolivia, Paraguay y Uruguay, cerca a 1,5 Mtma en total, para el 2010 y 1,7 Mtma para el 2018, los que norepresentan mercados atractivos para inversiones.

Gráfco Nº 24Proyección del Décit de Metanol en Latinoamérica

Periodo 2008-2018 (tma)


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El Gráco 25, nos muestra el décit total proyectado de metanol en los países de interés del proyecto:Brasil, Perú, Bolivia, Paraguay y Uruguay, con demandas insatisfechas, que experimentarán crecimientoleve a lo largo del periodo 2008-2018. Se advierte que para el año 2010 se proyecta un décit total en estaregión de alrededor de 0,29 Mtma, que alcanzará a 0,36 Mtma para el año 2018. Bolivia podría incursionaren el negocio para cubrir la demanda insatisfecha de Brasil, con una demanda con tendencia creciente, así

como la de pequeños mercados como Perú, Paraguay, Uruguay, pero se advierte un volumen relativamentepequeño que por hoy probablemente no justique la instalación de una planta, salvo se cierren las plantaschilenas por falta de gas natural, o la producción se destine a mercados de ultramar asiáticos.

Gráfco Nº 25

Proyección del Décit Acumulado de Metanol en los Países de Interés del ProyectoPeriodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005.

Mercado de la Petroquímica del Etano

Mercado de Etileno/Polietilenos8

La tendencia de producir etileno a partir de la nafta se mantiene debido a las facilidades de transporte queofrece esta materia prima a las regiones de alta demanda de etileno. Se pronostica un incremento en eluso de gasoil y butano (fuera del Medio Oriente) como materia prima ya que el costo de los crackeadorestradicionales de etano/propano o de nafta es mayor.

El Gráco Nº 26 muestra que el polietileno para lmes, y partes mecánicas domina la demanda mundialde productos derivados del etileno, seguido por el óxido de etileno (refrigerante, poliéster y detergentes),dicloruro de etileno (PVC, tuberías, etc.) y etilbenceno (para paquetes de poli estireno y resinas ABS).

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8 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005.

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Gráfco Nº 26

Producción de Etileno por Alimentación y Demanda

Por Alimentación Por Demanda de Derivados


i) Balance demanda - oferta mundial de Etileno

El pronóstico para el periodo 2004-2008 reeja un continuo crecimiento anual de la demanda mundial deetileno de 4,7 % a una tasa de operación del 90 %. Ver Gráco Nº 27.

Gráfco Nº 27

Demanda Mundial de Etileno(MMtma)


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ii) Consumo de Etileno a nivel mundial

El bajo costo de manufactura en Asia estimulará un fuerte crecimiento de la demanda de etileno en Asia.China representará el 50% de ésta demanda, seguido por Norteamérica. Se espera que para el año 2010 elconsumo exceda 45 MMtma siendo la capacidad disponible de Asia para el mismo año 38 MMtma (GrácoNº 28).

Gráfco Nº 28

Demanda o Consumo Global de Etileno(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN 2005

iii) Capacidad de producción mundial de Etileno

Para esta década la capacidad global de etileno está proyectada en 97 MMtma (año 2000) a 140 MMtma(año 2010). El incremento de capacidad de producción será en el Medio Oriente y el Noreste de Asia, se-guido por Europa Occidental y Norteamérica en mucha menor escala global (Gráco Nº 29)

Asia se convertirá en el más grande productor de etileno con un 27% de la capacidad global para el 2010 entanto que el Medio Oriente está incrementando capacidad en los niveles primarios de derivados orientadosexclusivamente a la exportación. Sin embargo el Medio Oriente deberá también incrementar su infraestruc-tura logística para poder crecer en sus exportaciones.

Para los próximos años la demanda excederá la adición de capacidades de tal manera que las tasas deoperación tendrán que incrementarse. Los productores mantendrán o incrementarán sus márgenes deganancias.

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Gráfco Nº 29

Capacidad Global de Etileno(MMtma)


Asia se transformará en el más grande productor con un 27% de la capacidad global para el 2010. El MedioOriente está añadiendo capacidad orientada exclusivamente a la exportación, sin embargo se pronostica yespera un incremento en la demanda que excederá la adición de capacidades en los próximos años.

Las tasas de operación también se incrementarán hasta la construcción de las nuevas plantas. Este escena-rio contribuirá a que los productores mantengan o incrementen sus márgenes de ganancia (Cuadro Nº 9).

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Cuadro Nº 9

Nuevas Capacidades 2004-2008


iv) Proyección de precios del Etileno a nivel mundial

Los precios del Medio Oriente y Norteamérica están basados en contratos mientras que los de Asia apare-cen con el mercado “spot.” El año 2004 muestra un pico para Europa occidental por la debilidad del dólarante el euro, en Asia también se muestra un pico por la hermeticidad de su mercado y altos costos de pro-ducción por elevados precios del crudo y nafta (PEQUIVEN 2005), Gráco Nº 30.

Capacidad Mtma

PAÍS COMPAÑÍA 2004 2005 2006 2007 2008

Austria OMV AG 150

Bélgica BASF Antwerpen NV 250Brasil Río Polímeros 500

Petroquímica Uniao 200

China SECCO Petrochemical Co LTD 900

Fujian Petrochemical Co LTD 600China National Offshore/Shell Nanhai 800

Lanzhou Petrochemical Co. 80Sinpec 320

China National Offshore/Shell Petrochemical 800BASF-YPC Co. LTD 600

Sinopec 270

República Checa Chemopetrol AS 25Chemopetrol AS 50

Alemania Veba AG 440Hungría Tiszai Vegyi Kombinat RT 250

Tiszai Vegyi Kombinat RT 85India Reliance Assam Petrochemicals 300

Irán Jam Petrochemical Co. 1.320

Pars Petrochemical Co. 1.000Marum Petrochemical 1.100

Bandar Imam Petrochemical Co 100National Petrochemical Co. 500

Israel Carmel Olens Ltd. 40Italia Enichem SpA 80

Kuwait Kuwait Petrochemical Co. 850

Holanda Saudi Basic Industries Corp. 450Filipinas Chinese Petroleum Corp. 350

Polonia PKN Orlen SA 320Qatar Qatar Chemical Co LTD 195

Qatar Chemical Co LTD 1.300Rumania Arpichem SA 100

Arabia Saudita Jabail United Petrochemical Corp. 1.000

Singapure Shell Chemical Co.España Repsol YPF 120

Turquia Petkin Petrokimya Holding AS 120EEUU Westake Petrochemical 45

BP America Inc. 295Dow Chemical Co. 900

Venezuela Pequiven-Exxon Mobil 1.050TOTAL Período 17.855

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Gráfco Nº 30

Proyección de Precios del Etileno


v) Mercado de Polietilenos en Latinoamérica

Para este análisis tomamos como mercado regional los siguientes países: Brasil, México, Trinidad y Toba-go, Argentina, Bolivia, Perú, Paraguay, Uruguay, y Chile. El gran mercado emergente de Asia será cubiertopor Medio Oriente y EE.UU. y declinará paulatinamente en sus exportaciones de etileno de acuerdo alnuevo mercado global.

El polietileno de alta y baja densidad, y el polipropileno son los productos básicos que más se comercializanen la región según datos de importación y exportación de la ALADI.

vi) Capacidad Productiva Instalada de Polietilenos en Latinoamérica

Como se puede observar en la Cuadro Nº 10, Brasil es líder en capacidad productiva para polietileno dealta densidad/baja densidad lineal (LL/HD PE), polietileno de alta presión/baja densidad (HP-LD PE), polie-tileno de alta densidad (HDPE), y polipropileno (PP), luego están México, Argentina, Venezuela, y Chile.

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Cuadro Nº 10

Capacidad Regional Productiva Instalada en Mtma (Kt/año)

Capacidad al nal de gestiónFuente: Buhler, Agosto 2005

La petroquímica de Brasil utiliza como materia prima, nafta principalmente y gas natural en menor escala. Rio-pol es la compañía que utiliza una unidad de polimerización tipo Swing para producir polietileno de alta den-sidad (PEAD, 270 Mtma) o polietileno de baja densidad lineal (PEBDL, 270 Mtma) con plantas integradas.

Brasil continuará siendo líder regional. La empresa BRASKEM S.A. tiene no sólo aspiraciones regionales,sino globales. Los nuevos proyectos para el Brasil se muestran en la Cuadro Nº 11. Brasil ya inició la cons-trucción de Petroquímica Paulinia, capacidad 350 Mtma de polipropileno (EFE, Febrero 2007).

Cuadro Nº 11

Brasil, Nuevos Proyectos

Fuente: Buhler, 2006.

HP-LDPE(kt/año)

HDPE(kt/año)

LLDPE(kt/año)

LL/HDPE(kt/año)

PP(kt/año)

Argentina 95 113 405 290Brasil 792 637 1.400 1.385

Chile 43 130

Colombia 60 320

México 378 200 300 220

Venezuela 85 100 210 110

Región Total 1.453 1.050 - 2.315 2.455

Ubicación Tecnología Capacidad Producto Operación

Brasil

Petroquímica Paulinia Paulinia, SP Spheripol 300 - 350 PP 9/2007 - 4Q2008

Polibrasil Mauá, SP - 300 PP 2007

Polietilenos Uniao Santo André, SP ChevronPhillips

200 LL/HDPE 2Q2008

Rio de Janeiro PetrochemicalComplex - COMPERJ

Itaboraí, RJ - 400 PP 2012 En estudio

Rio de Janeiro PetrochemicalComplex - COMPERJ

Itaboraí, RJ - 950 PE 2012 En estudio

Petroquímica Triunfo Ttriunfo, RS - - PP Indenido

Petrobras (Regap) MG - 150 PP Indenido

Ipiranga Ttriunfo, RS - 150 to 200 PP 2010 En estudio

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México tiene la mayor demanda insatisfecha de los mercados potenciales considerados. El complejo pe-troquímico Morelos inició operaciones en abril del 2007 con una planta tipo swing para PEBD/PEAD y unacapacidad de producción de 300 Mtma. Con ésta planta se dejará de importar el 40 % de dichos productos(PEMEX, Boletín de prensa 24 Abril 2007).

El Cuadro Nº 12 muestra el estado de los nuevos proyectos de polietilenos en México.

