En Bolivia existe un subsidio del que poco se habla, pero que est\u00e1 en la vida cotidiana: el de la electricidad. En un pa\u00eds donde las exportaciones de gas natural disminuyen cada a\u00f1o, la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica depende de este recurso. Seg\u00fan datos del Comit\u00e9 Nacional de Despacho de Carga (CNDC), hasta el 74,7% de la electricidad se genera por termoel\u00e9ctricas.<\/p>\n
El escenario preocupa. Seg\u00fan las proyecciones de YPFB, las reservas de gas natural no suben, Bolivia podr\u00eda importar\u00e1 este recurso en cinco a\u00f1os (2031) para garantizar el abastecimiento del mercado interno, incluida la generaci\u00f3n de electricidad.<\/p>\n
Esto ocurre pese a que, en las \u00faltimas dos d\u00e9cadas, la pol\u00edtica energ\u00e9tica apuntaba a un cambio de matriz.<\/p>\n
La realidad en n\u00fameros<\/p>\n
Pero el discurso y los hechos no fueron de la mano. Basta con revisar los datos de generaci\u00f3n bruta de julio de 2026: la generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica represent\u00f3 el 74,7% de toda la electricidad producida en el pa\u00eds durante ese mes. Dentro de esa generaci\u00f3n t\u00e9rmica, tres centrales \u2014Warnes (41,3%), Del Sur (20,9%) y Entre R\u00edos (18,5%)\u2014 concentraron el 80,7%.<\/p>\n
En t\u00e9rminos simples, esas tres plantas explican el 60% de toda la electricidad generada en Bolivia.<\/p>\n
Esto no ser\u00eda un problema si el parque t\u00e9rmico operara con holgura. No es el caso. Seg\u00fan reportes mensuales del CNDC la disponibilidad del parque termoel\u00e9ctrico fue de 80,2% en marzo y 77,0% en abril de 2026: es decir, entre el 20% y el 23% de la capacidad t\u00e9rmica instalada estuvo indisponible esos meses, ya sea por mantenimiento o por fallas.<\/p>\n
En tanto, la generaci\u00f3n por las hidroel\u00e9ctricas aport\u00f3 188.428,39 MWh, un 18,7%, mientras que la generaci\u00f3n e\u00f3lica alcanz\u00f3 34.146,26 MWh y la solar 31.313,93 MWh.<\/p>\n
En conjunto, el viento y el sol aportaron 65.460,19 MWh, apenas el 6,5% del total.<\/p>\n
La fotograf\u00eda deja una conclusi\u00f3n clara: aunque Bolivia incorpor\u00f3 nuevas fuentes renovables, el sistema todav\u00eda tiene una fuerte dependencia de combustibles f\u00f3siles para producir electricidad.<\/p>\n
La generaci\u00f3n t\u00e9rmica tiene una ventaja para un sistema el\u00e9ctrico: permite producir energ\u00eda de manera relativamente flexible y responder a variaciones de la demanda. Pero esa capacidad tiene un costo: depende de la disponibilidad y del precio del combustible.<\/p>\n
Urge cambios<\/p>\n
Hoy producci\u00f3n de gas est\u00e1 en descenso y el mercado interno contin\u00faa demandando el energ\u00e9tico. En un escenario de menor oferta, la discusi\u00f3n ya no pasa por cu\u00e1nto gas queda, sino qu\u00e9 hacer con el gas disponible y qu\u00e9 fuente de energ\u00eda puede reemplazarlo antes de que el pa\u00eds tenga que recurrir a importaciones m\u00e1s caras.<\/p>\n
Para \u00c1ngel Zannier, presidente de la C\u00e1mara Boliviana de Electricidad, Bolivia tiene que acelerar ese cambio. \u201cUno de los temas important\u00edsimos para evitar aquello es promover las energ\u00edas renovables cuanto antes\u201d, sostiene.<\/p>\n
Zannier rechaza la idea de que la disminuci\u00f3n de la producci\u00f3n de gas signifique necesariamente que Bolivia enfrentar\u00e1 apagones en los pr\u00f3ximos a\u00f1os.<\/p>\n
El problema, explica, es otro: el tiempo que requiere transformar la matriz el\u00e9ctrica.<\/p>\n
Explorar nuevos campos de gas, modificar la normativa hidrocarbur\u00edfera y aumentar la producci\u00f3n requiere inversiones y a\u00f1os de trabajo. En cambio, desarrollar nueva capacidad el\u00e9ctrica necesita planificaci\u00f3n, financiamiento, infraestructura y reglas claras.<\/p>\n
Por eso, el sector plantea comenzar ahora la sustituci\u00f3n progresiva de la generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica por fuentes renovables, tanto convencionales \u2014como la hidroelectricidad\u2014 como no convencionales, principalmente solar y e\u00f3lica.<\/p>\n
El diagn\u00f3stico encuentra respaldo en las propias proyecciones de YPFB. La estatal proyect\u00f3 para 2026 una producci\u00f3n promedio de gas natural de 26,66 millones de metros c\u00fabicos diarios (MMmcd), frente a 27,34 millones en 2025. Para 2030, el escenario proyectado baja a 16,62 millones y para 2040 a 4,74 millones.<\/p>\n
Al mismo tiempo, YPFB proyecta para 2026 una comercializaci\u00f3n de gas al mercado interno de 14,87 millones de metros c\u00fabicos diarios, de los cuales 4,95 millones corresponder\u00edan al sector el\u00e9ctrico.<\/p>\n
