El 7 de mayo de 2026, el Ministerio de Hidrocarburos y Energ\u00edas de Bolivia anunci\u00f3 una nueva Ley con una frase que el sector energ\u00e9tico llevaba a\u00f1os esperando: \u201cPasamos de un mercado controlado pr\u00e1cticamente por el Estado a uno competitivo, dando el rol que le corresponde al sector privado\u201d.<\/p>\n
Era el anuncio formal del proyecto de Ley de Electricidad y Energ\u00edas Renovables, destinado a reemplazar a la Ley 1604 vigente desde 1994. Treinta y dos a\u00f1os despu\u00e9s de su aprobaci\u00f3n, la ley que organiz\u00f3 el sistema el\u00e9ctrico boliviano moderno lleg\u00f3 a su l\u00edmite declarado.<\/p>\n
De acuerdo al diagn\u00f3stico institucional del gobierno, Bolivia cuenta hoy con una capacidad instalada de 3.530 megavatios y una demanda m\u00e1xima que no supera los 2.003 megavatios, seg\u00fan los datos del Comit\u00e9 Nacional de Despacho de Carga (CNDC) al primer trimestre de 2026. Hay sobreoferta t\u00e9cnica, pero es casi exclusivamente termoel\u00e9ctrica: plantas a gas que generan el 71,2% de la electricidad nacional sobre un combustible cuyas reservas cayeron de 10,45 trillones de pies c\u00fabicos (TCF) en 2013 a 3,7 TCF en 2025. En marzo de 2026, YPFB advirti\u00f3 que, al ritmo actual, Bolivia podr\u00eda necesitar importar gas para abastecer su mercado interno antes de 2031.<\/p>\n
Sin embargo, esa fecha supone que no entran en producci\u00f3n las nuevas reservas ya identificadas. Los descubrimientos de Mayaya (1,7 TCF certificados, con potencial de hasta 6,7 TCF) y Bermejo (hasta 2,1 TCF seg\u00fan estimaciones) modifican el horizonte si YPFB consigue desarrollarlos a tiempo. La estatal cuenta con un plan de inversi\u00f3n para ambos campos, aunque el financiamiento sigue siendo el cuello de botella. La analista Edith G\u00e1lvez sostiene que una emisi\u00f3n de bonos de YPFB, colocada en parte en la Gestora P\u00fablica de la Seguridad Social de Largo Plazo, permitir\u00eda cubrir las inversiones con ahorro interno, sin recurrir a deuda externa soberana. De concretarse, Bolivia dispondr\u00eda de gas propio para la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica al menos durante la pr\u00f3xima d\u00e9cada, suavizando la transici\u00f3n hacia energ\u00edas renovables.<\/p>\n
A esos hallazgos se suman inversiones de menor escala, pero resultado inmediato: a inicios de mayo de 2026, YPFB Andina avanzaba en la perforaci\u00f3n del pozo ECD\u20118D en el campo Enconada (formaci\u00f3n Petaca, Santa Cruz), con un costo de 7,67 millones de d\u00f3lares y una producci\u00f3n prevista de 3,8 millones de pies c\u00fabicos diarios a partir de agosto. En Cochabamba, la estatal alista otros dos pozos de desarrollo en Surub\u00ed\u2011Mamor\u00e9, orientados a incrementar las reservas de petr\u00f3leo y gas. Esos proyectos, aunque modestos, indican que la exploraci\u00f3n no se ha detenido por completo y que todav\u00eda existe un espacio t\u00e9cnico y financiero para incorporar reservas al sistema antes de que la importaci\u00f3n de gas se vuelva inevitable.<\/p>\n
El agotamiento de las reservas de gas no es un fen\u00f3meno puramente geol\u00f3gico: responde a una inacci\u00f3n exploratoria que comenz\u00f3 a principios de los 2000, cuando se eliminaron los incentivos a la perforaci\u00f3n y las empresas transnacionales reclasificaron fraudulentamente megacampos para pagar menos impuestos.<\/p>\n
La sobreoferta de hoy es el d\u00e9ficit de ma\u00f1ana. La nueva ley llega porque el tiempo se agota, no porque el gobierno haya elegido el momento.<\/p>\n
Lo que propone el gobierno