Cuadro Nº 12

México. Nuevos Proyectos


La Petroquímica del gas natural para olenas y derivados en Venezuela está conformada por la Planta deOlenas I y II en el Cuadrozo, Zulia. Esta planta utiliza el etano y propano como materia prima para produciretileno y propileno. La empresa Polinter utiliza el etileno para producir PEBD, PEAD, PEBDL.

Polinter: Capacidad Nominal 100 Mtma PEAD. Tecnología Mitsui

Capacidad Nominal 80 Mtma PEBD. Tecnología Elf Atochem

Capacidad Nominal 100 Mtma PEBDL. Tecnología Dupont

Los proyectos señalados abajo son producto de convenios de CPV y PEQUIVEN con la empresa BRAS-KEM S.A., nuevo socio estratégico de Venezuela. Existen memorándumes de entendimiento para la pro-ducción de 1 MMtma de PE y otros productos para el 2011 con una inversión de 1500 a 2000 MM$us paralos mercados de México, EU, y Venezuela (Cuadro Nº 13).


PEMEX Petroquímica Petroquímica Morelos,Coatzacoalcos, VC

Unipol 300 LL/HDPE 3Q2006

Indelpro Altamira, TAM Spherizone 360 PP 1Q2008

Phoenix JV Coatzacoalcos, VC or Altamira, TAM

Sclair 450 PE On hold


- 450 PE On hold


- 500 PP On hold

Altemate Phoenix Pet. Cangrejera,Coatzacoalcos, VC

- 300 PE 4/2009

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Cuadro Nº 13

Venezuela. Nuevos Proyectos


Chile tiene 2 proyectos mostrados en el Cuadro Nº 14 que deberían iniciar construcción el año 2007 paraexportar a Colombia, Ecuador, y Perú (Quipuscu, 2005). Actualmente Chile produce sólo PEBD.

Cuadro Nº 14

Chile. Nuevos Proyectos


Colombia tiene una petroquímica basada en corrientes de renación y está compuesta por petroquímicabásica, plástica, caucho, y resina, asimismo tiene un proyecto de 0,5 MMtma de PEAD/ PEBDL que seencuentra bajo estudio de Compañía Promotora del Caribe en Cartagena (Buhler, 2006).

El gobierno de Trinidad y Tobago iniciará la construcción a nales del 2007 de una planta petroquímica aus-piciada por el Grupo Chao en el que el gobierno es socio minoritario, producirá 0,6 MMtma de Polietileno yderivados utilizando gas natural como materia prima (Buhler, 2006).

Perú tiene memorándumes de entendimiento con Petrobrás para la construcción de un complejo petro-químico para la producción de polietileno utilizando el gas natural como materia prima (Aquino, 2007). Laposible localización de ésta planta sería en Pampa Melchorita o Pisco (Quipuscu, 2005)

vii) Exportación e Importación de Polietilenos en Latinoamérica

Debido a la falta de una sola fuente con datos completos que reejen el mercado de las importaciones yexportaciones, se tuvo que recurrir a tres fuentes distintas: IBCE-Bolivia, ALADI y Buhler. De esta forma se

ha podido extractar la información para confeccionar los grácos 31 y 32.


Venezuela

CPV - Braskem EL Tablazo, Zulia Spheripol 400 PP 4Q2008 - Understudy

Pequiven - Braskem José Anzoátegui - 1.000 PE 2011 - Under study


Chile

Petroquim and ENAP Talcahuano - 400 LL/HDPE 4Q2009

Petroquim Talcahuano - 150 PP 4Q2009

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Gráfco Nº 31

Importaciones de PolietilenosPeriodo 2002-2005 (tma)

Fuente: (*) IBCE-Bolivia, ALADI, (**) y (***) Buhler, 2005

De acuerdo a la información extractada de las tres fuentes anteriormente señaladas, se puede observarque Brasil es el mayor importador de la región, con 300 Mtma en el año 2004, registrándose el mismo ni-vel en el año 2002. Le sigue Argentina con 210 Mtma el 2004, lo que signica un crecimiento en volumendel 40% y un ritmo de crecimiento promedio anual del 18,3%, el más alto de Latinoamérica. Chile con 185Mtma, el 2005, signicando un crecimiento en volumen del 52% y una tasa de crecimiento medio anual del15%. Con respecto a Bolivia, se ha registrado un crecimiento promedio anual de 2,1%, con un incrementoen el volumen del 1%.

Gráfco Nº 32

Exportaciones de PolietilenosPeriodo 2002-2005 (tma)


Las exportaciones en el contexto regional, muestra que Brasil es el mayor exportador de polietilenos, alcan-zando su oferta exportable a 550 Mtma en 2004, le sigue Argentina, con un nivel de exportaciones de 300Mtma. Lejos, se ubica Chile, con un volumen exportado de 14 Mtma en 2005.

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viii) Consumo de Polietilenos en Latinoamérica

Como se puede apreciar en el Gráco Nº 33, el consumo de los mercados objetivos ha crecido sosteni-damente. El principal mercado de polietilenos es Brasil, con un nivel de consumo registrado para el año2005, de alrededor 2 MMtma. Para el mismo año, Argentina registró un consumo de 0,6 MMtma, seguidode Chile con 0,2 MMtma.

Gráfco Nº 33

Consumo Mercados del Mercosur y Países Asociados de Polietilenos Periodo 2002-2005(tma)


Como se puede apreciar en el Gráco 33, Brasil es el mayor consumidor de polietileno en la región, conun mercado de 1,9 MMtma el 2005, con un incremento en volumen, respecto del año 2002, del 30% y con

una tasa de crecimiento promedio anual del 14%. Continúa Argentina, con un nivel de consumo del 0,5MMtma el 2005, habiéndose incrementado este volumen en 57,4% desde el 2002, a un ritmo promedioanual del 25,4%. Sigue Chile, con un consumo aproximado de 0,3 MMtma en 2005, con un crecimiento envolumen del 43% respecto del año 2002, a un ritmo medio de 13% anual. En cuanto a Bolivia, el consumoregistrado para el 2005 fue de 0,02MMtma, habiéndose incrementado en 2,2% y a una tasa media anualcreciente de 2,2%.

ix) Proyección de la demanda y défcit de Polietilenos en Latinoamérica

Las proyecciones elaboradas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, son conservadoras y prelimina-res y la tasa de la proyección está en base al PIB de la región y de cada país.

En el Gráco 34 se puede ver el comportamiento proyectado del consumo de Polietilenos en el ámbito

regional, destacando la importancia de Brasil, seguido de Argentina y Chile.

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Gráfco Nº 34

Proyección del consumo de PolietilenosPeriodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a datos del ALADI, IBCE, Buhler, 2005.

Conforme a las estimaciones del comportamiento del décit de polietilenos en el contexto regional, Brasil se mues-tra como el que mayor décit va a enfrentar a lo largo del periodo 2008 y 2018, alcanzando para este último periodoun volumen aproximado de 1,3 MMtma. Le siguen Argentina, con 0,67 MMtma y Chile con 0,37 MMtma.

Gráfco Nº 35

Proyección del décit según paísPeriodo 2008-2018 (tma)


Para el año 2018, como se puede observar en el Gráco 36, el décit a nivel regional, será de aproxima-damente 2,5 MMtma.

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Gráfco Nº 36

Décit Total Regional ProyectadoPeriodo 2008–2018 (tma)


Toda vez que Brasil, Argentina y Chile se constituyen en países de la región de mayor demanda de polieti-lenos, y a la vez, registran un incremento acelerado en la proyección de décits, este escenario representapara Bolivia una oportunidad para ingresar en el proceso de producción de polietilenos y poder cubrir elmercado nacional, y el decitario mercado brasileño, argentino, chileno, paraguayo y uruguayo.

En cuanto a los precios de los polietilenos, en la siguiente Cuadro se puede apreciar los precios a nivelLatinoamérica incluido México para el año 2006.

Cuadro Nº 15

Precios Internacionales de Polietilenos de Países Productores de la RegiónDiciembre 2006

Fuente: www.icisp ricing.comFOB = LIBRE A BORDO CFR = ADUANA Y FLETE

DAF = ENTREGADO EN FRONTERA

Unidad Rango de Precios 4 semanas atrás $us/MT

ARGENTINA (FOB) $us CTS/LB 61.24 - 63. 50 61.24 - 63.50 1350 - 1400

BRASIL (FOB) $us CTS/LB 61.24 - 63. 50 63.50 - 65.77 1350 - 1400

CHILE (CFR) $us CTS/LB 59.87 - 61. 24 63.50 - 64.41 1320 - 1350

COLOMBIA (CFR) $us CTS/LB 58.97 - 60. 78 58.97 - 60.78 1300 - 1340

MEXICO (DAF) $us CTS/LB 50.00 - 52. 00 53.00 - 55.00 1102 - 1146

VENEZUELA (FOB) $us CTS/LB 70.31 - 74. 16 70.31 - 74.16 1550 - 1635

ARGENTINA (FOB) $us CTS/LB 57.15 - 58. 51 57.15 - 58.51 1260 - 1290

BRASIL (FOB) $us CTS/LB 61.24 - 62. 60 64.41 - 65.77 1350 - 1380

CHILE (CFR) $us CTS/LB 58.97 - 59. 87 61.69 - 62.60 1300 - 1320

COLOMBIA (CFR) $us CTS/LB 58.97 - 59. 87 58.97 - 59.87 1300 - 1320

MEXICO (DAF) $us CTS/LB 51.00 - 53. 00 54.00 - 56.00 1124 - 1168

VENEZUELA (FOB) $us CTS/LB 65.77 - 68. 49 65.77 - 68.49 1450 - 1510

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Localización de Complejos Petroquímicos

El desarrollo de la industria Petroquímica no puede encararse en forma aislada, debe contemplar su inte-gración en complejos industriales, generalmente ubicados aguas abajo de complejos reneros o plantasde extracción de licuables del GN, de tal forma que aseguren un uso apropiado de los servicios comunesexistentes.

Un complejo petroquímico es un conjunto de plantas industriales que al estar ubicadas en un solo lugarreducen sus costos de operación al compartir servicios (electricidad, agua, vapor, aire, combustibles, etc.) einfraestructura logística (ductos, almacenes, vías de acceso, transporte y otros). Las mismas son dinámicase interactúan entre sí, unas plantas procesan los hidrocarburos y/o sus derivados para obtener productospetroquímicos básicos, las otras plantas utilizan los mismos como insumos para obtener productos nalescomo urea, plásticos y otros.

