Bolivia alcanzó su pico de producción gasífera en 2014, con cerca de 59 millones de metros cúbicos diarios. Desde ese año, la declinación fue sostenida y sin interrupciones: 45 millones en 2019, 35 en 2023, alrededor de 27 en 2025. En una década, el país perdió más de la mitad de su producción.
Las reservas probadas siguieron el mismo camino con mayor dramatismo: de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF) certificados en 2013, cuando el negocio gasífero estaba en su apogeo, a 3,7 TCF según la rendición de cuentas 2025 de YPFB.
En marzo de 2026, la estatal reconoció que al ritmo actual Bolivia podría necesitar importar gas para abastecer su mercado interno antes de 2031. Otros analistas, con lecturas más conservadoras sobre lo que queda realmente en el subsuelo, anticipan esa fecha en 2028 o antes.
Detrás de esa estadística hay una decisión política sostenida en el tiempo, atribuible a más de una gestión de gobierno. YPFB invirtió 1.500 millones de dólares en 15 proyectos exploratorios bajo los gobiernos del MAS entre 2006 y 2019, con resultados comerciales mínimos. Sin embargo, el vaciamiento exploratorio comenzó antes: durante la vigencia de los contratos de riesgo compartido (1996-2005), las empresas transnacionales —Petrobras, Repsol, Total— priorizaron la producción de campos ya descubiertos y, en algunos casos, reclasificaron megacampos descubiertos por YPFB estatal como “nuevos” para pagar menos impuestos.
A ello se suma el Decreto Supremo 26366 de 2001, que eliminó la obligación de perforar pozos exploratorios. Desde 2014, efectivamente, la exploración fue prácticamente nula, pero esa tendencia ya venía gestándose desde principios de la década de 2000. Los campos gigantes del Chaco tarijeño —San Alberto, Sábalo, Margarita— envejecieron sin reemplazo, y ningún modelo de contrato —ni el de riesgo compartido ni el de servicios— logró reactivar la perforación exploratoria de escala.
Como señaló el presidente Rodrigo Paz Pereira al asumir en noviembre de 2025: de los 60.000 millones de dólares que generó el gas durante dos décadas de bonanza, prácticamente nada fue reinvertido para asegurar la continuidad del recurso. La diferencia es que esa falta de reinversión no comenzó en 2006, sino que se arrastra desde los años noventa.
La trampa del precio barato
Durante veinte años, Bolivia construyó su sistema eléctrico sobre un fundamento que parecía sólido y resultó frágil: gas natural a precio subsidiado. La ecuación era sencilla. Los campos del Chaco producían a bajo costo; una parte se exportaba a Brasil y Argentina a precios de mercado; otra se destinaba a las termoeléctricas internas a precio regulado. Las plantas compraban ese gas barato, generaban electricidad, y los bolivianos pagaban tarifas entre las más reducidas del continente.
El subsidio estaba en el precio. Mientras Brasil pagó históricamente entre cuatro y seis dólares por millón de BTU, y el mercado internacional superó los diez dólares en períodos de alta demanda, las termoeléctricas bolivianas compraban el mismo insumo a entre 1,2 y 1,6 dólares. Esa diferencia fue absorbida por YPFB año tras año, reduciendo su capacidad de inversión y, en última instancia, acelerando la caída de las reservas.
El efecto sobre la matriz eléctrica fue doble y contradictorio. Por un lado, los consumidores accedieron a electricidad barata: tarifas residenciales en torno a 15 dólares por megavatio-hora cuando el promedio regional duplicaba esa cifra. Por otro, ese precio artificialmente bajo funcionó como desincentivo estructural a la inversión en generación renovable. Ningún proyecto solar, eólico o hidroeléctrico puede competir económicamente cuando el precio de referencia del mercado no cubre los costos de capital de una nueva planta.
Los datos del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) al primer trimestre de 2026 describen con precisión el resultado de esa lógica. De una capacidad instalada efectiva de 3.530,9 megavatios, el 71,2% —2.512,5 MW— corresponde a plantas termoeléctricas a gas. El 20,3% son centrales hidroeléctricas, muchas construidas antes de los años noventa. Las energías renovables no convencionales —solar, eólica, biomasa— representan en conjunto cerca del 9% del total. Bolivia tiene sobreoferta termoeléctrica sobre una demanda máxima que no supera los 2.003 megavatios. El problema no es la cantidad de plantas, sino su combustible, un gas cuyas reservas ya no pueden sostener el modelo.
