La producción de gas en Bolivia se ha estabilizado alrededor de los 27 millones de metros cúbicos al día prácticamente desde enero de 2025. También la producción de hidrocarburos líquidos permanece en niveles reducidos, con alrededor de 22.000 barriles de petróleo diarios. El país parece haber encontrado un nuevo piso productivo después de una década de declinación, pero ese piso está muy lejos de los niveles alcanzados durante el auge gasífero.
Según los datos disponibles en la página del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, que presentan rezagos, hasta mayo se habían facturado 69 millones de dólares en concepto de regalías y participación del Tesoro General de la Nación. El incremento internacional del precio del petróleo durante el segundo trimestre —con el WTI por encima de los 100 dólares en abril en medio de la crisis del estrecho de Ormuz— ofreció un alivio adicional a los ingresos vinculados a los hidrocarburos, aunque el impacto efectivo sobre la renta depende también de los volúmenes producidos y de las condiciones de comercialización.
Tarija produce 11,64 millones de metros cúbicos de gas al día, lo que representa algo más del 43% de la producción nacional. También aporta 8.230 barriles de petróleo y 3,50 toneladas de Gas Licuado de Petróleo.
El dato confirma una paradoja que empieza a ser estructural para el departamento: Tarija continúa siendo el principal territorio productor de gas del país, pero ya no tiene el peso abrumador que tuvo durante el ciclo de expansión de los hidrocarburos.
El récord nacional de producción de gas se alcanzó en 2015, con unos 61 millones de metros cúbicos diarios, de los que cerca del 75% se producían en Tarija. Aquella fotografía ha cambiado sustancialmente. La producción nacional se ha reducido a menos de la mitad y otros departamentos han ganado participación, especialmente Santa Cruz.
Santa Cruz, por ejemplo, ya produce 10,25 millones de metros cúbicos de gas al día y 9.420 barriles de petróleo. Su recuperación está relacionada principalmente con la entrada en producción del megacampo Incahuasi, que por sí solo aporta 4,83 millones de metros cúbicos de gas y unos 4.000 barriles de petróleo. Aquío, con 1,09 millones de metros cúbicos de gas y 1.100 barriles de petróleo, junto a los campos Boquerón, fundamentalmente petroleros, explican parte de la reactivación de un departamento que durante años venía perdiendo producción después del agotamiento de Camiri —apenas 120 barriles de petróleo diarios y prácticamente nada de gas— y de otros campos emblemáticos de la zona.
En Tarija, el megacampo principal sigue siendo Margarita-Huacaya, con 4,21 millones de metros cúbicos de gas y 3.460 barriles de petróleo, mientras que Sábalo-San Antonio aporta 4,54 millones de metros cúbicos y 3.170 barriles de petróleo. El otrora poderoso San Alberto apenas suma 1,37 millones de metros cúbicos de gas y 830 barriles de petróleo.
En algún momento, estos dos grandes complejos fueron capaces de abastecer prácticamente por sí solos los alrededor de 30 millones de metros cúbicos diarios comprometidos en el contrato de exportación con Brasil, expirado en 2019 y posteriormente complementado mediante adendas, pero sin recuperar los máximos de la década anterior.
La comparación permite dimensionar el cambio. Bolivia no está ante una simple caída temporal de producción, sino ante el agotamiento progresivo de los grandes campos que sostuvieron durante años las exportaciones, el mercado interno y una parte sustancial de los ingresos fiscales.
El asunto Mayaya
Desde hace unas semanas, el presidente Rodrigo Paz ha incorporado a sus discursos las expectativas sobre el campo Mayaya Centro, un proyecto identificado por ingenieros petroleros de YPFB en la zona norte de La Paz durante la gestión de Luis Arce Catacora.
El hallazgo tiene elementos que justifican el interés. YPFB estimó para la estructura Mayaya Centro un recurso de 1,7 trillones de pies cúbicos de gas en sitio y planteó una inversión inicial de unos 403 millones de dólares para desarrollar el Área. La estatal proyectó además una primera etapa de producción temprana para 2028, con hasta 1,4 millones de metros cúbicos diarios de gas.
Pero entre un recurso estimado y una nueva fuente de producción comercial existe un trecho considerable. La propia planificación de YPFB contempla nuevos pozos delimitadores, infraestructura de procesamiento, caminos, ductos y una etapa de desarrollo que todavía requiere inversiones importantes, como recuerda el analista de Fundación Jubileo Raúl Velásquez.
Los expertos advirtieron en su momento que era pronto para celebrar un “gran hallazgo” y la discusión vuelve a ser pertinente ahora que Mayaya se ha convertido en una de las principales cartas políticas para hablar de una nueva era hidrocarburífera.