Por lo expuesto, se ha visto la necesidad de identicar posibles localizaciones para los complejos petroquí-micos en base a los siguientes criterios técnicos:

- Ubicación cerca a las fuentes de materias primas,

- Disponibilidad de infraestructura y logística, para el transporte de la materia prima, los insumos y losproductos,

- Disponibilidad de agua, electricidad y servicios,

- Cercanía a los mercados potenciales.

Bajo los criterios anteriores se identicaron los siguientes polos de desarrollo petroquímico:

- Municipio de Villamontes, Tarija

- Municipio de Puerto Suárez, Santa Cruz

- Municipio de Entre Ríos, Cochabamba

Complejo Villamontes, Tarija

Justifcación de la Ubicación del Complejo Petroquímico

Villamontes al encontrarse en el Gran Chaco Tarijeño donde se encuentra el 85% de las reservas hidrocar-buríferas del país, hace de esta ubicación razón suciente para instalar un Complejo Petroquímico, identi-cándose las siguientes ventajas:

- Cercanía con los más importantes megacampos de gas en el país.

- Disponibilidad de agua del río Pilcomayo, con un caudal promedio anual de 203,14 m3/s.

- Disponibilidad de servicios básicos.

- Existencia de gasoductos, poliductos y oleoductos que pasan por el lugar que reducirían signicativa -mente los costos de implementación del proyecto.

- Ubicación estratégica para la exportación de productos a países vecinos. Disponibilidad de vías detransporte por carretera, y ferrocarril y cercanía con Argentina y Paraguay.

- Acceso a través de transporte carretero y férreo océano pacico y transporte carretero, férreo y uvialal Océano Atlántico, lo que permite llegar a otros mercados potenciales como China, india Japón, yEuropa Occidental.

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Complejo Puerto Suárez, Santa Cruz


Se han identicado las siguientes ventajas.

- Cercanía del complejo petroquímico a la frontera del Brasil, principal mercado objetivo de los productos.

- Disponibilidad de agua que ofrece la laguna Cáceres para la generación de vapor de agua caliente yagua para procesos.


- El complejo tiene la gran oportunidad de contar con un incremento en el volumen de exportación de gasnatural al Brasil, así como también de la disponibilidad de ampliación del gasoducto GTB y GASYRG.

- Acceso a los mercados de Argentina, Paraguay y Uruguay por la hidrovía.

- Acceso económico y garantizado a través de Puerto Busch y la hidrovía al océano Atlántico, lo quepermite llegar a otros mercados potenciales como Japón y China.

- Ubicación estratégica para la exportación de productos a países vecinos por la disponibilidad de mediosde transportes uvial ferrocarril y carretero.

Complejo de Entre Ríos, Cochabamba


Ubicación estratégica (Centro de Bolivia) para la exportación y el suministro de productos al mercado inter-no debido a la disponibilidad de transporte Bi-modal (Carretera-Ferrocarril) y Fluvial.

Tiene en abundancia tres de los principales requerimientos de un complejo petroquímico:

- Gas Natural: Los campos del norte pueden producir gas suciente para sostener un proyecto industrial

de gas natural además del mercado interno, si se desarrollan a futuro sus reservas no comprometidas.- Agua: Que puede provenir del Río Ichilo y otros aledaños.

- Electricidad: Tiene la suciente para el municipio pero tiene la posibilidad de acceder a energía extra sise conecta al sistema interconectado nacional.


- Existencia de gasoductos, poliductos y oleoductos que pasan por el lugar.

Marco Legal de la Industrialización del Gas Natural

El marco normativo vigente establecido a través de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, del 17 de mayo de2005, respecto a la industrialización del gas natural establece, en su Artículo 13, que el estado fomentarála industrialización de los hidrocarburos, otorgará incentivos y creará condiciones favorables para inversiónnacional y extranjera.

La industrialización de hidrocarburos podrá ser ejecutada por YPFB o personas individuales o colectivas,ya sean públicas o privadas, como también empresas asociadas con YPFB (Art. 17).

Asimismo reconoce la necesidad urgente para fomentar el desarrollo, prioridad nacional la industrializaciónde los hidrocarburos en territorio boliviano (Art. 98).

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En cuanto a los incentivos para la Industrialización, contemplados en la Ley, los Artículos 60 y 102 establecen:

- Liberación pago de aranceles (GAC) e impuestos (IVA) a la internación de equipos, materiales e insumos.

- Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.

- Otorgamiento de tierras scales en usufructo, cuando exista la posibilidad.- Exención temporal de impuestos a la propiedad de bienes inmuebles por cinco (5) años.

- Las autoridades acelerarán los trámites de las empresas para la obtención de personería jurídica, licen-cias, permisos y otros.

Adicionalmente se establecen concesiones del transporte de hidrocarburos y acceso abierto donde el con-cesionario destine un mínimo de quince por ciento (15%) de la capacidad de transporte para otros usuariosque utilicen el gas en Proyectos de Industrialización en el territorio nacional (Art. 91).

En cuanto al precio del gas natural, la Ley, en su artículo 87, establece que en ningún caso los precios delmercado interno podrán sobrepasar el cincuenta por ciento (50%) del precio mínimo del contrato de expor-tación. Asimismo, El Regulador jará para el mercado interno, los precios máximos, en moneda nacional, y

los respectivos parámetros de actualización, de acuerdo a Reglamento (Art 89).El Decreto Supremo 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, del 1 de mayo de 2006 respecto a laactividad de industrialización del gas natural establece, que YPFB en nombre y representación del Estado,en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país (gas natural y petróleo/condensado), asume su comercialización, deniendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para elmercado interno, como para la exportación y la industrialización. Asimismo, el Estado toma el control y ladirección toda la cadena de la producción, transporte, renación, almacenaje, distribución, comercializacióne industrialización de hidrocarburos en el país.

Disponibilidad de gas natural para la industria petroquímica

Actualmente Bolivia cuenta con importantes reservas de Gas Natural (Probadas y Probables) que la sitúanen el segundo lugar en el ámbito de la región sudamericana. No obstante de ello, el retraso en las inver-siones en la producción no permite contar con una disponibilidad inmediata para proyectos petroquímicos(urea, polietilenos, metanol, etc.). Sin embargo, se tienen comprometidos proyectos para desarrollar lasreservas probadas no comprometidas que permitirán garantizar el suministro de gas natural en cantidad ycalidad suciente para futuros proyectos petroquímicos.

El desarrollo de estas reservas se efectuará través de los 44 contratos de operación suscritos entre lasempresas operadoras y YPFB, o bajo la nueva modalidad del D.S. 29130 del 13 de mayo de 2007, queseñala los mecanismos bajo el cual YPFB puede efectuar las actividades de exploración y explotación delas áreas reservadas a favor de YPFB.

Presiones regionales para la ubicación de los proyectos

Todas las regiones productoras y no productoras de gas natural, presionan al Gobierno para que en susregiones se ejecuten proyectos petroquímicos, sin el mínimo criterio técnico y económico.

Se debe tener extremo cuidado al comprometer la fe del Estado en la ejecución de un proyecto regional. Lalógica de la industria Petroquímica señala que plantas aisladas no tienen competitividad y debe contemplarsu integración en complejos industriales o polos, generalmente ubicados aguas abajo de complejos rene-ros o plantas de extracción de licuables del gas natural, de forma tal que aseguren un uso apropiado de losservicios comunes existentes.

1.1.3. Identifcación de Problemas y soluciones

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Asimismo para la ejecución de cualquier proyecto petroquímico se debe:

- Vericar que exista un mercado potencial insatisfecho y que es viable, desde el punto de vista operativo,introducir en ese mercado el producto en cuestión,

- Demostrar que tecnológicamente es posible producirlo una vez que se vericó que no existe impedi-

mento alguno en el suministro de todos los insumos necesarios para la producción (solidez técnica),

- Demostrar que es económicamente rentable llevar a cabo la producción del producto (solidez econó-mica-nanciera),

- Demostrar que se genera valor agregado y otorga benecios económicos y sociales al país y generadesarrollo de las regiones (solidez económico-social),

- Demostrar la solvencia de la empresa proponente del proyecto (solidez de la empresa).

Por lo tanto cualquier proyecto petroquímico no podrá ser aprobado sino cumple mínimamente estos re-quisitos y se deberá hacer entender a las regiones y demostrarles que su proyecto no es viable ni técnicani económicamente.

Garantía de suministro de etano del gas natural para la petroquímica.

Si bien el etano es una de las principales materia primas de la industria petroquímica por la diversidad de losproductos que de este se obtiene, se tiene el riesgo de suministro en el largo plazo porque estas plantas:

- No tienen la opción de utilizar otra materia prima, como la tienen la industria petroquímica a partir de lanafta.

- El etano sólo representa el 6.5% molar del ujo de gas, por lo tanto se requieren grandes volúmenes parapoder cumplir con la escala mínima rentable y competitiva para los proyectos petroquímicos del etano.

- El desarrollo de la industria petroquímica del etano en Bolivia en el mediano plazo depende del requi-sito de contenido calórico del gas natural.

Como ejemplo se puede mencionar que el contenido de calor del gas en el contrato GSA con Brasil, exigeun nivel caloríco no menor a 1.304 btu/pc, lo que impide que sea utilizado un stock mínimo de suministrode etano. Contrariamente, el contrato con ENARSA de Argentina, exige un nivel caloríco mínimo muchomas bajo (1.000 btu/pc) lo que obliga a Bolivia a industrializar el etano, el mismo que será separado de lacorriente de exportación de Gas Natural.

Contradicciones entre los Artículos 87 y 89 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, sobre el precio delgas natural para el mercado interno.

El precio del gas natural es uno de los factores más importantes para la viabilidad de los proyectos petro-químicos. La Ley de Hidrocarburos No 3058 incluye los siguientes artículos respecto al establecimiento deprecios del gas natural:

- El Artículo 87 estipula que el precio del gas natural para el mercado interno no excederá al 50% delprecio mínimo de los contratos de exportación del gas.

- El Artículo 89 estipula que el Ente Regulador establecerá el precio máximo de gas natural para elmercado interno, tomando en cuenta los precios del gas de contratos existentes y de oportunidad demercado.

Al respecto, el precio del gas natural estipulado en el contrato del proyecto minero-siderúrgico del Mutúnmarcó la referencia del precio del gas natural en boca de pozo en el mercado interno para proyectos indus-triales en 3,32 $us/MMbtu, el cual podrá ser tomado en cuenta para futuros proyectos petroquímicos.

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Límite en la capacidad de los gasoductos de transportar el gas natural de los campos productoresa la frontera con Brasil.

