El proyecto de una nueva Ley de Hidrocarburos ha entrado en su fase final dentro del Órgano Ejecutivo. El ministro de Hidrocarburos y Energías, Mauricio Medinaceli, afirmó que el documento se encuentra en su última instancia de discusión interna antes de ser remitido a la Asamblea Legislativa. “Solo nos falta una discusión dentro del Ejecutivo”, afirmó, en el marco de la presentación del Decreto Supremo 5598, que habilita la exportación privada de electricidad y retoma la autogeneración industrial.
La señal política es clara: el Gobierno acelera el rediseño del sector energético en un contexto de caída sostenida de producción, reducción de reservas y creciente dependencia de importaciones de combustibles. La nueva norma, según Medinaceli, forma parte de una estrategia integral para modernizar el sector, fortalecer la política hidrocarburífera y generar condiciones más competitivas para la inversión.
El contenido preliminar se articula en cinco ejes: recuperación de la producción de gas y petróleo; reducción de la dependencia de importaciones de diésel y gasolina; fortalecimiento de YPFB como empresa productora; apertura a mayor inversión privada, y reorientación del sector con incentivos a la producción.
En general los analistas del sector comparten el diagnóstico, aunque divergen en los caminos a seguir en un momento en el que las políticas climáticas que obligaban a reducir el consumo de combustibles fósiles han entrado en stand by, pero donde los precios siguen siendo inestables y sensibles a factores externos.
El pasado 18 de marzo, desde Brasilia, el presidente Rodrigo Paz Pereira había anticipado el envío de esta ley como parte de un “cambio de fondo” orientado a redistribuir los recursos bajo un esquema 50/50 entre nivel central y regiones, con un régimen impositivo cercano al 50% y condiciones atractivas para la inversión privada. La coincidencia entre ambos discursos —Ejecutivo y Ministerio— sugiere que el texto final consolidará ese enfoque.
El debate, sin embargo, no empieza de cero.
El eterno debate de la Ley
Bolivia ha cambiado su ley de hidrocarburos en cada ciclo político relevante desde 1921. La futura sería la octava. La historia muestra que cada reforma prometió corregir los errores de la anterior; ninguna logró resolver el dilema estructural entre captura de renta, inversión y soberanía operativa.
En ese recorrido, el anteproyecto de refundación de YPFB impulsado en 2006 por Andrés Soliz Rada —nunca debatido— emerge hoy como un contraste incómodo. Planteaba una corporación estatal con autonomía financiera, capacidad de emitir instrumentos en mercados y gobierno corporativo con control independiente.
La inclusión del eje 3 en la propuesta de Medinaceli, que, apuesta por una YPFB robustecida y más involucrada en la producción dentro de los planteamientos generales del gobierno liberal – meritocrático, parece apuntar a esta posibilidad.
Varios analistas consideran que el problema de fondo no es normativo, sino operativo.
Entre 2006 y 2024, Bolivia captó cerca de 50.000 millones de dólares en renta petrolera, pero no logró traducir ese flujo en reposición de reservas. Las cifras actuales son contundentes: 3,7 TCF de reservas probadas frente a los 10,45 TCF de 2015, producción en descenso sostenido y proyección de importación de gas antes de 2031 si no se incorporan nuevos descubrimientos de magnitud.
En ese contexto, los hallazgos de “megaestructuras” como Mayaya Centro-X1 o formaciones más modestas como el Bermejo-X46D — ambos liderados por ingenieros de YPFB— adquieren relevancia estratégica, pero no resuelven por sí solos el déficit estructural de exploración acumulado durante casi dos décadas.
La nueva ley parecer redundar en ese vacío: incentivar la inversión en exploración, algo que el gobierno de Luis Arce también intentó apuntalar como la presentación de dos planes de reactivación urgente. Sin embargo, la “táctica” es diferente: mientras uno apuntaba a asociaciones estratégicas bajo la estructura fijada en la que la extranjera asumía todo el riesgo de exploración y después recuperaba la inversión mediante el reparto de rentas, Medinaceli apuesta a la apertura al capital privado con “riesgo compartido”, es decir, al 50%.
Expertos advierten que la modificación de la “ganancia” de las petroleras que se “animen” a invertir en Bolivia es siempre una propuesta a tomar con pinzas. Del teórico 82-18 se deduce un monto significativo consignado como “costos recuperables”, que son aquellas inversiones – y también gasto corriente – que las petroleras aducen haber realizado y son abonadas por el Estado. La experiencia entre 2007 y 2018 dejó un precedente difícil de ignorar: más de 8.400 millones de dólares fueron desembolsados a las petroleras al margen de su porcentaje de ganancias en costos recuperables, incluyendo montos que auditorías técnicas catalogaron como irregulares. En ese sentido, analistas y expertos señalan que la discusión ya no es si atraer inversión o no, sino bajo qué condiciones, con qué mecanismos de control y con qué garantías de que el capital será efectivamente nuevo y verificable.