Es decir, la presi\u00f3n sobre el gas no es una hip\u00f3tesis abstracta: las propias proyecciones oficiales muestran una brecha creciente entre la producci\u00f3n y las necesidades del mercado interno.<\/p>\n
El subsidio<\/p>\n
En medio de la discusi\u00f3n sobre los subsidios a la gasolina y al di\u00e9sel, Zannier pone la mirada sobre otro energ\u00e9tico cuyo precio, genera una distorsi\u00f3n en este sector.<\/p>\n
Explica que el precio del gas funciona como una referencia para determinar el costo de generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica. Mientras m\u00e1s barato sea ese combustible, menor ser\u00e1 el costo de producir electricidad mediante centrales a gas.<\/p>\n
El problema aparece cuando una empresa pretende invertir en una nueva planta solar, e\u00f3lica o hidroel\u00e9ctrica. \u201cSi hay un precio de gas subsidiado, no hay nadie que vaya a invertir\u201d, afirma.<\/p>\n
La l\u00f3gica es sencilla: si una tecnolog\u00eda compite contra una generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica cuyo principal insumo est\u00e1 artificialmente barato, las nuevas inversiones renovables tienen dificultades para alcanzar una rentabilidad.<\/p>\n
Seg\u00fan el experto en energ\u00eda Sergio Arnez, el pa\u00eds podr\u00eda necesitar importar gas natural incluso desde 2029 para cubrir la demanda interna si no aumenta su oferta.<\/p>\n
Arnez atribuye esta situaci\u00f3n a decisiones tomadas en las \u00faltimas dos d\u00e9cadas. Explica que el precio del gas destinado a la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica fue fijado a un nivel bajo a comienzos de los a\u00f1os 2000, lo que dificult\u00f3 la incorporaci\u00f3n de nuevos proyectos de generaci\u00f3n.<\/p>\n
Recuerda que los problemas de abastecimiento se hicieron visibles con los apagones registrados en 2010. A partir de entonces, el Estado opt\u00f3 por ampliar la generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica con inversiones de ENDE, en lugar de modificar las condiciones del mercado el\u00e9ctrico y, paralelamente, acelerar la exploraci\u00f3n de gas.<\/p>\n
Seg\u00fan Arnez, esta estrategia increment\u00f3 la dependencia de un recurso cuya producci\u00f3n ya mostraba una tendencia descendente.<\/p>\n
La excepci\u00f3n se hizo regla<\/p>\n
Para el experto en energ\u00eda e hidrocarburos Fernando Rodr\u00edguez, esta composici\u00f3n revela un problema estructural: la generaci\u00f3n termoel\u00e9ctrica, que deber\u00eda funcionar como respaldo del sistema ante la variabilidad de otras fuentes, termin\u00f3 convirti\u00e9ndose en la principal fuente de generaci\u00f3n.<\/p>\n
El experto tambi\u00e9n cuestiona los retrasos en proyectos hidroel\u00e9ctricos como Miguillas e Ivirizu y considera insuficiente el avance de las energ\u00edas solar y e\u00f3lica. A su juicio, estas fuentes deben complementarse con la generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica y termoel\u00e9ctrica para garantizar la estabilidad del sistema.<\/p>\n
El desaf\u00edo, se\u00f1ala Rodr\u00edguez, es modificar progresivamente la matriz el\u00e9ctrica antes de que la escasez de gas obligue al pa\u00eds a tomar decisiones bajo presi\u00f3n.<\/p>\n
La alerta sobre el futuro del gas tiene respaldo en los propios datos de YPFB. El 31 de marzo de 2026, durante la rendici\u00f3n p\u00fablica de cuentas de la gesti\u00f3n 2025, la estatal inform\u00f3 que las reservas probadas de gas natural hab\u00edan ca\u00eddo a 3,7 TCF, frente a los 4 TCF certificados en 2022 y los 4,5 TCF de 2023.<\/p>\n
En la misma presentaci\u00f3n, YPFB report\u00f3 que la producci\u00f3n pas\u00f3 de un m\u00e1ximo cercano a 59 millones de metros c\u00fabicos diarios (MMmcd) en 2014 a unos 31,6 MMmcd actualmente.<\/p>\n
La estatal advirti\u00f3 que, si se mantiene el actual ritmo de producci\u00f3n y no se concretan nuevos descubrimientos relevantes, Bolivia podr\u00eda comenzar a importar gas para abastecer el mercado interno a partir de 2031.<\/p>\n
Yacimientos atribuy\u00f3 la declinaci\u00f3n, entre otros factores, a la falta de exploraci\u00f3n durante la \u00faltima d\u00e9cada y se\u00f1al\u00f3 que desde 2014 pr\u00e1cticamente no se hab\u00eda avanzado en esta \u00e1rea.<\/p>\n
La advertencia de YPFB sobre una eventual importaci\u00f3n de gas desde 2031 pone un plazo sobre la mesa. La discusi\u00f3n ya no deber\u00eda centrarse \u00fanicamente en c\u00f3mo conseguir m\u00e1s gas, sino en c\u00f3mo utilizar los pr\u00f3ximos a\u00f1os para construir una matriz el\u00e9ctrica menos dependiente de ese recurso.<\/p>\n
Si no acelera ese cambio ahora, el pa\u00eds terminar\u00e1 importando el combustible que alguna vez export\u00f3 para producir la electricidad que no logr\u00f3 diversificar a tiempo.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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