Un solo actor con el 45% del sistema
La concentración del sistema eléctrico boliviano tiene un dato que merece detenerse. ENDE Andina S.A.M., la sociedad de economía mixta formada en 2007 entre ENDE Corporación y PDVSA Bolivia, opera las tres plantas de ciclo combinado más grandes del país: Entre Ríos (526,8 MW), Del Sur (505,8 MW) y Warnes (570,6 MW). Sumadas, llegan a 1.603 megavatios de capacidad efectiva: el 45,3% de toda la termoeléctrica del sistema y el 45,4% de la capacidad total instalada en Bolivia.
En agosto de 2025, mediante el Decreto Supremo 5444, PDVSA Bolivia retiró íntegramente su participación en la sociedad. El capital venezolano que había ingresado en 2007 con el 40% del total salió en silencio: mediante resoluciones de directorio, sin debate público sobre qué significaba tener el bloque termoeléctrico más grande del país bajo un solo agente con gestión pública y sin competencia privada de escala. ENDE Guaracachi ingresó como nuevo socio minoritario con una acción simbólica, elevando la participación estatal al 99,999%.
Esa concentración ilustra exactamente lo que la nueva ley dice querer cambiar. Pero también ilustra el riesgo inverso: si ese bloque se fragmenta sin regulación adecuada, o se concesiona a un único actor privado bajo condiciones poco transparentes, el problema estructural no desaparece. Cambia de propietario y de bandera.
Por qué las renovables no llegaron solas
La ausencia de nueva inversión privada en generación de escala no es un misterio. El costo marginal de generación promedio del sistema en 2024 fue de 16,41 dólares por megavatio-hora, según la Memoria Anual del CNDC. Los proyectos solares de Oruro y Uyuni —los más representativos de la generación renovable instalada en Bolivia— tuvieron costos de generación de 77 y 58 dólares respectivamente, según datos del Harvard Growth Lab. La diferencia la cubrió un mecanismo de primas fijadas administrativamente —Decretos Supremos 2048 de 2014 y 4408 de 2022— que subsidiaba a los proyectos renovables del Estado para que pudieran operar en un mercado cuyo precio de referencia no cubría ni la cuarta parte de sus costos.
Ese mecanismo, señala el Growth Lab, “limita la determinación competitiva de costos y la participación del sector privado”. En términos simples: la prima administrativa es un subsidio estatal a proyectos estatales. Atrae a pocas empresas privadas porque no ofrece certeza sobre el precio ni sobre la solvencia del comprador. La nueva ley propone reemplazarlo con subastas competitivas. El éxito de esas subastas dependerá de dos condiciones que el Harvard Growth Lab identifica como centrales: la solvencia de la contraparte compradora —ENDE o las distribuidoras— y la denominación de los contratos en dólares o en bolivianos para mitigar el riesgo cambiario. Ninguna de las dos condiciones está resuelta en la presentación pública del proyecto.
El nudo que la ley no puede ignorar
La cadena de causalidad es lineal y no admite atajos. Las tarifas bajas se sostienen sobre el precio subsidiado del gas. El precio subsidiado reduce los ingresos de YPFB. Los ingresos reducidos limitan la inversión en exploración. La exploración insuficiente agota las reservas. Las reservas agotadas hacen inevitable la importación de gas a precios internacionales. La importación a precios de mercado multiplica el costo de la termoeléctrica. El costo multiplicado de la termoeléctrica se traslada inevitablemente a la tarifa.
El perjuicio no se limita a la estatal petrolera. ENDE, el mayor generador del país, compra gas subsidiado para sus termoeléctricas y vende electricidad a precios regulados que están entre los más bajos del continente. Pero cuando debe expandir su capacidad —adquirir una turbina de ciclo combinado, repotenciar una central hidroeléctrica, tender una línea de alta tensión o contratar especialistas locales y extranjeros—, paga precios internacionales, denominados en dólares y sujetos a la inflación global de equipamiento energético.