\nEl proyecto enviado al Ministerio de la Presidencia para revisi\u00f3n t\u00e9cnica y jur\u00eddica \u2014paso previo a la Asamblea Legislativa\u2014 tiene cuatro ejes concretos. El primero son las subastas p\u00fablicas para contrataci\u00f3n de nueva generaci\u00f3n renovable, en sustituci\u00f3n del modelo de primas fijadas administrativamente que rigi\u00f3 proyectos solares como los de Oruro y Uyuni. El segundo es la incorporaci\u00f3n formal del almacenamiento energ\u00e9tico y la generaci\u00f3n distribuida al marco regulatorio: dos modalidades que la Ley 1604 no contempl\u00f3 porque no exist\u00edan en la escala que existen hoy. El tercero es la figura del Comercializador, un actor privado autorizado a intermediar entre generadores y grandes consumidores en el mercado mayorista, funci\u00f3n inexistente en el esquema actual. El cuarto eje es la creaci\u00f3n de una Entidad Reguladora de Electricidad (ERE) que sustituir\u00eda al modelo fragmentado de supervisi\u00f3n con un organismo de car\u00e1cter aut\u00e1rquico e independiente.<\/p>\n
Son cuatro movimientos en la direcci\u00f3n que el diagn\u00f3stico exige, con el problema de lo que evitan responder.<\/p>\n
Tarifas al consumidor, el silencio m\u00e1s costoso
\nLos bolivianos pagan alrededor de 15 d\u00f3lares por megavatio-hora, entre las tarifas el\u00e9ctricas m\u00e1s bajas del continente. Esa cifra no refleja el costo real del sistema. La sostiene, de manera artificial, el precio subsidiado del gas para las termoel\u00e9ctricas: entre 1,2 y 1,6 d\u00f3lares por mill\u00f3n de BTU seg\u00fan fuentes acad\u00e9micas, cuando el precio de exportaci\u00f3n a Brasil hist\u00f3ricamente oscil\u00f3 entre cuatro y seis d\u00f3lares. La diferencia es un subsidio impl\u00edcito que absorbi\u00f3 YPFB durante dos d\u00e9cadas, redujo su capacidad de inversi\u00f3n y, en \u00faltima instancia, aceler\u00f3 el colapso de las reservas.<\/p>\n
Para atraer inversi\u00f3n privada en renovables, esa inversi\u00f3n necesita retorno. El Harvard Growth Lab calcul\u00f3 que los proyectos solares de Oruro y Uyuni tuvieron costos de generaci\u00f3n de 77 y 58 d\u00f3lares por megavatio-hora respectivamente. El mercado mayorista boliviano pag\u00f3 en 2024 un costo marginal promedio de 16,41 d\u00f3lares. De acuerdo a G\u00e1lvez, \u201cesa brecha no es un margen de negociaci\u00f3n, es una incompatibilidad estructural. Ning\u00fan proyecto privado de generaci\u00f3n renovable puede ser financieramente viable en un mercado cuyo precio de referencia no cubre ni la cuarta parte de su costo de capital\u201d.<\/p>\n
El sistema dispone de un mecanismo que ha amortiguado este conflicto: el Fondo de Estabilizaci\u00f3n administrado por el CNDC, que al cierre de 2024 acumulaba 424,83 millones de bolivianos \u2014unos 61 millones de d\u00f3lares\u2014 para cubrir la diferencia entre precios regulados y costos reales. \u201cEse fondo es, en esencia, deuda diferida\u201d, dice G\u00e1lvez. \u201cLa nueva ley deber\u00e1 definir si se mantiene como colch\u00f3n para un ajuste gradual, o si se elimina para que las tarifas reflejen el costo efectivo del mercado\u201d.<\/p>\n
La promesa de independencia regulatoria
\nLa ERE propuesta tiene un antecedente que deber\u00eda funcionar como advertencia. El Decreto Supremo 0071 de 2009 ya cre\u00f3 la Autoridad de Fiscalizaci\u00f3n y Control Social de Electricidad con un discurso id\u00e9ntico de \u201cindependencia administrativa, financiera, legal y t\u00e9cnica\u201d. El mismo decreto, sin embargo, la supeditaba al Ministro de Hidrocarburos y Energ\u00eda. La historia reciente demuestra que esa independencia fue nominal.<\/p>\n
La complejidad es mayor de lo que sugiere el organigrama ministerial. ENDE Guaracachi, ENDE Valle Hermoso y ENDE Transmisi\u00f3n son sociedades an\u00f3nimas que cotizan en la Bolsa Boliviana de Valores; sus estados financieros, sus decisiones de endeudamiento y sus flujos de caja circulan en un mercado de capitales supervisado por la ASFI, no por la autoridad el\u00e9ctrica. La Compa\u00f1\u00eda Boliviana de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (COBEE), el mayor generador privado del pa\u00eds, es una sociedad an\u00f3nima con d\u00e9cadas de operaci\u00f3n y una estructura accionaria que combin\u00f3 capital extranjero y dom\u00e9stico. En ese entramado, el subsidio al gas no es solo una transferencia de YPFB a las termoel\u00e9ctricas, sino una variable que impacta los balances de empresas que cotizan, reparten dividendos y colocan bonos. Sin un regulador con visi\u00f3n integrada, la salud financiera del sistema seguir\u00e1 siendo una caja negra.<\/p>\n
