Bolivia alcanz\u00f3 su pico de producci\u00f3n gas\u00edfera en 2014, con cerca de 59 millones de metros c\u00fabicos diarios. Desde ese a\u00f1o, la declinaci\u00f3n fue sostenida y sin interrupciones: 45 millones en 2019, 35 en 2023, alrededor de 27 en 2025. En una d\u00e9cada, el pa\u00eds perdi\u00f3 m\u00e1s de la mitad de su producci\u00f3n.<\/p>\n
Las reservas probadas siguieron el mismo camino con mayor dramatismo: de 10,45 trillones de pies c\u00fabicos (TCF) certificados en 2013, cuando el negocio gas\u00edfero estaba en su apogeo, a 3,7 TCF seg\u00fan la rendici\u00f3n de cuentas 2025 de YPFB.<\/p>\n
En marzo de 2026, la estatal reconoci\u00f3 que al ritmo actual Bolivia podr\u00eda necesitar importar gas para abastecer su mercado interno antes de 2031. Otros analistas, con lecturas m\u00e1s conservadoras sobre lo que queda realmente en el subsuelo, anticipan esa fecha en 2028 o antes.<\/p>\n
Detr\u00e1s de esa estad\u00edstica hay una decisi\u00f3n pol\u00edtica sostenida en el tiempo, atribuible a m\u00e1s de una gesti\u00f3n de gobierno. YPFB invirti\u00f3 1.500 millones de d\u00f3lares en 15 proyectos exploratorios bajo los gobiernos del MAS entre 2006 y 2019, con resultados comerciales m\u00ednimos. Sin embargo, el vaciamiento exploratorio comenz\u00f3 antes: durante la vigencia de los contratos de riesgo compartido (1996-2005), las empresas transnacionales \u2014Petrobras, Repsol, Total\u2014 priorizaron la producci\u00f3n de campos ya descubiertos y, en algunos casos, reclasificaron megacampos descubiertos por YPFB estatal como \u201cnuevos\u201d para pagar menos impuestos.<\/p>\n
A ello se suma el Decreto Supremo 26366 de 2001, que elimin\u00f3 la obligaci\u00f3n de perforar pozos exploratorios. Desde 2014, efectivamente, la exploraci\u00f3n fue pr\u00e1cticamente nula, pero esa tendencia ya ven\u00eda gest\u00e1ndose desde principios de la d\u00e9cada de 2000. Los campos gigantes del Chaco tarije\u00f1o \u2014San Alberto, S\u00e1balo, Margarita\u2014 envejecieron sin reemplazo, y ning\u00fan modelo de contrato \u2014ni el de riesgo compartido ni el de servicios\u2014 logr\u00f3 reactivar la perforaci\u00f3n exploratoria de escala.<\/p>\n
Como se\u00f1al\u00f3 el presidente Rodrigo Paz Pereira al asumir en noviembre de 2025: de los 60.000 millones de d\u00f3lares que gener\u00f3 el gas durante dos d\u00e9cadas de bonanza, pr\u00e1cticamente nada fue reinvertido para asegurar la continuidad del recurso. La diferencia es que esa falta de reinversi\u00f3n no comenz\u00f3 en 2006, sino que se arrastra desde los a\u00f1os noventa.<\/p>\n
La trampa del precio barato
\nDurante veinte a\u00f1os, Bolivia construy\u00f3 su sistema el\u00e9ctrico sobre un fundamento que parec\u00eda s\u00f3lido y result\u00f3 fr\u00e1gil: gas natural a precio subsidiado. La ecuaci\u00f3n era sencilla. Los campos del Chaco produc\u00edan a bajo costo; una parte se exportaba a Brasil y Argentina a precios de mercado; otra se destinaba a las termoel\u00e9ctricas internas a precio regulado. Las plantas compraban ese gas barato, generaban electricidad, y los bolivianos pagaban tarifas entre las m\u00e1s reducidas del continente.<\/p>\n
El subsidio estaba en el precio. Mientras Brasil pag\u00f3 hist\u00f3ricamente entre cuatro y seis d\u00f3lares por mill\u00f3n de BTU, y el mercado internacional super\u00f3 los diez d\u00f3lares en per\u00edodos de alta demanda, las termoel\u00e9ctricas bolivianas compraban el mismo insumo a entre 1,2 y 1,6 d\u00f3lares. Esa diferencia fue absorbida por YPFB a\u00f1o tras a\u00f1o, reduciendo su capacidad de inversi\u00f3n y, en \u00faltima instancia, acelerando la ca\u00edda de las reservas.<\/p>\n