En el registro productivo, el pozo Mayaya Centro apenas reportó 40 barriles de petróleo hacia finales de 2025 y fue cerrado a la espera de nuevas etapas de evaluación. Es decir, hoy no constituye todavía una fuente significativa que pueda alterar las cuentas nacionales.
El caso sirve para diferenciar tres conceptos que en el debate político suelen confundirse: recurso, reserva y producción. Tener hidrocarburos identificados en el subsuelo no significa disponer inmediatamente de reservas comercialmente recuperables y, mucho menos, contar con producción capaz de generar ingresos fiscales.
Otros proyectos anunciados como éxitos también muestran resultados todavía modestos. El Bermejo X46D, en Tarija, ingresó a pruebas de producción con presiones altas de gas condensado, pero posteriormente YPFB decidió paralizar temporalmente las operaciones para instalar equipamiento especial requerido por las características del reservorio. La previsión era retomar el trabajo durante 2026.
Lo mismo ocurre con otros prospectos que llevan años en la agenda exploratoria. Sirari ha generado expectativas, mientras que áreas como Jaguar, en Huacareta, o Astilleros continúan formando parte de una cartera exploratoria que necesita inversiones y resultados concretos antes de poder contabilizarse como una solución al declive nacional.
Tariquía no puede ser la salida fácil
En esta búsqueda desesperada de nuevos recursos, Tarija enfrenta además una discusión que no puede resolverse únicamente con cifras de producción. Diferentes colectivos e instituciones advierten que la Reserva Nacional de Flora y Fauna Tariquía no debería convertirse en la salida fácil para compensar la declinación de los campos maduros, porque además, nada garantiza su éxito.
La necesidad de recuperar la producción hidrocarburífera es un argumento extendido entre los políticos y administradores de las instituciones públicas, que suelen subordinar la bonanza económica a cualquier otra consideración. “Bolivia necesita gas, petróleo, ingresos fiscales y nuevas inversiones. Pero eso no significa que cualquier territorio deba quedar disponible para la actividad petrolera. Tariquía representa un patrimonio ambiental cuya importancia trasciende la coyuntura energética y que debe ser preservado con una visión de largo plazo” señala una activista ligada al partido de Gobierno.
La exploración en áreas protegidas plantea, además, una contradicción difícil de ignorar: mientras el país busca construir una nueva matriz económica menos dependiente de los hidrocarburos, comprometer territorios de alto valor ambiental para prolongar precisamente esa dependencia puede terminar agravando el problema que se pretende resolver.
Tarija tiene una responsabilidad especial en esta discusión. El departamento ha sido durante décadas el principal proveedor de gas de Bolivia y ha soportado buena parte de los impactos asociados a esa actividad. Precisamente por eso, el debate sobre su futuro no puede reducirse a cuánto gas queda bajo tierra. También debe preguntarse qué territorios estamos dispuestos a preservar, qué actividades económicas queremos desarrollar y qué patrimonio queremos dejar a las próximas generaciones.
La salida para Bolivia – advierten los expertos – debe pasar por explorar mejor allí donde resulte técnica, económica y ambientalmente razonable, atraer inversión, mejorar la información sobre reservas y acelerar los proyectos que ya cuentan con condiciones para producir. No necesariamente por abrir todos los territorios disponibles.
Tariquía merece una consideración distinta. Su valor ambiental, hídrico y productivo justifica que la protección de la reserva sea entendida como una política de Estado y no como un obstáculo coyuntural para la industria petrolera.
La verdadera prueba
La discusión hidrocarburífera boliviana empieza, por tanto, a entrar en una etapa distinta. Ya no basta con anunciar nuevos pozos ni con presentar recursos potenciales como si fueran producción disponible. El país necesita perforar, delimitar, certificar reservas, construir infraestructura y generar las condiciones para que el capital necesario llegue al sector.
Pero también necesita aprender a distinguir entre lo que puede explotarse y lo que conviene preservar.
La verdadera noticia de los próximos años no será quién anuncie el siguiente “megacampo”, sino cuándo ese campo empiece efectivamente a producir, cuánto costará ponerlo en marcha y cuánto gas y líquidos nuevos podrá incorporar al sistema.
Hasta entonces, Bolivia seguirá viviendo de los campos maduros de Tarija y Santa Cruz, con una producción estabilizada en torno a los 27 millones de metros cúbicos diarios y una renta petrolera muy distante de la que financió buena parte del ciclo económico de la década pasada.
La nueva era hidrocarburífera todavía es una promesa. La responsabilidad del Estado será hacerla posible sin hipotecar aquello que no puede recuperarse una vez perdido. Y Tariquía es, precisamente, uno de esos lugares.