Esta dualidad (ingresos en bolivianos deprimidos, costos de inversión en dólares reales) debilita financieramente al operador estatal incluso si su cuenta de resultados muestra superávit nominal. Con el tiempo, se vuelve más difícil mantener la confiabilidad del parque existente y más improbable emprender nueva infraestructura. La eliminación gradual del subsidio no solo corregiría la señal de precio para las renovables; también restauraría la capacidad de inversión del propio ENDE, permitiéndole participar en subastas competitivas sin depender de transferencias fiscales extraordinarias.
Mayaya Centro X-1
Una variable que altera parcialmente este encadenamiento son las nuevas incorporaciones de reservas. Mayaya y Bermejo, si logran financiarse con mecanismos como los propuestos por Gálvez (bonos absorbidos por la Gestora) y bajo contratos que preserven la renta estatal, permitirían postergar la importación de gas y ganar tiempo para que las subastas renovables maduren.
La nueva ley puede administrar ese proceso o dejarlo operar por inercia. Lo que no puede hacer es interrumpirlo sin tocar el precio del gas, que está regulado por la normativa de hidrocarburos y no por la de electricidad: una fragmentación regulatoria que el Decreto Supremo 0071 de 2009 no resolvió y que la nueva Entidad Reguladora de Electricidad deberá afrontar con mandato real o reproducir con nueva etiqueta.
Mientras tanto, los campos del Chaco tarijeño continúan su declinación. La Memoria 2024 del CNDC ya documenta que el organismo participó activamente en la gestión de restricciones de suministro de gas en el nodo Carrasco, buscando asegurar volúmenes para las centrales del altiplano. La autoridad operativa del sistema eléctrico estaba, en 2024, administrando la escasez de un insumo que se daba por garantizado en el diseño original del mercado. Esa imagen —el CNDC negociando gas como si fuera una comisión de aprovisionamiento— es el retrato más preciso del momento energético que atraviesa Bolivia: un sistema diseñado para la abundancia operando en la antesala de la escasez.
La nueva ley es la respuesta institucional a ese momento. Su eficacia real se medirá en los próximos cinco años, cuando los campos del Chaco sigan su curva descendente y las subastas de renovables —o su ausencia— definan qué reemplazará al gas que ya no estará. Bolivia ha construido durante décadas una dependencia de un recurso no renovable para sostener un sistema que sí podría ser renovable. Corregir esa arquitectura requiere más que una nueva ley: requiere asumir públicamente que el tiempo del gas barato ya terminó, y que la pregunta sobre quién asume ese costo —el Estado, el consumidor, el inversor privado— no puede responderse con el silencio que ha caracterizado al debate energético boliviano desde 1994.
Los contratos que frenaron la exploración
La narrativa dominante —reproducida en parte por algunos análisis técnicos— atribuye el colapso exploratorio boliviano casi exclusivamente al cambio a contratos de servicios tras la nacionalización de 2006. Sin embargo, como ha documentado una investigación de este medio, esa versión omite dos eslabones causales fundamentales:
La reclasificación fraudulenta de megacampos (1999-2005). Una investigación documentada por este medio reveló que los campos San Alberto, San Antonio, Itaú, Sábalo y Margarita fueron identificados, certificados y parcialmente confirmados por YPFB estatal durante la gestión de Jaime Paz Zamora (1989-1993). Cuando las transnacionales tomaron el control bajo el régimen de Gonzalo Sánchez de Lozada, los reclasificaron como “campos nuevos” para tributar el 18% en lugar del 50% que correspondía. La pérdida fiscal acumulada para el Estado entre 1999 y 2005 se estima en más de USD 2.100 millones actuales.
El fin de la obligación de explorar (2001). El Decreto Supremo 26366, firmado por Jorge “Tuto” Quiroga, eliminó la obligación de las petroleras de perforar al menos un pozo exploratorio por cada parcela concesionada. Esa decisión, tomada en pleno auge del gas, desactivó el único incentivo contractual que quedaba para buscar nuevas reservas. A partir de ese momento, la actividad exploratoria entró en una tendencia descendente que ningún marco contractual posterior —ni los contratos de riesgo compartido ni los de servicios— logró revertir.