El efecto sobre la matriz el\u00e9ctrica fue doble y contradictorio. Por un lado, los consumidores accedieron a electricidad barata: tarifas residenciales en torno a 15 d\u00f3lares por megavatio-hora cuando el promedio regional duplicaba esa cifra. Por otro, ese precio artificialmente bajo funcion\u00f3 como desincentivo estructural a la inversi\u00f3n en generaci\u00f3n renovable. Ning\u00fan proyecto solar, e\u00f3lico o hidroel\u00e9ctrico puede competir econ\u00f3micamente cuando el precio de referencia del mercado no cubre los costos de capital de una nueva planta.<\/p>\n
Los datos del Comit\u00e9 Nacional de Despacho de Carga (CNDC) al primer trimestre de 2026 describen con precisi\u00f3n el resultado de esa l\u00f3gica. De una capacidad instalada efectiva de 3.530,9 megavatios, el 71,2% \u20142.512,5 MW\u2014 corresponde a plantas termoel\u00e9ctricas a gas. El 20,3% son centrales hidroel\u00e9ctricas, muchas construidas antes de los a\u00f1os noventa. Las energ\u00edas renovables no convencionales \u2014solar, e\u00f3lica, biomasa\u2014 representan en conjunto cerca del 9% del total. Bolivia tiene sobreoferta termoel\u00e9ctrica sobre una demanda m\u00e1xima 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.<\/p>\n
Un solo actor con el 45% del sistema
\nLa concentraci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico boliviano tiene un dato que merece detenerse. ENDE Andina S.A.M., la sociedad de econom\u00eda mixta formada en 2007 entre ENDE Corporaci\u00f3n y PDVSA Bolivia, opera las tres plantas de ciclo combinado m\u00e1s grandes del pa\u00eds: Entre R\u00edos (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 termoel\u00e9ctrica del sistema y el 45,4% de la capacidad total instalada en Bolivia.<\/p>\n
En agosto de 2025, mediante el Decreto Supremo 5444, PDVSA Bolivia retir\u00f3 \u00edntegramente su participaci\u00f3n en la sociedad. El capital venezolano que hab\u00eda ingresado en 2007 con el 40% del total sali\u00f3 en silencio: mediante resoluciones de directorio, sin debate p\u00fablico sobre qu\u00e9 significaba tener el bloque termoel\u00e9ctrico m\u00e1s grande del pa\u00eds bajo un solo agente con gesti\u00f3n p\u00fablica y sin competencia privada de escala. ENDE Guaracachi ingres\u00f3 como nuevo socio minoritario con una acci\u00f3n simb\u00f3lica, elevando la participaci\u00f3n estatal al 99,999%.<\/p>\n
Esa concentraci\u00f3n ilustra exactamente lo que la nueva ley dice querer cambiar. Pero tambi\u00e9n ilustra el riesgo inverso: si ese bloque se fragmenta sin regulaci\u00f3n adecuada, o se concesiona a un \u00fanico actor privado bajo condiciones poco transparentes, el problema estructural no desaparece. Cambia de propietario y de bandera.<\/p>\n
Por qu\u00e9 las renovables no llegaron solas
\nLa ausencia de nueva inversi\u00f3n privada en generaci\u00f3n de escala no es un misterio. El costo marginal de generaci\u00f3n promedio del sistema en 2024 fue de 16,41 d\u00f3lares por megavatio-hora, seg\u00fan la Memoria Anual del CNDC. Los proyectos solares de Oruro y Uyuni \u2014los m\u00e1s representativos de la generaci\u00f3n renovable instalada en Bolivia\u2014 tuvieron costos de generaci\u00f3n de 77 y 58 d\u00f3lares respectivamente, seg\u00fan datos del Harvard Growth Lab. La diferencia la cubri\u00f3 un mecanismo de primas fijadas administrativamente \u2014Decretos Supremos 2048 de 2014 y 4408 de 2022\u2014 que subsidiaba a los proyectos renovables del Estado para que pudieran operar en un mercado cuyo precio de referencia no cubr\u00eda ni la cuarta parte de sus costos.<\/p>\n