Otras variables
En paralelo, el Gobierno intenta ordenar la casa. El Decreto Supremo 5600, que elimina las contrataciones directas excepcionales, responde al escándalo de la gasolina adulterada y busca reinstalar controles administrativos básicos. Es un ajuste necesario, pero insuficiente frente a los desafíos estructurales del sector hidrocarburífero.
La tensión se extiende también al plano territorial y ambiental. El avance de proyectos exploratorios en áreas sensibles como Tariquía evidencia que la urgencia energética puede entrar en conflicto con derechos constitucionales, particularmente la consulta previa. La nueva ley deberá operar en ese equilibrio inestable entre necesidad fiscal, sostenibilidad ambiental y legitimidad social.
A ello se suma la fragilidad política: el Gobierno no cuenta con mayoría legislativa para aprobar una reforma estructural sin negociación. La ley que hoy se ultima en el Ejecutivo deberá sobrevivir a un escenario parlamentario fragmentado y potencialmente adverso.
Tres modelos están hoy en disputa: la nueva ley integral del Gobierno, la propuesta de “ley corta” que plantea ajustes a la actual normativa, y la arquitectura institucional más profunda sugerida por Soliz Rada hace dos décadas. Cada uno responde a una lógica distinta de relación entre Estado, mercado y recursos naturales. El riesgo es repetir el patrón: reformar la norma sin transformar la capacidad real de gestión, control e inversión del Estado.
Los cinco ejes de la futura Ley de Hidrocarburos
El Ministerio de Hidrocarburos y Energías estructuró el proyecto de nueva ley en cinco ejes estratégicos que buscan revertir la crisis productiva del sector:
1. Recuperación de la producción de gas y petróleoEl objetivo central es frenar la caída sostenida en la producción nacional mediante incentivos a la exploración y explotación. La prioridad está en incorporar nuevas reservas que permitan sostener el mercado interno y los compromisos de exportación. El debate está en el cómo: con YPFB al mando de las operaciones o incentivando mucho la llegada de operadoras extranjeras.
2. Reducción de la dependencia de importacionesBolivia se ha convertido en importador neto de diésel y gasolina. La ley busca reactivar la producción interna de líquidos para disminuir la presión fiscal que aún hoy generan las subvenciones a combustibles. Implica invertir en tecnologías de refinerías.
3. Fortalecimiento de YPFBSe plantea devolver a la estatal un rol protagónico como empresa productora y no solo como importadora o administradora de contratos. Esto implica revisar su estructura operativa, financiera y de gestión. La Constitución le permite a YPFB emitir bonos respaldados con reservas.
4. Apertura a la inversión privadaEl proyecto contempla generar condiciones más competitivas para atraer capital privado, especialmente en exploración, donde el riesgo es mayor. El desafío será equilibrar estos incentivos con mecanismos efectivos de control. La liquidación de recursos naturales tiene consecuencias.
5. Incentivos a la producciónSe prevé un esquema de estímulos orientado prioritariamente a la producción de diésel y, en una segunda fase, de gasolina, en función de la demanda interna y el impacto fiscal.
Estos ejes configuran una hoja de ruta que reconoce la urgencia del momento, pero cuyo éxito dependerá de su implementación concreta, la calidad de los contratos y la capacidad del Estado para fiscalizar y dirigir el sector.
Tarija y la gestión del gas
La billetera
Pese a la declinación de campos, Tarija sigue siendo el principal productor de gas del país con más del 45% del que se produce. El pacto “50-50” para redistribución de recursos con las autonomías, en principio, deja fuera las regalías, dado que responden a otra lógica. Mantener la cuota en el mix de exportación también es relevante.
Tariquía
Después de Mayaya, el principal prospecto exploratorio que maneja el gobierno y YPFB es el de San Telmo, en el corazón de la Reserva Natural de Flora y Fauna de Tariquía, y que cuenta con un amplio rechazo social en el departamento, aunque no tanto en la zona donde se realizará la exploración.
El “fracking”
Una de las grandes puertas sin abrir es la del fracking, la técnica de la fractura hidráulica que libera gas y petróleo de las rocas. En Bolivia no se autorizó (aunque sí hay muchas técnicas avanzadas de optimización), pero sí en Argentina y EEUU. Aunque se ha mejorado su impacto ambiental inicial, la zona tradicional del subandino tiene un impacto directo en el acuífero guaraní.