Ubicación de la primera planta de GTL de 10.000 BPD: ¿Yacuiba?, ¿Santa Cruz?; ¿Cochabamba?,...

Agosto 2005

Luis Carlos Kinn

Entrevista con Luis Carlos Kinn F., Vicepresidente Ejecutivo de GTL Bolivia S.A.

EP: Entendemos que el proyecto de GTL Bolivia estaba estancado desde hace varios años, en espera de incentivos legales para que el proyecto sea rentable.  Ahora bajo la nueva Ley de Hidrocarburos, cuál es la situación?.

LCK: Es correcto, nuestro proyecto para una planta de GTL de 10.000 BPD estuvo estancado prácticamente desde Marzo del 2003, pues en dicha fecha terminamos el estudio de ingeniería - realizado por la empresa Jacobs Engineering, de Inglaterra, una de las empresas de ingeniería más reconocidas del mundo- y dio resultados positivos en cuanto a la factibilidad técnica del proyecto. Dicho estudio se realizó entre el año 2002 y el 2003, en Londres y EEUU, y contamos con el apoyo de coordinación técnica de parte de la empresa francesa Total.

Si bien el proyecto era técnicamente posible, no era rentable bajo la anterior Ley de Hidrocarburos. Por ello el paso siguiente fue el de lograr el marco legal necesario. Por ello participamos proponiendo los incentivos y los cambios necesarios para la industrialización del gas en la Ley de Hidrocarburos, y por ende, para nuestro proyecto de GTL.

EP: ¿Cuáles son esos incentivos y cambios legales?

LCK: Antes de describir dichos cambios, es necesario remarcar que la industrialización del gas requiere de grandes montos de inversión, y como en Bolivia no tenemos esos montos, la industrialización se debe hacer en base a la inversión externa, ya sea privada o multilateral. Dicha inversión necesita, como requisitos mínimos, dos aspectos: en primer lugar que la operación sea rentable; y en segundo lugar que la operación sea estable a largo plazo, bajo un régimen impositivo que no cambie.

Precisamente en la nueva Ley de Hidrocarburos ya se han incorporado los mecanismos que aseguran esos dos mínimos requisitos: por un lado cambios regulatorios e incentivos fiscales que disminuyen los costos de capital y de operación y aseguran una rentabilidad razonable para el inversionista, y por otro un marco de seguridad impositiva a la inversión durante 10 años como mínimo.

EP: ¿Como Ud. explica eso de la rentabilidad razonable para el inversionista?

LCK: Según la nueva ley, para tener acceso a los incentivos económicos el inversionista debe presentar al Ministerio de Hidrocarburos la factibilidad técnico-económica. Entonces, antes de aprobar el proyecto y conceder los incentivos, el Estado determina el nivel de rentabilidad que se logrará bajo los incentivos. Este elemento da transparencia a la relación entre el inversionista y el Estado, así se evita el que el proyecto pueda – a futuro- tener ganancias demasiado grandes mientras goza de bajos impuestos e incentivos fiscales.

EP: ¿Y la seguridad impositiva por 10 años?.

LCK: Tal como ya está funcionando en otros países, como en Perú, según la nueva Ley el inversionista puede firmar con el Estado un contrato de estabilidad jurídica e impositiva. Dicho contrato da una estabilidad tributaria a la inversión específica –no se cambian los impuestos- durante 10 años.  Si el Estado, en su potestad soberana, cambia los impuestos, tal cambio no aplica a la inversión específica bajo contrato.  Adicionalmente, como un elemento más para atraer a la inversión,  bajo este tipo de

contratos el inversionista puede tomar un seguro a la inversión en país de alto riesgo, en el MIGA (Banco Mundial), OPIC; u otros organismos que dan este tipo de seguros, con un costo de un 2% a 3% sobre la inversión. De esta manera el “riesgo país” se reduce o se elimina. En Bolivia no existía dicha opción. Ahora la tenemos.

EP: Aun así se han creado dos factores que dificultan la inversión extranjera en nuestro país: una percepción generalizada de que las empresas petroleras no son favorables para el país; y una imagen en el extranjero muy mala para la inversión en nuestro país.

LCK: Lamentablemente es cierto. Por ello, para asegurar este tipo de proyectos, y de cualquier otro de inversión en el sector, tenemos dos grandes desafíos por delante: internamente, el de demostrar que las empresas, bajo las nuevas reglas del juego (aun perfectibles para lograr una situación ganar-ganar) y bajo mecanismos transparentes, son necesarias; convenientes e imprescindibles para nuestro país, y que necesitan rentabilidad y seguridad. Externamente, necesitamos convencer a las empresas y a la comunidad internacional que en nuestro país se pueden crear las condiciones para una inversión segura. Dos objetivos bastante difíciles, pero no imposibles. Y debemos encararlos como empresarios y como Gobierno.

EP: Se ha escuchado que la planta de GTL ya no estará ubicada en Santa Cruz, como se tenía planificado inicialmente, y que se instalaría en Yacuiba.