Ese mecanismo, se\u00f1ala el Growth Lab, \u201climita la determinaci\u00f3n competitiva de costos y la participaci\u00f3n del sector privado\u201d. En t\u00e9rminos 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 \u00e9xito de esas subastas depender\u00e1 de dos condiciones que el Harvard Growth Lab identifica como centrales: la solvencia de la contraparte compradora \u2014ENDE o las distribuidoras\u2014 y la denominaci\u00f3n de los contratos en d\u00f3lares o en bolivianos para mitigar el riesgo cambiario. Ninguna de las dos condiciones est\u00e1 resuelta en la presentaci\u00f3n p\u00fablica del proyecto.<\/p>\n
El nudo que la ley no puede ignorar
\nLa 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 inversi\u00f3n en exploraci\u00f3n. La exploraci\u00f3n insuficiente agota las reservas. Las reservas agotadas hacen inevitable la importaci\u00f3n de gas a precios internacionales. La importaci\u00f3n a precios de mercado multiplica el costo de la termoel\u00e9ctrica. El costo multiplicado de la termoel\u00e9ctrica se traslada inevitablemente a la tarifa.<\/p>\n
El perjuicio no se limita a la estatal petrolera. ENDE, el mayor generador del pa\u00eds, compra gas subsidiado para sus termoel\u00e9ctricas y vende electricidad a precios regulados que est\u00e1n entre los m\u00e1s bajos del continente. Pero cuando debe expandir su capacidad \u2014adquirir una turbina de ciclo combinado, repotenciar una central hidroel\u00e9ctrica, tender una l\u00ednea de alta tensi\u00f3n o contratar especialistas locales y extranjeros\u2014, paga precios internacionales, denominados en d\u00f3lares y sujetos a la inflaci\u00f3n global de equipamiento energ\u00e9tico.<\/p>\n
Esta dualidad (ingresos en bolivianos deprimidos, costos de inversi\u00f3n en d\u00f3lares reales) debilita financieramente al operador estatal incluso si su cuenta de resultados muestra super\u00e1vit nominal. Con el tiempo, se vuelve m\u00e1s dif\u00edcil mantener la confiabilidad del parque existente y m\u00e1s improbable emprender nueva infraestructura. La eliminaci\u00f3n gradual del subsidio no solo corregir\u00eda la se\u00f1al de precio para las renovables; tambi\u00e9n restaurar\u00eda la capacidad de inversi\u00f3n del propio ENDE, permiti\u00e9ndole participar en subastas competitivas sin depender de transferencias fiscales extraordinarias.<\/p>\n
Mayaya Centro X-1
\nUna variable que altera parcialmente este encadenamiento son las nuevas incorporaciones de reservas. Mayaya y Bermejo, si logran financiarse con mecanismos como los propuestos por G\u00e1lvez (bonos absorbidos por la Gestora) y bajo contratos que preserven la renta estatal, permitir\u00edan postergar la importaci\u00f3n de gas y ganar tiempo para que las subastas renovables maduren.<\/p>\n
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 est\u00e1 regulado por la normativa de hidrocarburos y no por la de electricidad: una fragmentaci\u00f3n regulatoria que el Decreto Supremo 0071 de 2009 no resolvi\u00f3 y que la nueva Entidad Reguladora de Electricidad deber\u00e1 afrontar con mandato real o reproducir con nueva etiqueta.<\/p>\n
Mientras tanto, los campos del Chaco tarije\u00f1o contin\u00faan su declinaci\u00f3n. La Memoria 2024 del CNDC ya documenta que el organismo particip\u00f3 activamente en la gesti\u00f3n de restricciones de suministro de gas en el nodo Carrasco, buscando asegurar vol\u00famenes para las centrales del altiplano. La autoridad operativa del sistema el\u00e9ctrico estaba, en 2024, administrando la escasez de un insumo que se daba por garantizado en el dise\u00f1o original del mercado. Esa imagen \u2014el CNDC negociando gas como si fuera una comisi\u00f3n de aprovisionamiento\u2014 es el retrato m\u00e1s preciso del momento energ\u00e9tico que atraviesa Bolivia: un sistema dise\u00f1ado para la abundancia operando en la antesala de la escasez.<\/p>\n