Los proyectos petroquímicos y otros (siderúrgico y otros) a ejecutarse en un supuesto polo en Puerto Suá-rez, requieren grandes volúmenes de gas natural. En la actualidad, no existe la suciente capacidad detransporte en el gasoducto con destino a Puerto Suárez y por tanto, al existir demanda de gas natural enla frontera brasilera, se deberá realizar la ampliación de la capacidad del gasoducto Rió Grande – Mutún yésta podrá ser ejecutada sin contratiempos.

PETROQUÍMICA DEL METANO

MERCADO DE LA UREA

A nivel mundial se identican grandes mercados insatisfechos, tales como EEUU, México, Europa Occi-dental, China e India, entre otros.

La demanda insatisfecha de urea en los países de la región como Bolivia, Argentina, Chile, Perú, Paraguayy Uruguay, puede considerarse conservadora si se toma en cuenta los siguientes aspectos: Brasil estimauna demanda insatisfecha al 2008 de 1,6 MMtma y tasas de expansión del mercado de urea del 7%, porlo que su demanda insatisfecha para el 2012 sería de 2,4 MMtma. A pesar de que Argentina, tiene unacapacidad instalada de 1,2 MMtma, se estima que dejará de ser un exportador a la región, debido a quesu producción sólo podrá abastecer la demanda de su mercado interno hasta el año 2010. Chile, debido asu alta producción agrícola, proyecta una demanda insatisfecha de 622 Mtm para el 2012. Para los otrospaíses de interés: Bolivia Paraguay, Uruguay y Perú, el décit proyectado para el 2012 será de 588 Mtma.

Considerando las ventajas comparativas y el comportamiento del consumo de los países vecinos, quemuestran tasas crecientes, y tomando en cuenta la cercanía geográca con los mayores consumidores,se puede concluir que Brasil (Sur de Brasil), Argentina (Norte de argentino), Chile (Norte chileno), Sur delPerú; Paraguay y Uruguay son mercados naturales y potenciales para la exportación de urea.

En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de urea del MERCOSUR y asociados, alcanzaa 3,6 MMtma para el año 2012 y 5,9 MMtma para el 2018. Consecuentemente, la instalación de una o dosplantas, con una capacidad de al menos9 600 Mtma, parece ser lo mas adecuado para cubrir parte de estedécit proyectado al 2012.

MERCADO DEL METANOL

Las plantas de metanol en el Norte de América y Europa están en proceso de cierre, debido a que sus cos-tos de producción no les permiten obtener un producto competitivo como en Sudamérica y Medio Oriente.Se pronostica que durante el 2004-2008 las nuevas plantas se situarán en éstas dos regiones con unacapacidad total de 70% de la mundial. Aquello se puede evidenciar con la puesta en marcha de la plantachilena denominada Chile IV el 2005 que actualmente se encuentra parada por falta de materia prima.

En cuanto a la demanda insatisfecha de metanol en la región, Brasil consume metanol anualmente porencima de las 400 Mtma y tiene la capacidad instalada para cubrir 262 Mtma de su demanda interna, alcan-zando una demanda insatisfecha, al 2008, de 279 Mtma. Con una tasa de crecimiento anual del mercadode metanol de 2%, su demanda insatisfecha o décit, para el 2010 será de 290 Mtma. A pesar de que Ar -gentina, tiene una capacidad instalada de 511 Mtma, se estima que dejará de ser un exportador a la regiónpara el año 2018, debido a que su producción sólo podrá abastecer la demanda de su mercado interno.Para los otros países de interés, como Bolivia Paraguay, Uruguay y Perú con tasas de crecimiento anualdel 1%, el décit proyectado para el 2010 será de 14,3 Mtma.9 Escala económica mínima planta amoniaco/urea 600 Mtma, para el año 2002.

1.1.4. Conclusiones

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Se estima que los países de la región tendrán una demanda insatisfecha de aproximadamente 307 Mtmaa partir del año 2010 e irá creciendo hasta alcanzar 370 Mtma para el año 2018.

La instalación de una planta para la producción de metanol en Bolivia requiere de una capacidad míni-ma óptima de 600 Mtma. Tomando en cuenta que la demanda regional es menor a esta capacidad (370Mtma para 2018), la implementación de este tipo de plantas, en la industria petroquímica, a una escalaeconómica mínima, no es viable en el corto y mediano plazo. Sin embargo, el avance de la tecnología yel crecimiento sostenible del consumo de producto en la región, cuya materia prima es el metanol, se es-pera que consolide la viabilidad técnica-operativa y económica, y, por tanto, permita el desarrollo de estaindustria en territorio nacional. Por otro lado, el crecimiento sostenido de los mercados asiáticos (Chinae India), se traducen en importantes potencialidades para la implementación de este tipo de plantas enel país.

MERCADO DE POLIETILENOS

Se han identicado, en el ámbito mundial, grandes mercados insatisfechos de consumo de polietilenos,tales como EEUU, México, Europa Occidental, China e India, entre otros.

En cuanto a la demanda insatisfecha de polietilenos en la región, Brasil es un país líder en petroquímica

y utiliza naftas y gas natural como materia prima. Tiene proyectos en estudio, que incluyen la producciónde 0,2 MMtma de polietilenos para el 2008. Asimismo tiene un gran proyecto en estudio de 1 MMtma depolietilenos para el 2012. Sin embargo a pesar de tener una capacidad instalada de 2,8 MMtma, a partirdel 2016 empezará a experimentar décit. Para el año 2018, se estima un décit de 1,3 MMtma lo quesignica que dejará de ser un exportador de la región, debido a que su producción sólo podrá abastecersu demanda interna.

La petroquímica de Argentina utiliza el etano como materia prima. Para el año 2012 tendrá un décit de0,4 MMtma de polietilenos en tanto que la proyección para Chile, pronostica un décit de 0,3 MMtma. Porlo tanto, estos se constituyen en mercados potenciales para la exportación de polietilenos. Debido a quePerú tiene reservas remanentes de gas y proyectos petroquímicos, se considera que este mercado no esatractivo. Se prevé un décit de 0,14 MMtma para el año 2012 en los mercados menores que no tienenindustria petroquímica, tales como Bolivia, Paraguay y Uruguay.

Considerando las ventajas comparativas y el comportamiento del consumo de los países vecinos quemuestran tasas crecientes y tomando en cuenta la cercanía geográca con los mayores consumidores, seconcluye que el Sur de Brasil, Norte de Argentina, Norte Chileno, Sur del Perú, Paraguay y Uruguay sonmercados naturales y potenciales para la exportación de polietilenos.

En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de polietilenos del MERCOSUR y asociados,alcanza a 1,3 MMtma para el año 2012 y 2,5 MMtma para el año 2018. Consecuentemente, la instalaciónde una planta de polietileno (alta y baja densidad), con una capacidad de al menos10 600 Mtma, parece serlo más adecuado para cubrir parte de este décit proyectado para el 2012.

LOCALIZACIÓN DE COMPLEJOS

A partir de un análisis y de los criterios de ubicación de las reservas hidrocarburíferas del país, accesos devías de ingreso y salida, disponibilidad de infraestructura de transporte carretero, férreo y uvial, disponi-bilidad de agua, servicios públicos, infraestructura de transporte de hidrocarburos, cercanía de la materiaprima al complejo, cercanía a los mercados potenciales y otros, se identicaron las siguientes ubicacionesgeográcas óptimas para complejos petroquímicos: Provincia Gran Chaco (Tarija), Puerto Suárez (SantaCruz) y Provincia Carrasco (Cochabamba).

10 Escala económica mínima planta de Etileno 600 Mtma, escala económica mínima plantas de polietilenos de alta y baja densidad 300 Mtma.

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Superar el modelo primario exportador de materias primas, industrializando el gas natural a través de la

industria petroquímica, para la generación de valor agregado y empleo.

En el marco de la política hidrocarburífera, la industrialización del gas natural es una prioridad fundamen-tal para el Gobierno Nacional. La visión actual del Estado, es efectuar un proceso de industrialización sinpasiones ni demagogia. No se trata de empujar la industrialización como un n en sí mismo, sino que a

través de ella, el Estado maximice los rendimientos de esta industria en favor de la sociedad. El gas debebeneciar a través del proceso de industrialización a cada uno de los bolivianos.

Bajo esta perspectiva, lo que se busca es la identicación de Proyectos Industriales de gas natural que incorpo -ren verdadero valor agregado y otorguen los mayores benecios económicos y sociales al país y sus regiones.

El Gobierno Nacional, en aplicación al D.S. 28701, ha tomado la decisión de emprender la industrializacióndel gas natural a través de YPFB como único propietario de los recursos hidrocarburíferos. Para tal efecto,la Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables (GLP, gasolina natural y etano) de la corriente degas de exportación a Argentina, en proceso de implementación, conforme a lo señalado en la Estrategiade Abastecimiento de Combustibles Líquidos, se constituye en el inicio del Complejo Petroquímico que seinstalará en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. Paralelamente, se planea instalar la plan-ta de amoniaco/urea y la planta de polietilenos, las mismas que serán parte del Complejo Petroquímico, através de las cuales, se generarán infraestructura, empleos, entre otros, otorgando los mayores benecios

económicos y sociales.

En este marco, se han identicado proyectos especícos en el ámbito de la petroquímica del metano y el

etano, como alternativas de industrialización del gas natural.

Desde el 2006 a la fecha, se han suscrito Acuerdos y Memorandums de Entendimiento con varios gobier-nos y empresas de Argentina, Brasil, Venezuela e Irán para promocionar y desarrollar la industrializacióndel gas (Extracción de licuables y petroquímica), acuerdos que señalamos a continuación:

- En fecha 26 de mayo de 2006, se ha suscrito un Memorándum de Entendimiento (MdE) entre YPFB yPetroquímica de Venezuela (PEQUIVEN), con el objeto de realizar estudios para la instalación de unaplanta de amoniaco/urea en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba, este MdE ha sidoampliado mediante Adenda Nº 1 en fecha 18 de marzo de 2008.

- El 27 de septiembre de 2007, se ha rmado un MdE en materia de hidrocarburos, entre el Ministerio deHidrocarburos y Energía de la República de Bolivia y el Ministerio de Petróleo de la República Islámi-ca de Irán. Producto de este MdE, se ha suscrito en fecha 24 de enero de 2008, un nuevo MdE entreYPFB y la National Petrochemical Company International (NPCI) de la República de Irán, con el objetode realizar estudios para la instalación de una planta de amoniaco/urea en la provincia Gran Chaco deldepartamento de Tarija.