Para que la ERE sea algo distinto de su predecesora, seg\u00fan G\u00e1lvez, se \u201cnecesitar\u00e1 consolidar competencias que hoy est\u00e1n fragmentadas en compartimentos estancos sin responsabilidad cruzada\u201d. La ASFI supervisa el mercado de valores de las empresas el\u00e9ctricas, pero no puede cuestionar sus activos. La AETN regula la operaci\u00f3n el\u00e9ctrica pero no tiene mandato sobre las finanzas corporativas. La Gestora P\u00fablica invierte en bonos del sector sin coordinar con el regulador energ\u00e9tico. \u201cEsa arquitectura de supervisi\u00f3n fragmentada permiti\u00f3 que durante dos d\u00e9cadas una empresa privada extrajera valor del sistema sin escrutinio efectivo. Si la ERE no nace con mandato real sobre esas tres dimensiones \u2014operaci\u00f3n, finanzas y mercado de capitales\u2014, la nueva institucionalidad ser\u00e1 cosm\u00e9tica\u201d, concluye G\u00e1lvez.<\/p>\n
Los cuatro futuros posibles
\nDe acuerdo a expertos consultados por este medio, los datos del CNDC y el an\u00e1lisis acad\u00e9mico disponible permiten trazar cuatro escenarios para la pr\u00f3xima d\u00e9cada.<\/p>\n
El primero, con una probabilidad estimada del 20%, es la transici\u00f3n ordenada: subastas competitivas que atraen inversi\u00f3n real, desarrollo en paralelo de Mayaya y Bermejo (primer gas en 2027\u20112028) que extiende la autosuficiencia para las centrales existentes, ajuste tarifario gradual de entre 30 y 50% en cinco a\u00f1os con mecanismos de compensaci\u00f3n social, y entrada en operaci\u00f3n de los proyectos hidroel\u00e9ctricos de Miguillas (203 MW) e Ivirizu (290 MW) antes de 2028. Es el escenario que el gobierno promete y el que requiere que todas sus variables se cumplan simult\u00e1neamente.<\/p>\n
El segundo, con una probabilidad del 50%, es el ajuste tard\u00edo y doloroso: postergaci\u00f3n del aumento tarifario por razones pol\u00edticas, subastas que avanzan a ritmo insuficiente, y un shock de costos hacia 2028-2030 cuando Bolivia comience a importar gas a precios internacionales. La tarifa sube sin planificaci\u00f3n y sin mecanismos de amortiguaci\u00f3n. Ese escenario no es una proyecci\u00f3n especulativa: describe la inercia de treinta a\u00f1os de postergaci\u00f3n boliviana en materia de ajustes energ\u00e9ticos.<\/p>\n
El tercer escenario \u201420% de probabilidad\u2014 es la apertura sin controles: nuevas empresas privadas obtienen concesiones sobre recursos renovables bolivianos, se financian con bonos del mercado dom\u00e9stico y repatrian utilidades hacia accionistas sin identificaci\u00f3n p\u00fablica. La matriz el\u00e9ctrica se vuelve verde; el valor generado no se queda en Bolivia. El extractivismo cambia de combustible, pero mantiene su l\u00f3gica.<\/p>\n
El cuarto escenario \u201410% de probabilidad, el m\u00e1s severo\u2014 combina inacci\u00f3n legislativa y ca\u00edda del gas m\u00e1s r\u00e1pida de lo esperado, con apagones posibles antes de 2029. El CNDC report\u00f3 en 2024 una energ\u00eda no servida de apenas 0,0024% del consumo anual. La crisis no es hoy un apag\u00f3n. Es una restricci\u00f3n que, de no corregirse, puede volverse operativa en un plazo m\u00e1s breve de lo que sugieren las proyecciones oficiales.<\/p>\n
Pregunta impostergable
\nBolivia ha respondido tres veces en su historia reciente la pregunta sobre qui\u00e9n captura el valor de sus recursos naturales: la nacionalizaci\u00f3n del esta\u00f1o en 1952, la de los hidrocarburos en 2006, la expropiaci\u00f3n de las distribuidoras el\u00e9ctricas en 2012. Cada respuesta fue provisional. La nueva ley llega en el momento en que el margen de maniobra se ha agotado de verdad: el gas se acaba, las finanzas p\u00fablicas est\u00e1n comprometidas, las tarifas subsidiadas no pueden sostenerse cuando el insumo alcanzar\u00e1 precios de importaci\u00f3n antes de 2031.<\/p>\n