La nueva ley es la respuesta institucional a ese momento. Su eficacia real se medir\u00e1 en los pr\u00f3ximos cinco a\u00f1os, cuando los campos del Chaco sigan su curva descendente y las subastas de renovables \u2014o su ausencia\u2014 definan qu\u00e9 reemplazar\u00e1 al gas que ya no estar\u00e1. Bolivia ha construido durante d\u00e9cadas una dependencia de un recurso no renovable para sostener un sistema que s\u00ed podr\u00eda ser renovable. Corregir esa arquitectura requiere m\u00e1s que una nueva ley: requiere asumir p\u00fablicamente que el tiempo del gas barato ya termin\u00f3, y que la pregunta sobre qui\u00e9n asume ese costo \u2014el Estado, el consumidor, el inversor privado\u2014 no puede responderse con el silencio que ha caracterizado al debate energ\u00e9tico boliviano desde 1994.<\/p>\n
Los contratos que frenaron la exploraci\u00f3n
\nLa narrativa dominante \u2014reproducida en parte por algunos an\u00e1lisis t\u00e9cnicos\u2014 atribuye el colapso exploratorio boliviano casi exclusivamente al cambio a contratos de servicios tras la nacionalizaci\u00f3n de 2006. Sin embargo, como ha documentado una investigaci\u00f3n de este medio, esa versi\u00f3n omite dos eslabones causales fundamentales:<\/p>\n
La reclasificaci\u00f3n fraudulenta de megacampos (1999-2005). Una investigaci\u00f3n documentada por este medio revel\u00f3 que los campos San Alberto, San Antonio, Ita\u00fa, S\u00e1balo y Margarita fueron identificados, certificados y parcialmente confirmados por YPFB estatal durante la gesti\u00f3n de Jaime Paz Zamora (1989-1993). Cuando las transnacionales tomaron el control bajo el r\u00e9gimen de Gonzalo S\u00e1nchez de Lozada, los reclasificaron como \u201ccampos nuevos\u201d para tributar el 18% en lugar del 50% que correspond\u00eda. La p\u00e9rdida fiscal acumulada para el Estado entre 1999 y 2005 se estima en m\u00e1s de USD 2.100 millones actuales.<\/p>\n
El fin de la obligaci\u00f3n de explorar (2001). El Decreto Supremo 26366, firmado por Jorge \u201cTuto\u201d Quiroga, elimin\u00f3 la obligaci\u00f3n de las petroleras de perforar al menos un pozo exploratorio por cada parcela concesionada. Esa decisi\u00f3n, tomada en pleno auge del gas, desactiv\u00f3 el \u00fanico incentivo contractual que quedaba para buscar nuevas reservas. A partir de ese momento, la actividad exploratoria entr\u00f3 en una tendencia descendente que ning\u00fan marco contractual posterior \u2014ni los contratos de riesgo compartido ni los de servicios\u2014 logr\u00f3 revertir.<\/p>\n
Por tanto, cuando se afirma que \u201clos contratos de servicios desincentivaron la exploraci\u00f3n\u201d, es preciso a\u00f1adir que los contratos anteriores \u2014lejos de garantizarla\u2014 permitieron que las empresas explotaran lo ya descubierto sin reponer reservas, e incluso bajo condiciones fiscales m\u00e1s favorables de lo que la ley establec\u00eda. La responsabilidad del vaciamiento exploratorio es transversal a varios gobiernos y marcos regulatorios, y no puede ser usada como munici\u00f3n partidista sin falsear la historia econ\u00f3mica reciente de Bolivia.<\/p>\n
Mayaya, Bermejo, Enconada y Surub\u00ed