- En fecha 17 de diciembre de 2007, se ha suscrito un MdE entre YPFB y BRASKEM S.A. de Brasil, conel objeto de elaborar el acuerdo de estudios conjuntos para la instalación de una planta de etileno/polietileno en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, este acuerdo se encuentra en etapade implementación.

1.2. ESTRATEGIA DE INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

1.2.1. OBJETIVO

1.2.2. Identifcación de Alternativas

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Entre otros proyectos que utilizan el gas natural como insumo, y le dan valor agregado, se encuentra elcontrato de Riesgo Compartido (Contrato Mutún) para la exploración, explotación, industrialización y opera-ción del Complejo Minero-Siderúrgico del Mutún en la provincia Germán Bush del departamento de SantaCruz, aprobado mediante Ley de la República Nº 3789 de 24 de Noviembre de 2007, cuyo objeto se mate-rializa en la obtención mínima de 1,73 MM de tm/año de acero, y una inversión comprometida de al menos

2.100 millones de dólares en las fases de inversión del proyecto, asimismo los volúmenes requeridos degas natural en el proceso termoeléctrico-siderúrgico, para la producción del acero serán de 4,64 MMm3/den el primer periodo de producción (2012-2015) y de 7,69 MMm3/d en el segundo periodo de producción(2016-2048).

Asimismo, en fecha 10 de Agosto de 2007, el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela y elPresidente de la República de Bolivia, suscribieron el MdE para el desarrollo de proyectos en materia deelectricidad. El Gobierno Nacional, emitió el Decreto Supremo 29224 en fecha 09 de agosto de 2007 autori-zando la creación de PDVSA BOLIVIA y ENDE. El 10 de agosto de 2007 se rmó el convenio de formación

de una Sociedad de Economía Mixta, denominada ENDE ANDINA S.A.M., y posteriormente, mediante Ley3795, del 13 de diciembre de 2007, se autorizó a ENDE efectuar los aportes de capital correspondientes.Esta planta estará ubicada en la localidad de Entre Ríos de la Provincia Carrasco del Departamento de

Cochabamba y generará 100 MW, con un consumo de Gas Natural estimado en 18 MMpcd.

A nivel mundial se identican grandes mercados insatisfechos de urea, tales como EEUU, México, Europa

Occidental, China e India, entre otros. En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de ureaen el MERCOSUR y países asociados, alcanza a 3 MMtma para el año 2010 y 6 MMtma para el 2018. Con-secuentemente, la instalación de una o dos plantas en el país, con una capacidad de al menos 600 Mtmapodría cubrir parte de esta demanda.

Tomando en cuenta la dimensión de los mercados potenciales de la región y considerando las reservas y laproducción de gas natural en el país, se tiene previsto efectuar el Estudio de Prefactibilidad (Preinversión)para una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad, a ser instalada en la Provincia Gran Chacodel Departamento de Tarija. El requerimiento estimado de gas natural para el proceso de transformación aamoniaco/urea, adicionalmente al gas combustible que se requiere para las operaciones de la planta petro-química, asciende a 1,5 MMmcd para el año 2012 y para el periodo 2013 – 2026 el requerimiento estimadoalcanza a 1,7 MMmcd por año. Para tal efecto se ha suscrito, el 27 de septiembre de 2007, un Memorán-dum de Entendimiento (MdE), en materia petroquímica, entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía dela República de Bolivia y el Ministerio de Petróleo de la República Islámica de Irán.

Producto del acuerdo marco señalado en dicho MdE, se ha suscrito, en fecha 24 de enero de 2008, unMemorándum de Entendimiento (MdE) entre las compañías YPFB y la National Petrochemical CompanyInternational (NPCI) de la República de Irán, cuyo objeto se traduce en la elaboración de los Estudios dePrefactibilidad arriba mencionados.

Estos Estudios deberán contener mínimamente los siguientes aspectos:

- El alcance detallado del proyecto, su concepción técnica y capacidad de producción del complejo.

1.2.3. Acciones: Petroquímica del Metano

1.2.3.1. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta Amoniaco/Urea en la Provincia Gran Chaco(Departamento de Tarija)

1.2.3.1.1. Corto Plazo- 2008

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- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condiciones devolúmenes, precio, costo e inversión.

- Las fuentes de materia prima y valores.

- Tecnología a ser utilizada en el proyecto.

- Costos de Producción.

- Estudio de Mercado Interno y Externo.

- Estudio de la logística necesaria para el desarrollo del Proyecto.

- Aprovechamiento de los incentivos scales y otros, vigentes en Bolivia.

- Posibles estructuras de nanciamiento disponible para el proyecto y cuanticación de las inversiones.

- Plazo de ejecución, implementación y conclusión del proyecto.

Los Estudios de Prefactibilidad tienen un presupuesto estimado de 200.000 $us, para el año 2008.

Si los resultados de los Estudios de Prefactibilidad son positivos, se elaborarán los Estudios de Factibilidaddel proyecto. A su vez, conforme a los resultados positivos de estos Estudios, se efectuarán, en el medianoplazo (2009), los estudios de Diseño Final para la ejecución del proyecto (desde 2010 hasta 2012).

De igual manera, se tiene previsto efectuar el Estudio de Prefactibilidad (Preinversión) para la implemen-

tación de un Complejo Petroquímico para la producción de fertilizantes, de aproximadamente 750 Mtmade capacidad, a ser implementada en la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. El re-querimiento estimado de gas natural para el proceso de obtención de fertilizantes, adicionalmente al gascombustible que se requiere para las operaciones de la planta, se encuentra en el rango de 1,3 MMmcd a1,5 MMmcd para el año 2011 y para el periodo 2012 – 2026.

Para tal efecto se ha suscrito, en fecha 26 de mayo de 2006, un primer documento denominado Memorán-dum de Entendimiento (MdE) entre las empresas YPFB y PEQUIVEN, el mismo que ha sido modicado, ensu cláusula tercera, mediante Addendum de fecha 18 de marzo de 2008.

Dicho MdE tiene por objeto establecer las condiciones de acuerdo, según las cuales las partes desarrollaránComplejos Petroquímicos para la producción de fertilizantes, olenas y otros productos básicos petroquími-cos (“Los Proyectos”) dentro del territorio de Bolivia. Para este efecto se han denido las siguientes etapas:

- Ejecución de estudios de factibilidad para la implantación de los proyectos. Dichos estudios incluiránaspectos legales, tecnológicos, de ingeniería, comercialización y nanciamiento.

- Una vez denida la factibilidad de los proyectos (siempre y cuando los estudios sean positivos), laspartes se comprometen a constituir una sociedad, cuyo objeto principal será la ejecución del proyecto.

Los Estudios deberán contener mínimamente:


1.2.3.1.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017

1.2.3.2. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta de Fertilizantes en la Provincia Carrasco (De-partamento de Cochabamba)

1.2.3.2.1. Corto Plazo- 2008

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- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condicionesde volúmenes, precio, costo e inversión.






- Aprovechamiento de los incentivos scales y otros, vigentes en Bolivia.



Para continuar con el proyecto se ha establecido que se deben realizar los siguientes estudios:

- Estudio de Ubicación de la planta- Estudio de Mercado

- Estudio de logística tanto para insumos y equipos como para el producto nal

- Análisis Económico Financiero

- Estudio de Impacto Ambiental

- Estudio Técnico de insumos de la planta, Agua, EE, Aire comprimido, Vapor

Estudios Presentados

A la fecha, han sido remitidos dos estudios preliminares de prefactibilidad para la instalación de plantas de

amoniaco/urea, los mismos que están siendo analizados por el Estado, a través de las instituciones corres-pondiente del sector. Las características de estos proyectos son:

- “Planta productora de Amoniaco/Urea en Puerto Suárez, Santa Cruz” con una capacidad de 962Mtma, y

- “Planta Productora de Amoniaco/Urea en Carrasco Cochabamba” con una capacidad de 400 Mtma.

Una vez nalizados los Estudios de Prefactibilidad, si los resultados son positivos, se encararán seguida-mente los Estudios de Factibilidad, en el mediano plazo (2009). Asimismo, conforme a los resultados po-sitivos de estos últimos, se efectuarán los Estudios de Diseño Final para la ejecución del proyecto (desde

2009 hasta 2011). Se prevé el inicio de las operaciones a mediados de 2012.

Posteriormente en base a las plantas de amoniaco y urea podrán instalarse otras plantas vinculadas defertilizantes y otros productos, como las plantas de nitrato de amonio, bifosfato diamónico, sulfato de amo-nio y otras que requieren insumos adicionales como la roca fosfática (cuyos yacimientos se encuentran enCapinota, departamento de Cochabamba) y sales de azufre.

1.2.3.2.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017

1.2.3.3. Otras Plantas vinculadas a las Plantas de Amoniaco/Urea

- 50 -



Impactos Económicos

Se espera que el impacto económico se traduzca en:

• Inversión aproximada de 900 y 1.000 MM$us, para cada una de las plantas de producción de amonia-co/urea;

• Ahorro de divisas por la no importación de urea.

• Ingreso de divisas por la exportación de urea.

Impactos Fiscales

Los impuestos que generará un proyecto de amoniaco/urea:

- El impuesto al valor agregado neto (IVA) 13%.

- Impuesto a las transacciones (IT) 3 %.

- El impuesto a las remesas al exterior (IRE) 12,5%.

- El impuesto a las utilidades (IUE) 25 %. (A partir del octavo año de inicio de operaciones.)

Impactos Sociales

Se espera que el impacto social se traduzca en:

- Creación de infraestructura industrial de fertilizantes.

- Generación de empleos, aproximadamente 850 empleos directos y 300 indirectos en etapa de cons-trucción de la planta, asimismo 120 empleos directos y 400 indirectos en etapa de operación de cadauna de las plantas.

- Revolución agrícola con la provisión de fertilizantes al campesino y al agro-industrial a precios conven-cionales a casi el 100% menores del precio actual para el mercado nacional, de esta manera mejoran-do la calidad de la tierra y el rendimiento del producto. Se incentiva el consumo de urea y se evita elchaqueo de tierras.

- Efecto multiplicador económico en la industria de fertilizantes, en el transporte, caminos, servicios,hotelería y otros.

- Mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso de puertos o hidro-vías si es necesario para la exportación del producto.