La diferencia entre una transici\u00f3n ordenada y una nueva ronda de extractivismo verde no est\u00e1 en si entran privados o no. Est\u00e1 en las reglas bajo las cuales entrar\u00e1n: \u00bfcon qu\u00e9 capital propio? \u00bfCon qu\u00e9 compromisos verificables de reinversi\u00f3n? \u00bfCon qu\u00e9 nivel de transparencia sobre sus beneficiarios finales? \u00bfBajo qu\u00e9 mecanismo de fiscalizaci\u00f3n real que supere la fragmentaci\u00f3n que hizo posible un periodo de d\u00e9cadas de supervisi\u00f3n nominal?<\/p>\n
El borrador pasar\u00e1 por UDAPE, CONAPE y la Asamblea Legislativa en las pr\u00f3ximas semanas. El proceso de socializaci\u00f3n con actores del sector est\u00e1 previsto. En esa instancia \u2014en los detalles del mecanismo de subastas, en los requisitos de transparencia de beneficiarios finales, en la metodolog\u00eda de fijaci\u00f3n tarifaria, en el dise\u00f1o real de la ERE\u2014 se decidir\u00e1 si esta ley inaugura una nueva era energ\u00e9tica o repite la historia con nueva terminolog\u00eda y paneles solares en la portada. El agua del Zongo seguir\u00e1 cayendo. El viento sobre el altiplano seguir\u00e1 soplando. La radiaci\u00f3n solar boliviana seguir\u00e1 siendo una de las m\u00e1s intensas del planeta. Pero Bolivia no puede permitirse m\u00e1s diferimiento para responder si la riqueza que generan esos recursos permanecer\u00e1 en el pa\u00eds.<\/p>\n
Treinta a\u00f1os de una ley incompleta
\nLa Ley 1604 de Electricidad, aprobada en diciembre de 1994, fue una norma t\u00e9cnicamente s\u00f3lida para su \u00e9poca. Estableci\u00f3 la separaci\u00f3n funcional entre generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n \u2014prohibiendo que el mismo agente controlara simult\u00e1neamente ambas funciones\u2014, cre\u00f3 el Comit\u00e9 Nacional de Despacho de Carga como organismo t\u00e9cnico de coordinaci\u00f3n, y defini\u00f3 un sistema de precios de nodo con f\u00f3rmulas de indexaci\u00f3n. Era el est\u00e1ndar regulatorio latinoamericano de los a\u00f1os noventa, aplicado con consistencia en el contexto de las reformas de mercado de aquella d\u00e9cada.<\/p>\n
Sus limitaciones estructurales se revelaron con el tiempo. El art\u00edculo 15 exclu\u00eda expresamente a cooperativas y peque\u00f1os operadores rurales del mercado formal, exclusi\u00f3n que la Ley 3783 de 2007 tuvo que corregir para permitir que empresas p\u00fablicas obtuvieran concesiones sin necesidad de adoptar la forma de sociedad an\u00f3nima. La fijaci\u00f3n del precio del gas para termoel\u00e9ctricas \u2014establecida por decreto posterior en torno a 1,3 d\u00f3lares por mill\u00f3n de BTU\u2014 nunca fue revisada al ritmo en que el costo de oportunidad de exportaci\u00f3n crec\u00eda, creando una brecha que se fue ensanchando durante dos d\u00e9cadas hasta volverse estructuralmente incompatible con la atracci\u00f3n de nueva inversi\u00f3n privada. Y la supervisi\u00f3n del mercado de capitales \u2014competencia de la ASFI, no de la Superintendencia de Electricidad\u2014 nunca contempl\u00f3 mecanismos de coordinaci\u00f3n con el regulador energ\u00e9tico, generando una zona de opacidad que ning\u00fan organismo sinti\u00f3 como responsabilidad propia.<\/p>\n
La nueva ley deber\u00e1 resolver lo que la de 1994 dej\u00f3 abierto, pero en un contexto incomparablemente m\u00e1s dif\u00edcil: reservas de gas en ca\u00edda libre, finanzas p\u00fablicas comprometidas, y una poblaci\u00f3n acostumbrada a tarifas que el sistema ya no puede sostener. El desaf\u00edo no es solo t\u00e9cnico. Es pol\u00edtico: asumir el costo de una correcci\u00f3n que se posterg\u00f3 treinta a\u00f1os.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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