\nLas proyecciones de agotamiento no incorporan a\u00fan los hallazgos del Subandino Norte y Tarija. El campo Mayaya Centro\u2011X1, con 1,7 TCF certificados y un potencial total de hasta 6,7 TCF, podr\u00eda inyectar 1,4 millones de metros c\u00fabicos diarios a partir de 2026\u20112027. Bermejo\u2011X46D, con reservas oficiales de 0,2 TCF y hasta 2,1 TCF seg\u00fan c\u00e1lculos independientes, refuerza el suministro en una zona con infraestructura preexistente. Ambos proyectos requieren inversiones combinadas superiores a los 900 millones de d\u00f3lares. YPFB ha delineado un plan de desarrollo, pero la obtenci\u00f3n de los recursos es todav\u00eda incierta. Para la analista Edith G\u00e1lvez, una alternativa viable ser\u00eda financiar las obras con bonos de la estatal que la Gestora P\u00fablica podr\u00eda adquirir, redirigiendo parte del ahorro previsional hacia la seguridad energ\u00e9tica.<\/p>\n
Ahora bien, Mayaya y Bermejo no son los \u00fanicos frentes activos. En abril de 2026, YPFB Andina empez\u00f3 a perforar el pozo ECD\u20118D en el campo Enconada, descubierto originalmente por YPFB en 1972 en la formaci\u00f3n Petaca. Con una inversi\u00f3n de 7,67 millones de d\u00f3lares, se espera que el pozo entre en producci\u00f3n en agosto de 2026 con alrededor de 3,8 millones de pies c\u00fabicos diarios de gas, sum\u00e1ndose a los 8,93 MMpcd que ya produce el campo de manera continua desde 2021. Asimismo, la Gerencia Nacional de Exploraci\u00f3n y Explotaci\u00f3n alista para julio la perforaci\u00f3n de los pozos Surub\u00ed\u2011Noroeste 6 y 9H, en la provincia Carrasco de Cochabamba, orientados a incrementar las reservas de petr\u00f3leo y gas en la estructura Surub\u00ed\u2011Noroeste.<\/p>\n
Son proyectos de escala mediana y peque\u00f1a, pero su relevancia no es menor: demuestran que YPFB a\u00fan puede incorporar reservas de manera relativamente r\u00e1pida y con inversiones moderadas. Si estos esfuerzos se replican y se financian con mecanismos de ahorro interno como los sugeridos por G\u00e1lvez, el problema no ser\u00eda la falta absoluta de gas, sino la velocidad con que se logre ponerlo en el mercado antes de que la declinaci\u00f3n de los megacampos tradicionales obligue a importar.<\/p>\n
La respuesta oficial
\nLa publicaci\u00f3n de la primera parte de esta serie, el 8 de mayo de 2026, no pas\u00f3 inadvertida. Un d\u00eda despu\u00e9s, el Ministerio de Hidrocarburos y Energ\u00edas emiti\u00f3 un comunicado en el que calificaba de \u201cpublicaciones falsas, sin fundamento y malintencionadas\u201d las afirmaciones sobre una supuesta privatizaci\u00f3n de ENDE y un eventual incremento de tarifas. \u201c\u00a1Es absolutamente falso que esta ley privatice ENDE o incremente las tarifas de electricidad!\u201d, remarc\u00f3 el texto oficial, que insisti\u00f3 en que la nueva Ley de Electricidad y Energ\u00edas Renovables fortalecer\u00e1 la participaci\u00f3n estatal y garantizar\u00e1 la estabilidad tarifaria.<\/p>\n
Hasta el cierre de esta edici\u00f3n, el proyecto de ley no ha ingresado formalmente a la Asamblea Legislativa Plurinacional. La socializaci\u00f3n con actores del sector est\u00e1 en curso, y el debate p\u00fablico reci\u00e9n comienza.<\/p>\n
Lo que los datos presentados en esta investigaci\u00f3n muestran, sin embargo, es que la dicotom\u00eda \u201cprivatizaci\u00f3n o estatismo\u201d oculta una realidad compleja. El modelo actual, basado en gas subsidiado y tarifas artificialmente bajas, ya ha empezado a agrietarse, m\u00e1s all\u00e1 de que la propiedad siga siendo p\u00fablica. Adem\u00e1s de saber qui\u00e9n es due\u00f1o ENDE, importa que el marco regulatorio y la decisi\u00f3n pol\u00edtica 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 discusi\u00f3n en lujo.<\/p>\n
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