Por tanto, cuando se afirma que “los contratos de servicios desincentivaron la exploración”, es preciso añadir que los contratos anteriores —lejos de garantizarla— permitieron que las empresas explotaran lo ya descubierto sin reponer reservas, e incluso bajo condiciones fiscales más favorables de lo que la ley establecía. La responsabilidad del vaciamiento exploratorio es transversal a varios gobiernos y marcos regulatorios, y no puede ser usada como munición partidista sin falsear la historia económica reciente de Bolivia.
Mayaya, Bermejo, Enconada y Surubí
Las proyecciones de agotamiento no incorporan aún los hallazgos del Subandino Norte y Tarija. El campo Mayaya Centro‑X1, con 1,7 TCF certificados y un potencial total de hasta 6,7 TCF, podría inyectar 1,4 millones de metros cúbicos diarios a partir de 2026‑2027. Bermejo‑X46D, con reservas oficiales de 0,2 TCF y hasta 2,1 TCF según cálculos independientes, refuerza el suministro en una zona con infraestructura preexistente. Ambos proyectos requieren inversiones combinadas superiores a los 900 millones de dólares. YPFB ha delineado un plan de desarrollo, pero la obtención de los recursos es todavía incierta. Para la analista Edith Gálvez, una alternativa viable sería financiar las obras con bonos de la estatal que la Gestora Pública podría adquirir, redirigiendo parte del ahorro previsional hacia la seguridad energética.
Ahora bien, Mayaya y Bermejo no son los únicos frentes activos. En abril de 2026, YPFB Andina empezó a perforar el pozo ECD‑8D en el campo Enconada, descubierto originalmente por YPFB en 1972 en la formación Petaca. Con una inversión de 7,67 millones de dólares, se espera que el pozo entre en producción en agosto de 2026 con alrededor de 3,8 millones de pies cúbicos diarios de gas, sumándose a los 8,93 MMpcd que ya produce el campo de manera continua desde 2021. Asimismo, la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación alista para julio la perforación de los pozos Surubí‑Noroeste 6 y 9H, en la provincia Carrasco de Cochabamba, orientados a incrementar las reservas de petróleo y gas en la estructura Surubí‑Noroeste.
Son proyectos de escala mediana y pequeña, pero su relevancia no es menor: demuestran que YPFB aún puede incorporar reservas de manera relativamente rápida y con inversiones moderadas. Si estos esfuerzos se replican y se financian con mecanismos de ahorro interno como los sugeridos por Gálvez, el problema no sería la falta absoluta de gas, sino la velocidad con que se logre ponerlo en el mercado antes de que la declinación de los megacampos tradicionales obligue a importar.
La respuesta oficial
La publicación de la primera parte de esta serie, el 8 de mayo de 2026, no pasó inadvertida. Un día después, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías emitió un comunicado en el que calificaba de “publicaciones falsas, sin fundamento y malintencionadas” las afirmaciones sobre una supuesta privatización de ENDE y un eventual incremento de tarifas. “¡Es absolutamente falso que esta ley privatice ENDE o incremente las tarifas de electricidad!”, remarcó el texto oficial, que insistió en que la nueva Ley de Electricidad y Energías Renovables fortalecerá la participación estatal y garantizará la estabilidad tarifaria.
Hasta el cierre de esta edición, el proyecto de ley no ha ingresado formalmente a la Asamblea Legislativa Plurinacional. La socialización con actores del sector está en curso, y el debate público recién comienza.
Lo que los datos presentados en esta investigación muestran, sin embargo, es que la dicotomía “privatización o estatismo” oculta una realidad compleja. El modelo actual, basado en gas subsidiado y tarifas artificialmente bajas, ya ha empezado a agrietarse, más allá de que la propiedad siga siendo pública. Además de saber quién es dueño ENDE, importa que el marco regulatorio y la decisión política de revisar y corregir los subsidios permitan que la empresa estatal se fortalezca realmente e invierta en un sistema que se vuelva sostenible antes de que la escasez de gas convierta la discusión en lujo.