Se estima que los países de la región tendrán una demanda insatisfecha de aproximadamente 307 Mtmaa partir del año 2010 e irá creciendo hasta alcanzar 370 Mtma para el año 2018.

La instalación de una planta para la producción de metanol en Bolivia requiere de una capacidad mínimaóptima de 600 Mtma. Tomando en cuenta que la demanda regional es menor a esta capacidad (370 Mtmapara 2018), la implementación de este tipo de plantas, en la industria petroquímica, a una escala económi-ca mínima, no es viable en el corto y mediano plazo.

1.2.3.4. Impactos Petroquímica del Metano

1.2.4. Proyectos Petroquímicos del Metanol

- 51 -



Sin embargo, el avance de la tecnología y el crecimiento sostenible del consumo de producto en la región,cuya materia prima es el metanol, se espera que consolide la viabilidad técnica-operativa y económica, y,por tanto, permita el desarrollo en el largo plazo de esta industria en territorio nacional. Por otra parte, elcrecimiento signicativo de los mercados asiáticos (China e India), se traducen en importantes potenciali-dades que no se puede soslayar para la implementación de este tipo de plantas.

Se han identicado, en el ámbito mundial, grandes mercados de consumo de polietilenos insatisfechos, ta-les como EEUU, México, Europa Occidental, China e India, entre otros. En el contexto regional, la demandainsatisfecha de polietilenos proyectada del MERCOSUR y países asociados, alcanza a 1,3 MMtma para elaño 2010 y 2,5 MMtma para el 2018. Consecuentemente, la instalación de una planta en el país, con unacapacidad de al menos 600 Mtma podría cubrir parte de esta demanda15.

Se espera que para el año 2012 se pueda planicar la operación de un polo petroquímico de producciónde polietilenos (Alta y Baja Densidad) en Bolivia, con una capacidad de al menos 600 Mtma, para cubrir eldécit del mercado interno, sur de Brasil, norte de Argentina, norte de Chile, Paraguay y Uruguay.

Las plantas de etileno han aumentado sus capacidades de producción para lograr economías de escala.Los bajos costos de producción permiten que los derivados del etileno como los polietilenos puedan sercompetitivos en precios, para sustituir materiales convencionales como la madera, el vidrio, los metales yotros. En la actualidad, el tamaño típico de las nuevas plantas de etileno de escala mundial es de 1 MMtma,lo que requiere de 50.000 Bpd de etano, una cantidad bastante grande que depende, a su vez, del conte-nido de etano en el gas natural.

Petroquímica Etano en Bolivia

El gas boliviano tiene un promedio de 6 a 6,5 % en volumen de etano y se requiere por encima de 45MMmcd de producción de gas natural (80 % recuperación del etano) para una planta de 1 MMtma de ca-

pacidad, que depende de la especicación requerida del poder caloríco del gas seco o residual.

Actualmente en el país no hay producción suciente de gas para un cracker de etileno de escala mundial (1MM tma). Ello debido a que el poder caloríco mínimo del contrato para exportación de gas al Brasil (GSA)es muy alto (1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada), por lo que para cumplir con el contenido calórico delcontrato se debe dejar licuables en la corriente del gas de exportación. En cambio el gas para el contratode exportación a la Argentina (ENARSA) establece un poder caloríco mínimo (1.000 btu/pc a 60ºF baseseca), lo que permite la extracción de GLP, gasolina natural y adicionalmente el 85% de etano de la corrien-te de exportación y cumplir con el contenido calórico del contrato, permitiendo su industrialización.

Consecuentemente, el poder caloríco del contrato GSA de 1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada equivale a1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, tiene 75 btu/pc de poder caloríco más que el contrato con ENARSA de1.000 btu/pc a 60ºF base seca, lo que obliga a no disponer de cantidades signicativas de licuables que nopueden ser extraídos de la corriente de gas hacia el Brasil, para mantener los niveles calorícos mínimos

exigidos por el contrato GSA, no permitiendo de esta manera la extracción total del GLP, gasolina naturaly del etano.

Tomando en cuenta estas pautas, y considerando que el contrato de exportación GSA ha sido rmado por laanterior administración, el actual Gobierno Nacional ha iniciado el proceso de negociación para el pago delicuables adicionales en la corriente de gas de exportación mayor a 1.000 btu/pc a 68 ºF base saturada, loque signica un monto de aproximadamente 100 MM$us a 180 MM$us por año. A la fecha, se están llevandoa cabo estas negociaciones a través de la rma de Addenda al contrato GSA, conforme al acuerdo rmado

1.2.5. La Petroquímica del Etano

1.2.5.1. Polo de la Petroquímica del Etano

- 52 -



en fecha 17 de diciembre de 2007, entre los presidentes de YPFB y PETROBRÁS el mismo que contemplael pago anteriormente mencionado por el excedente de poder caloríco arriba de los 1.000 btu/pc.

Ubicación del Polo Petroquímico del Etano

En Bolivia existen dos alternativas potenciales para ubicar el polo petroquímico del etano:

- Provincia Gran Chaco (Tarija): Debido a la proximidad a la fuente más grande del gas y sinergia con laplanta de extracción de licuables en marcha para el contrato de venta de gas a la Argentina ENARSA.

- Puerto Suárez (Santa Cruz): Debido a las ventajas en logística que posee en carreteras, vías férrease hidrovías que la hacen más competitiva en el costo de transporte al mercado principal de Brasil,además la sinergia que puede generar con el polo siderúrgico del Mutún en proceso de implemen-tación.

Por estas consideraciones, para traer equipos durante la construcción de la planta, traer insumos para laoperación y mandar los productos al mercado es muy importante contar con una logística óptima.

Puerto Suárez tiene acceso al mercado Argentino y al Océano Atlántico a través del río Paraguay, y al mer-cado de Brasil por vía férrea y carretera, en cambio Villamontes cuenta con ferrovía y carreteras adecuadaspara ambos mercados. Para determinar la ubicación mas óptima de un proyecto de la petroquímica del eta-no, es necesario contar con estudios de localización que abarquen por lo menos dos regiones posibles.

Será importante coordinar la integración de la planta de etano con otras plantas petroquímicas (urea, amo-niaco, y otras) para que todas sean localizadas en un solo complejo petroquímico. Esto beneciará en unahorro de inversiones y costos de producción, especialmente en infraestructura y utilización de servicioscomunes al complejo.

Conforme a las dos alternativas, se ha concluido que la opción de mayor conveniencia, por su ubicacióngeográca y potencial hidrocarburífero, es la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.

Después de implementar el primer complejo petroquímico de escala y competitividad mundial, con el tiem-po se puede pensar en un segundo, dependiendo de la disponibilidad de los ujos de gas.

Extracción y agregación del Etano en Bolivia

• Extracción y agregación en Villamontes:

Cuando el ujo de gas hacia la Argentina llegue a 27 MMmcd, con especicación de 1.000 btu/pc, se po -dría disponer de 595 Mtma de etano (eciencia de 95% de GLP, 100% de gasolina natural, 78% de etanoy 100% de CO2).

• Extracción y agregación en Puerto Suárez:

Para tener una cantidad suciente de etano en Puerto Suárez, hay dos opciones:

- Esperar un futuro crecimiento del ujo de gas (aumento de ventas al Brasil, proyecto Mutún, y otros degas pobre), lo cual no sería suciente. Consecuentemente, se tendría una planta de etileno de pequeña

escala.

- Transportar etano de Villamontes hasta Puerto Suárez, lo que a su vez signica:

- Un etano-ducto dedicado.

- Alimentar la corriente del etano a los ductos que van a Puerto Suárez para volver a extraer el etano enPuerto Suárez. Para que esta opción sea viable, se tendrá que integrar a la planicación del proyectode ampliación de los ductos.

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Las especicaciones del poder caloríco mínimo del gas de exportación para los contratos con Brasil hacendifícil la extracción de etano y su industrialización.

Precio del Etano en Bolivia

El comportamiento de los precios del etano, para la industria petroquímica, comporta las siguientes características:

- Aunque el etano sea una buena materia prima para el etileno, tiene el problema de riesgo de suministroen el largo plazo, riesgo que no existe con nafta de petróleo.

- Las plantas de etileno, a partir de etano, no tienen la opción de usar otra materia prima. Además, eletano representa solo 6.5 % del volumen en el ujo de gas natural.

- Quien compra gas para combustible o para petroquímica de metano, puede soportar cambios eventua-les en la composición del gas pero no así en la petroquímica del etano.

- Para la petroquímica del etano, la energía comprada tiene que ser puro etano, mientras para otros usos,es suciente tener la energía, independiente de la composición del gas natural. Esta característica dela petroquímica del etano la hace más vulnerable y riesgosa, lo que provoca la necesidad de un preciode materia prima mas bajo, que permite mitigar los riesgos de suministro en el largo plazo.

Conclusiones de la Petroquímica del Etano

El poder caloríco del contrato (GSA) con un mínimo de 1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada el cual equivalea 1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, no favorece ni permite la implementación de la industria petroquímicadel etano en el país, ya que por el alto valor de su contenido calórico, obliga a no disponer de cantidadessignicativas de licuables (GLP y gasolina natura) y mucho menos de etano, que no pueden ser extraídasde la corriente de gas hacia el Brasil, para mantener las condiciones de poder caloríco del contrato. Encambio el contrato con ENARSA de 1.000 btu/pc base seca, permite la extracción total de licuables (GLP,gasolina natural y etano).

- Se estima que para el año 2013, existirá producción suciente de gas natural y por ende etano vincula-do al contrato de exportación de gas a la Argentina (ENARSA), para justicar la implantación de un polo

petroquímico de etano en Bolivia.

- La industria etano-química necesita un precio de gas natural competitivo, a n de lograr productos conprecio ex–planta que compitan con los productos importados y sean favorables en los mercados regio-nales de interés (MERCOSUR).

- Es de alta importancia incrementar las inversiones en exploración y producción de gas a n de generar unexcedente de producción de gas natural sostenible a lo largo del tiempo, lo que en consecuencia garantizala viabilidad técnico-económica de la construcción y operación de una industria petroquímica del etano enel país.

- Hay que llegar a un consenso acerca del marco legal del país para comprender el impacto que puedepresentar en términos de precio del gas natural para plantas de petroquímica de etano, ubicadas en

suelo boliviano.

Para la implementación de una planta de petroquímica del etano, se tiene previsto efectuar Estudios dePrefactibilidad (preinversión) para una planta de etileno/polietileno con una capacidad entre 600 Mtma a

1.2.5.2. Proyectos Petroquímicos del Etano: Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia GranChaco (Departamento de Tarija).