LCK: Bajo los elementos de la nueva Ley, estamos ahora en un proceso de definición final de la ubicación de la planta. Una de las más serias posibilidades es Yacuiba o Villamontes. Pero eso todavía no esta definido, será el  resultado de un amplio estudio de sensibilidad que estimamos terminar en dos meses más.

EP: ¿La planta no es rentable en Santa Cruz?

LCK: No es eso. La planta es rentable en Santa Cruz. También es un poco más rentable en Yacuiba. De hecho, desde el punto de vista de rentabilidad, hay varias posibles ubicaciones en el país donde la planta es rentable, y dicha rentabilidad no varía sensiblemente entre un lugar y otro.

EP: ¿Cuáles son esas ubicaciones?

LCK: Una planta de GTL de 10.000 BPD como la nuestra puede tener una operación rentable en las siguientes ubicaciones: Santa Cruz; Villamontes; Yacuiba; Puerto Suárez; Puerto Busch; Cochabamba y El Alto.

Por ejemplo, si la planta está ubicada en Santa Cruz, da una rentabilidad cercana al 20% si la planta se ubica cerca de la boca del pozo, si se ahorra el costo de transporte del gas (ya permitido por la nueva Ley) y se usa gas producido en Santa Cruz. Como una planta de este tamaño –10.000 BPD-  necesita sólo 0,75 TCF de reservas para 20 años de operación, dichas reservas existen en Santa Cruz. Si se usa gas transportado desde Tarija, todavía es rentable, aunque un poco menos.

Lo mismo sería si la planta se ubica en Puerto Suárez o Puerto Busch, y se alimenta con gas producido en Santa Cruz, mejor aún si es del Campo Río Grande, pues desde ahí se envía directamente a Puerto por GTB y se ahorra en el transporte. Si bien en estos casos la rentabilidad sería un poco menor que si la planta estuviese en Santa Cruz, es aun atractiva. La ventaja de este caso es de que la producción se puede dedicar también 100% a la exportación, y aun es viable económicamente. Y el gigante Brasil tomaría con extrema facilidad dicha producción de diesel ecológico.

Algo similar existiría con las ubicaciones de Yacuiba o Villamontes.

EP: ¿Y si la planta se ubica en Cochabamba o en El Alto?

LCK: Según nuestros estudios económicos, si la planta se ubica en las afueras de la ciudad de Cochabamba, alimentándose con gas del Chapare, y la producción se destina parcialmente al mercado interno y parcialmente a la exportación vía Arica, también la rentabilidad está cercana al 20%.

Si el gas del Chapare se lo transporta un poco más lejos, hasta El Alto, y ahí se instala la planta de 10.000 BPD, y se dedica la producción también al mercado interno y a la exportación, la operación tendría una rentabilidad aceptable.

EP: Entonces, si la rentabilidad es buena en cualquiera de las ubicaciones indicadas, ¿Qué factores decidirán la ubicación final de la planta?.

LCK: Otros factores que se están analizando, y de los cuales dependerá la ubicación de la planta, dependen de dos grandes factores: el análisis integral de riesgos en cada una de las ubicaciones, que incluye las posibilidades y los costos de controlar o mitigar dichos riesgos, y de factores de políticas estatales y  regionales, pues es conveniente coordinar con el Estado y con las regiones este tipo de consideraciones.

EP: ¿Y por que no tener varias plantas similares en diferentes puntos del país?

LCK: desde el punto de vista de rentabilidad y de mercados, es posible. Y creemos que esta es una buena noticia para el país, pues, por un lado, como las plantas pequeñas (de 10.000 BPD) no requieren grandes cantidades de reservas, y por otro, si bien el mercado interno de diesel es limitado, el de exportación es prácticamente ilimitado. Bajo una adecuada coordinación de mercados, pueden funcionar en paralelo varias plantas de 10.000 BPD en diferentes ubicaciones del país. La nuestra será una de ellas.

Por ejemplo, un escenario muy factible de que funcionen tres plantas al mismo tiempo y sean rentables sin excluir una a la otra sería: una planta en Yacuiba que envíe el 50% de su producción al mercado interno y 50% para exportación a la Argentina. Otra en Puerto Suárez dedicada 100% a la exportación al Brasil; y una tercera ubicada en Cochabamba (o El Alto) que atienda 50% al mercado interno y 50% para exportación vía Arica.

EP: ¿Y que en cuanto a las grandes plantas de GTL de 100.000 BPD?

LCK: En base a la información de costos de las grandes plantas de GTL que se están instalando en Qatar, también hemos hecho el estudio económico para una planta de 100.000 BPD, pues será una segunda etapa en nuestro desarrollo empresarial. Y es importante ver que para estas plantas la ubicación tiene que ser cercana a los grandes yacimientos de gas, pues cada una de ellas consume 1000 millones de pies cúbicos por día (30 millones de MCD); y en función de la tecnología que se utilice, se necesitan cerca de 7 TCF de reservas probadas para asegurar 20 años de operación. Es necesario resaltar el hecho de que estos grandes proyectos se realizan sólo si cuentan con la seguridad de provisión de gas a largo plazo, eso quiere decir reservas probadas. Por ello veo a futuro una competencia entre asegurar reservas probadas para la exportación de gas y para los grandes proyectos de GTL.