Bolivia ha vivido tres nacionalizaciones de los hidrocarburos: la de Standard Oil en 1937, la de Bolivian Gulf Oil Company en 1969 y la dispuesta en 2006 por el gobierno de Evo Morales. Esta última siguió a la Guerra del Gas y a los acontecimientos de octubre de 2003 —interpretados en este documento como una insurrección que derivó en la renuncia del presidente Gonzalo Sánchez de Lozada—. Además, coincidió con la bonanza del contrato de exportación a Brasil y con los resultados de la capitalización. Las reformas posteriores permitieron una elevada captura de renta, pero no crearon las condiciones necesarias para reponer reservas. Esa insuficiencia explica buena parte del deterioro productivo y de la vulnerabilidad energética y macroeconómica actuales.
Así resume la situación energética del país, el ingeniero y expresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, Carlos Delius que afirma que Bolivia pasó de la bonanza a la crisis y qué es necesario adoptar urgentes decisiones para revertir esta trayectoria.
El experto del sector refiere lo siguiente:
1. Tesis central. Bolivia pasó de la bonanza a la crisis porque utilizó la renta de los campos existentes sin crear condiciones para reponer reservas. La producción de gas cayó un 54 % desde 2014 y las exportaciones, un 78 %. El problema no es principalmente geológico: es económico e institucional.
• El gas del mercado interno se vende muy por debajo de su valor. • La carga fiscal y las condiciones contractuales desalientan la producción nueva. • La concentración de funciones en YPFB y la ausencia de garantías neutrales elevan el riesgo de invertir.
¿Qué implica? Sin cambios inmediatos, Bolivia podría convertirse en importador neto de gas entre 2029 y 2031. El tiempo de decisión es ahora, porque un proyecto nuevo tarda aproximadamente siete años en producir.
2. De la bonanza a la crisis En 2013, la renta petrolera se aproximó a USD 5.586 millones y las exportaciones de gas alcanzaron alrededor de USD 6.100 millones. En 2025, la renta cayó a cerca de USD 1.013 millones y las exportaciones a aproximadamente USD 1.080 millones. • Producción: de 59,6 MMmcd en 2014 a 27,3 MMmcd en 2025. • Exportaciones físicas: de 48,3 a 10,8 MMmcd. • Subsidios explícitos e implícitos: alrededor de USD 4.300 millones en 2025. • Generación eléctrica con gas: 66 % del total en 2024.
En síntesis, la bonanza fue fiscalmente visible, pero productivamente frágil: el país capturó renta sin reponer reservas y pasó de financiar al Estado con hidrocarburos a gastar divisas para importarlos.
La crisis macroeconómica es también una crisis energética. Sin producción propia suficiente, el subsidio implícito se transforma en importaciones, pérdida de divisas y riesgo para la electricidad, el transporte y la actividad productiva.
3. Diagnóstico, recursos y oportunidad regional Cuatro causas del deterioro productivo • Precios: el gas interno promedia 1,6 USD/Mpc frente a 6,4 USD/Mpc de exportación. • Carga fiscal: las regalías y el IDH representan el 50 % de la producción bruta antes de considerar la rentabilidad. • Contratos: YPFB concentra comercialización, pagos y control de costos. • Instituciones: no existe un regulador plenamente independiente ni un mecanismo neutral de resolución de controversias.
Bolivia dispone de más de 20 TCF de recursos prospectivos convencionales. Sin embargo, estos recursos no constituyen reservas: solo podrán convertirse en producción si la exploración confirma su viabilidad y si el país ofrece capital, tecnología y reglas competitivas para desarrollarlos.
Brasil sigue siendo el mercado externo estratégico. Bolivia puede preservar sus exportaciones de gas propio y, al mismo tiempo, consolidarse como corredor entre Vaca Muerta y Brasil mediante la infraestructura gasífera existente en Argentina, Bolivia y Brasil. Sin embargo, ambas oportunidades tienen efectos distintos: la producción boliviana genera renta fiscal y divisas, mientras que el transporte constituye una actividad complementaria.
Por ello, el papel de corredor no sustituye la recuperación de la producción nacional.
¿Qué implica? Las cuatro causas identificadas —precios, carga fiscal, contratos e instituciones— no operan de manera aislada. En conjunto, reducen la rentabilidad esperada, aumentan el riesgo de inversión y dificultan la reposición de reservas; por ello, la reforma debe abordarlas simultáneamente y definir con claridad el rol del Estado.
4. La solución: tres pilares a) Precios sostenibles. Llevar gradualmente el gas interno hacia su valor económico, publicar una fórmula para combustibles y proteger de manera focalizada a los hogares vulnerables.
b) Producción incremental competitiva. Mantener el régimen vigente para la producción base y aplicar alícuotas del 25 % y del 18 % únicamente a la producción nueva; modernizar los contratos y permitir que el operador gestione el flujo comercial sin alterar la propiedad estatal del recurso. c) Instituciones creíbles. Separar regulación y operación, fortalecer la ANH, profesionalizar YPFB y establecer garantías jurídicas estables. La vía recomendada combina dos etapas.
En el corto plazo, Bolivia debe aplicar una reforma legal profunda dentro de la Constitución vigente para recuperar producción e inversión. En paralelo, debe preparar una eventual reforma constitucional orientada a resolver las restricciones estructurales de largo plazo.
El Estado no debe renunciar a la renta actual. Debe cobrar sobre una producción adicional que, sin reforma, no existiría. Al mismo tiempo, debe redefinir su papel como propietario, formulador de política y garante de reglas, separando la regulación de la operación.
Cinco decisiones para los próximos 90 días
1. Aprobar y anunciar, dentro de los próximos 90 días, la senda de ajuste del precio interno del gas con horizonte hasta el cierre de 2027.
2. Presentar una ley corta para la producción incremental, con alícuotas del 25 % y del 18 %, y con la comercialización a cargo del operador.
3. Publicar la fórmula de precios de combustibles y su mecanismo de estabilización.
4. Definir el estatuto de una ANH independiente y un contrato modelo.
5. Encargar un modelo económico campo por campo que valide las cifras de impacto y sustente el diseño definitivo de las alícuotas, los contratos y la senda de precios. ¿Qué implica?
Estas cinco decisiones no sustituyen una reforma integral, pero permiten establecer durante los próximos 90 días una señal creíble de cambio, validar el diseño económico y comenzar a recuperar la confianza necesaria para movilizar inversión.
6. Cierre. Bolivia no enfrenta una escasez de recursos, sino de condiciones para convertirlos en producción. La salida no exige escoger entre Estado y mercado, sino construir un Estado capaz de proteger el recurso, captar una renta sostenible y garantizar reglas estables que atraigan capital y tecnología.
Las decisiones de los próximos 90 días no resolverán por sí solas la crisis, pero determinarán si Bolivia comienza a detener la caída de la producción. Cada año de demora reduce el margen de acción, aumenta la dependencia de importaciones y acerca el momento en que el país deberá importar el gas que todavía puede producir. Bolivia debe decidir ahora si continuará administrando el declive o si comenzará a reconstruir su capacidad productiva.
Fuentes • Delius, C. (2025). Reforma del Marco Legal Hidrocarburífero en Bolivia. • Lamby, L., Venturi, L., Hernández, J. I. y Hausmann, R. (2026). Un giro económico para Bolivia: reactivando el sector energético. Las cifras reproducen las fuentes de base y deben considerarse estimaciones sujetas a validación independiente. Nota de alcance: por su naturaleza expositiva, esta versión define las decisiones estratégicas, pero no desarrolla su hoja de ruta de implementación.