1.2.5.2.1. Corto Plazo

- 54 -



800 Mtma, a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. El requerimiento esti-mado de gas, para el proceso de transformación del etano, para el año 2013, es de 1,50 MMmcd. Para elperiodo 2014 – 2026 se estima que el requerimiento será de 1,80 MMmcd de gas por año.

Para tal efecto, se ha suscrito, en fecha 17 de diciembre de 2007, un Memorándum de Entendimiento(MdE) entre las empresas YPFB y BRASKEM S.A. de Brasil, el mismo que establece un marco general detrabajo entre las partes para la suscripción del “Acuerdo de Elaboración de Estudios Conjuntos” destinadoa la instalación de complejos petroquímicos del etano en la provincia Gran Chaco. En función de los resul-tados de los Estudios de Prefactibilidad, se continuarán con los Estudios de Factibilidad.

A la fecha y en ejecución del MdE anteriormente mencionado, se encuentra en proceso de elaboración,entre YPFB y BRASKEM S.A., el “Acuerdo de Elaboración de Estudios Conjuntos”, para la implementaciónde una planta para la producción de etileno/polietilenos, que será rmado hasta el segundo cuatrimestre de2008, dando inicio inmediato los Estudios de Prefactibilidad.

Dichos “Estudios Conjuntos” deberán contener mínimamente:


- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condicionesde volúmenes, precio, costo e inversión.






- Aprovechamiento de los incentivos scales y otros, vigentes en Bolivia y Brasil.

- En caso de ejecutarse el proyecto, se determinará la estructura corporativa básica a ser adoptada,sujeta a un análisis de los temas relevantes, como ser legales, impositivos y el interés participativo decada parte.



Se tiene un presupuesto estimado para los estudios de preinversión (prefactibilidad) para el año 2008 de200.000 $us.

Asimismo, para la implementación de la planta de amoniaco/urea, se ha conformado una asociación entrePEQUIVEN y la compañía BRASKEM S.A. de la República de Brasil.

En función a los resultados de los Estudios de Prefactibilidad, en el mediano plazo (2009) se continuaráncon los Estudios de Factibilidad.

Asimismo, de acuerdo a los resultados de los Estudios de Factibilidad, se elaborarán los Estudios de Di-seño Final para la ejecución del proyecto (desde 2010 hasta 2013). Se prevé el inicio de las operacionesentre 2013 y 2014.

1.2.5.2.2. Mediano y Largo Plazo: 2009 - 2017

- 55 -



Posteriormente en base a las plantas de etileno y polietilenos (de alta y baja densidad) podrán instalarseotras vinculadas de plásticos, cauchos y otros productos, como las plantas de PVC, Cloro- Soda en basecloruro de sodio o sal (cuyos ricos yacimientos se encuentran en el salar de Uyuni, departamento de Poto-sí), óxido de etileno y etilbenceno, poliestirenos a partir de estireno obtenido del benceno y otras.

Impactos Económicos

Se espera que el impacto económico se traduzca en:

- Inversión aproximada de 1.500 MM$us, para una planta de producción de 600 Mtma de etileno/polieti-lenos (alta y baja densidad lineal)

- Ahorro de divisas por la no importación de polietilenos.

- Ingreso de divisas por la exportación de polietilenos.

Impactos Fiscales

Los impuestos que generará un proyecto de etileno/polietilenos:

- El impuesto al valor agregado neto (IVA) 13%.

- Impuesto a las transacciones (IT) 3 %.

- El impuesto a las remesas al exterior (IRE) 12,5%.

- El impuesto a las utilidades (IUE) 25 %. (A partir del octavo año de inicio de operaciones.)

Impactos Sociales

Se espera que el impacto social se traduzca en:

- Generación de infraestructura industrial de etileno/polietileno (plásticos).

- Generación de empleos, aproximadamente 1.200 empleos directos y 400 indirectos en etapa de cons-trucción de la planta, asimismo 130 empleos directos y 500 indirectos en etapa de operación.

- Mayores ingresos al TGN, lo que implicaría mejoras en la inversión pública.

- Efecto multiplicador económico, tanto en la industria manufacturera como en el transporte, caminos,servicios, hotelería y otros.

- Mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso de puertos o hidro-vías si es necesario para la exportación del producto.

El resumen de las inversiones en Plantas Petroquímicas para el periodo 2008-2013 ascienden a 3.450MM$us, el detalle anualizado se muestra a continuación:

1.2.5.2.3. Otras Plantas vinculada a las Plantas de etileno/Polietilenos

1.2.5.2.4. Impactos Petroquímica del Etano

Después del análisis de la petroquímica del Etano, se puede enumerar los siguientes impactos:

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Cuadro Nº 16

Inversiones en Plantas de Extracción y Petroquímicas

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de YPFB

Los proyectos de plantas de GTL en el mundo se encuentran paralizados debido al elevado costo de lasinversiones de capital y al elevado precio de la materia prima, por lo que en Bolivia no están dadas las

condiciones para la implementación de este tipo de plantas debido al alto costo de la tecnología GTL, alos grandes volúmenes de gas natural requeridos, al bajo rendimiento de producción de líquidos (dieselsintético), al elevado costo de producción, al requerimiento de bajos precios de gas natural. No obstante deello, se espera que en el mediano plazo, maduren las tecnologías y mejoren las condiciones para viabilizarproyectos de GTL en el país.

Consecuentemente, se tiene prevista la elaboración y evaluación de estudios, en el corto y mediano plazo,para la implementación de plantas GTL en el territorio nacional, con el objeto de determinar su viabilidadtécnica-económica, y de esta manera incrementar la producción de diesel oil, con las consiguientes bene-cios económicos y sociales para al país en general y sus regiones en particular.

La tecnología de licuefacción del gas natural se encuentra mejorando constantemente, encontrándoseactualmente en un proceso de expansión, lo que determina que sus costos sean cada vez más bajos ycompetitivos con el transporte por ductos. Asimismo el gas natural Licuado (LNG) es producto cada vezmás importante que se puede comercializar a corto plazo y a diferentes destinos, dada la situación desven-tajosa de los ductos que son rígidos y no permiten comercializar a diferentes puntos.

Los proyectos de LNG están dirigidos para la exportación de gas natural licuado a mercados distantes yaccesibles por ultramar. La infraestructura de licuefacción, transporte en buques metaneros y regasica -ción que lleva el gas natural a los consumidores nales, absorbe una porción considerable en la cadena

PROGRAMA DE INVERSIONES EN PETROQUÍMICA (MM$us)

Año 2008 2009 2010 2011 2012 2013 TOTAL

INVERSIÓN TOTAL PETROQUÍMICA 1,3 17,0 550,0 1.550,0 946,9 384,8 3.450,01 Planta Amonicao/Urea 1 MM tma Gran Chaco 0,2 1,0 250,0 500,0 248,8 0,0 1.000,0

Ingeniería Conceptual 0,2 0,2

Ingeniería Básica 1,0 1,0

Ingeniería de Detalle Procuray Construcción (EPC)

250,0 500,0 248,8 998,8

2 Planta Etileno/Polietilenos 600 Mtma Gran Chaco 0,2 15,0 100,0 550,0 500,0 384,8 1.550,0

Ingeniería Conceptual 0,2 0,2


Ingeniería de Detalle Procuray Construcción (EPC)

100,0 550,0 500,0 384,8 1.534,8

3 Planta Amonicao/Urea 750 Mtma Carrasco 0,9 1,0 200,0 500,0 198,1 0,0 900,0

Ingeniería Conceptual y Básica preliminar 0,9 0,9


Ingeniería de Detalle Procura yConstrucción (EPC)

200,0 500,0 198,1 898,1

1.2.6. Plantas de GTL (GAS TO LIQUID)

1.2.7. Plantas de LNG (LIQUIEFIED NATURAL GAS)

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del precio nal, dejando un precio net back en boca de pozo poco atractivo. En vista a ello, y considerandoque Bolivia no posee costas marítimas, las inversiones en la infraestructura del proceso de licuefacción,transporte y regasicación, y las utilidades de esta cadena no beneciarían a nuestro país, por lo que laimplementación de estos proyectos no se consideran atractivos en este momento. Sin embargo una vez setengan mercados de ultramar y se solucionen los problemas de accesibilidad a costa marítima habrá que

efectuar los estudios de las plantas LNG para su implementación.Por ello se debe buscar la posibilidad de que el puerto de salida para los volúmenes de exportación del gasnatural, con destino a ultramar, sea en aquel país que otorgue a Bolivia un puerto soberano donde se efec-túe el proceso de licuefacción y los benecios resultantes de toda esta cadena sean favorables a nuestranación y sus regiones.

La tecnología de licuefacción del gas natural LNG se encuentra mejorando constantemente y en procesode expansión, siendo sus costos cada vez más bajos y competitivos. También el transporte de LNG ha op-timizado sus costos, siendo más económico el transporte en distancias mayores a 4.000 - 5.000 km.

Las mini plantas de LNG también están mejorando sus tecnologías y optimizando sus costos, lo que per-mitiría su aplicación e implementación en nuestro país, en las regiones que no cuentan con gasoductos,en un mediano plazo.

A la fecha, se tiene dos perles de proyectos de mini plantas:

- “Sistema Criogénico de producción de GNL y gasoducto virtual para cambio de matriz energética enBolivia – departamentos de Pando y Beni” Elaborado entre YPFB, ENDE y MHE, como respuesta a laproblemática derivada de la inviabilidad de ejecutar proyectos de transporte de gas por ductos a regio-nes remotas del país, orientado a sustituir el Diesel Oil y GLP, generar electricidad a través de una fuen-te energética más eciente y sostenible en el mediano y largo plazo, además de dotar de gas naturalpara otros usos en GNV y redes de gas y de esta manera contribuir al cambio de la matriz energéticaen esas regiones.

- “Implementación de una planta piloto de licuefacción de Gas Natural para consumo vehicular”, ela-borado por el MHE, orientado a la sustitución de Diesel Oil por GNL, en un parque vehicular deaproximadamente 700 camiones, el cual permitiría sustituir 14,5 MMt/año, lo que representa 14 díasdel consumo total del departamento de Santa Cruz y liberar la cantidad de Diesel Oil indicada. Elconsumo que requiere la planta en relación a Gas Natural es de 45 Mmcd (1,6 MMpcd). El costo deinversión es de 7 millones de dólares.

En el corto y mediano plazo se tiene previsto efectuar los estudios de prefactibilidad y nanciamiento deambos proyectos para su ejecución, los mismos que servirán de modelos para replicar en otras regionesdonde no llega el gas natural por los altos costos de los gasoductos. Para la gestión 2008 se tiene presu-puestado 30.000 $us para los estudios de prefactibilidad.

CONCATENACIÓN CON OTRAS ACTIVIDADES DE LA CADENA

El desarrollo de la industria petroquímica está íntimamente ligada a las reservas y producción de gas natu-ral para garantizar el abastecimiento de materia prima a lo largo de la vida de los proyectos (25 años), así

como la disponibilidad de la capacidad de transporte de gas a través de los gasoductos, para llegar a lospolos donde se instalarán las plantas petroquímicas.

Por lo tanto, se considera de vital importancia, antes de encarar un proyecto petroquímico, contar con la se-guridad de la suciente cantidad de gas natural, en tiempo, cantidad y calidad r equeridos para el desarrollode la industria petroquímica en el país.

16 ESMAP TECHNICAL PAPER – “Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur”. Octubre, 2006.17 Ídem.

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Para el éxito en la industrialización del gas natural, generar valor agregado y mayor empleo, se deben de-linear las siguientes estrategias y acciones que permitan lograr los objetivos denidos.

Conforme a la actual visión del Estado, para la industrialización del gas natural, se han previsto las siguien-

tes actividades y medidas:

Crear la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), como la entidad responsabledirecta de la promoción, desarrollo armónico y sostenible y la ejecución de proyectos de industrializacióndel gas natural en el país.

Para crear la estructura organizativa de la EBIH, se debe modicar, por ley, la actual estructura organizativade YPFB y sus competencias, con el n de permitir la creación de la empresa responsable de la promoción,desarrollo y ejecución de proyectos en la Industria Petroquímica del país. De esta manera, YPFB deberáhacerse cargo, en primera instancia, de la estructura organizativa de la Empresa Boliviana de Industriali-zación de Hidrocarburos (EBIH), hasta la consolidación de la misma, para que posteriormente, se conviertaen una compañía técnica, operativa y nancieramente independiente.

En vista de que el proceso de aprobación de una Ley, esta sujeta a la aprobación Congresal, el GobiernoNacional promulgó el Decreto Supremo Nº 29511 que declara de prioridad nacional el desarrollo de pro-yectos de industrialización de los hidrocarburos, estableciendo la creación de la Empresa Boliviana deIndustrialización de los Hidrocarburos (EBIH) en un plazo de 60 días.

Una vez aprobada la Ley de la EBIH, se elaborarán los Estatutos, Reglamento Interno, Organización téc-nico-operativa y otros, para tal efecto el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB y el Ministerio deHacienda deberán asegurar la adecuada sostenibilidad nanciera de la EBIH, para desarrollar la industria-lización del gas natural.

Por otra parte, se deberán realizar las siguientes acciones:

Realizar el análisis de las mejores alternativas para el país, de cada uno de los proyectos petroquímicos.El MHE en coordinación con EBIH, YPFB y el Ente Regulador del sector de Hidrocarburos, evaluará de

manera permanente las diferentes opciones para la utilización del gas natural como materia prima para laindustria petroquímica o como energético, en función de los mayores benecios para el país en términostécnicos, económicos y sociales.

Generar las condiciones a la industria petroquímica boliviana a través de la conguración de programassectoriales que incorporen las condiciones necesarias para el desarrollo de la Industria Petroquímica, re-ferentes a lo siguiente:

- Materias primas en condiciones oportunas y competitivas.

- Criterios de selección de productos de mayor competitividad.

- Soporte de la infraestructura industrial y de servicios.

- Estímulos a la participación de los capitales privados nacional e internacional.- Apoyo en la participación en los mercados de exportación.

- Incentivos para la competitividad y la productividad.

- Programas de asistencia tecnológica y de apoyo a la innovación.

Promover y estimular la participación de la inversión pública o privada (nacional y/o internacional) en laindustria petroquímica, para tener acceso a nuevas tecnologías y mercados, a n de impulsar y sostener

1.2.8. Acciones

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el desarrollo del sector petroquímico nacional, a través del diseño y ejecución de programas que estimulenla participación de los sectores público y privado (nacional y/o internacional) en la industria petroquímicay su cadena productiva. El MHE y la EBIH, mantendrán un banco de proyectos actualizados actuando demanera conjunta, con el n de la promoción de la industria petroquímica y su cadena productiva, tanto enel ámbito nacional como internacional.

Identicar las acciones pertinentes para lograr la extracción y separación o fraccionamiento de los líquidosdel gas natural: etano, propano, butano y otros, antes de utilizar el gas natural como combustible o parainyección a los yacimientos, a n de aprovecharlos como insumos para la industria petroquímica nacionaly su cadena productiva.

Seleccionar proyectos de la industria de los fertilizantes, fundamentados en estudios de factibilidad técni-ca, económica y de impacto social que proporcionen el mayor benecio para el país, que satisfagan priorita-riamente la demanda nacional y conlleven al desarrollo agrícola nacional y sus excedentes a la exportación.En efecto, al contar con fertilizantes a más bajo costo y disponibilidad inmediata, se torna más eciente laproducción agrícola, generando efectos positivos en la seguridad alimentaría. El MHE, a través de YPFB,el Ministerio de Hacienda (MH) y el Ministerio de Planicación del Desarrollo (MPD) asignarán los recursosnecesarios para que EBIH ejecute los proyectos de desarrollo en el área de fertilizantes, en forma individualy/o en asociación con empresas públicas o privadas, según sea el caso.

Coordinar con todas las Universidades Públicas, asociaciones profesionales y empresariales y las institu-ciones educativas vinculados al sector para la preparación de programas de ejecución conjunta a nivelnacional que conduzcan a la formación de recursos humanos en los diferentes niveles, ajustados a lasexigencias de actualización tecnológica de la industria petroquímica y a las necesidades de desarrollo delpaís.

La industrialización del gas natural a través de la petroquímica del metano y etano, está sujeta a la produc-ción de las reservas de gas natural y la ampliación de capacidad de transporte de gasoductos.

Actualmente Bolivia cuenta con importantes reservas de Gas Natural (Probadas y Probables) que la sitúan

en el segundo lugar en el ámbito de la región sudamericana. Estas reservas de gas natural son sucientespara realizar la producción de amoniaco/urea (fertilizante) y etileno/polietilenos (plásticos), con plantas deescala mundial, con capacidad para producir entre 750 Mtma a 1 MMtma para cada planta, con inversio-nes estimadas de 750 MM $us para cada planta de amoniaco/urea, y de 1.500 MM $us para una planta deetilenos/polietilenos.

El contrato GSA de exportación de gas natural rmado en una anterior Administración Gubernamental entreBolivia y Brasil, exige que el poder caloríco mínimo de la corriente de exportación sea de 1.034 btu/pc a68 ºF base saturada, lo cual equivale a 1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, por tanto diculta la extracción delicuables de esta corriente e imposibilita la extracción total del GLP, gasolina natural y del etano. Por talmotivo el Gobierno Nacional con el n de mejorar las condiciones de este contrato, ha iniciado un procesode negociación para el pago por el excedente de poder caloríco arriba de los 1.000 btu/pc por los licuablesadicionales de la corriente de exportación hacia el Brasil.

El contrato con ENARSA entre Bolivia y Argentina rmado por el actual Gobierno, sólo exige un poder calo-ríco de 1.000 btu/pc a 60 ºF base seca, lo cual favorece la industrialización del gas natural y la implemen-tación de la industria petroquímica del etano en el País, ya que se tiene 75 btu/pc de poder caloríco más,en comparación con el contrato al Brasil (GSA) y posibilita la extracción del total de licuables (GLP, gasolinanatural y etano).El contenido promedio de etano en las distintas corrientes de gas natural producidas en elpaís (aproximadamente 6,5% molar de etano) es suciente para apoyar la producción de etileno/polietile-nos, siempre y cuando exista la suciente producción de gas natural para extraer el etano.

1.2.9. Conclusiones

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El Estado boliviano, a n de garantizar la industrialización del gas en el país, sólo puede comprometer, enfuturos contratos de exportación de gas natural, su venta con un poder caloríco de 1000 btu/pc a 60 ºFbase seca.

Sobre la base de los niveles actuales y las estimaciones de producción de gas natural, habrá sucienteetano recuperable para la petroquímica del etano, en el mediano y largo plazo.

A nivel mundial se identican grandes mercados insatisfechos de amoniaco/urea y polietilenos, tales comoEE.UU., México, Europa Occidental, China e India, entre otros.

El mercado potencial regional para los productos petroquímicos a producirse en Bolivia es el MERCOSURy asociados, particularmente Brasil, Argentina y Chile.

Proyectos que den lugar a incrementos considerables en la producción de gas (caso Contrato Mutún)permitirán la expansión de capacidad de las plantas de etileno, o la instalación de un segundo complejoindustrial petroquímico a futuro.

La conformación de la Empresa Boliviana de Industrialización (EBIH), como entidad responsable del de-sarrollo y ejecución de proyectos de la Industria Petroquímica del país, es fundamental para el control ydirección de los futuros emprendimientos, esta empresa debe poseer más del 51% de la propiedad de lasacciones para el Estado.

Actualmente los aranceles del MERCOSUR para la urea y polietilenos son del 6% y 14% respectivamente,por lo que se recomienda abrir un espacio de negociación con lo países signatarios a n de incluirlos en laslistas de productos con arancel cero, de modo de incentivar la producción y exportación de urea y polietile-nos a precios competitivos en el mercado regional.

Entre los impactos que genera la petroquímica del gas natural, se pueden mencionar:

- Inversiones en la construcción de dos plantas de amoniaco/urea y una planta de etileno/polietilenos.

- Generación de empleo durante las fases de construcción y operación de cada planta.

- Ahorro de divisas como consecuencia del abastecimiento con producción nacional de urea y polietile-

nos.

- Ingresos de divisas por exportación de urea y polietilenos.

- Ingresos directos al Estado por concepto de impuestos.

- Efecto multiplicador económico en el transporte, hotelería, servicios, otras industrias asociadas a losfertilizantes y plásticos.

- Ingresos a YPFB a partir de la producción y venta de gas natural a la industria petroquímica.

estragia boliviana de los hidrocarburos area petrolera

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