Políticos, empresarios y analistas urgen nueva Ley de Hidrocarburos

Líderes políticos, representantes empresariales y analistas urgieron a aprobar una nueva Ley de Hidrocarburos que atraiga inversiones para reponer las reservas de gas, después de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) presentara el viernes una certificación que registra 2,30 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas al 31 de diciembre de 2025, el nivel más bajo de los últimos 20 años.

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La certificación fue elaborada por la consultora canadiense GLJ Ltd., contratada por YPFB mediante licitación internacional por 297.686 dólares. Registra 2,30 TCF de reservas probadas (1P), 2,76 TCF de probadas más probables (2P) y 3,24 TCF de probadas, probables y posibles (3P). En líquidos, las reservas son de 57,52 millones de barriles en 1P, 67,89 millones en 2P y 78,70 millones en 3P.

La serie histórica presentada por YPFB muestra reservas de gas de 9,7 TCF en 2009, 10,1 TCF en 2013, 9,0 TCF en 2017 y 2018, 4,0 TCF en 2022, 4,5 TCF en 2023 y 2,3 TCF en 2025. En líquidos, las reservas fueron de 266 millones de barriles en 2009, 263 millones en 2013, 203 millones en 2017, 197 millones en 2018, 88 millones en 2022, 94 millones en 2023 y 58 millones en 2025.

La consultora también cuantificó recursos contingentes, que son hidrocarburos descubiertos que aún no pueden producirse por condiciones técnicas, económicas o comerciales. Suman 0,27 TCF (1C), 0,41 TCF (2C) y 0,69 TCF (3C) de gas, y 10,8, 15,39 y 26,34 millones de barriles de líquidos.

El índice de reposición de reservas probadas fue de 0,86 en gas y de 1,93 en petróleo. El presidente ejecutivo de YPFB, Sebastián Daroca, explicó que un índice menor a 1 implica que se produjo y consumió más gas del que se incorporó. Sobre el petróleo, indicó que la cifra debe leerse en el contexto de una producción actual “muy baja”.

El vicepresidente de Administración de Contratos de YPFB, Jorge Ríos Urquidi, por su parte, señaló que la producción de gas bajó de unos 60 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en el periodo 2014-2015 a cerca de 25 MMmcd. Según la proyección de la estatal, con las reservas probadas la producción llegará en 2030 a 14,8 MMmcd, igual a la demanda interna, y ese año Bolivia estaría obligada a comenzar a importar gas, si es que no se revierte la situación.

Ríos explicó que de los 15 MMmcd de demanda interna, unos 4 MMmcd se destinan a generación eléctrica, 10 MMmcd a la red de distribución, que incluye ese volumen, y 5 MMmcd a grandes industrias conectadas al sistema de transporte. Descartó, no obstante, que el país se quede sin electricidad y precisó que serían esas industrias las que tendrían que importar gas, probablemente de Vaca Muerta (Argentina), a un precio mayor.

La inversión en exploración y explotación entre 2006 y 2026 suma unos 11.160 millones de dólares. En explotación se invirtieron 5.322 millones por las operadoras y 1.944 millones por YPFB Corporación, el 65% del total. En exploración, 1.531 millones por las operadoras y 2.361,9 millones por YPFB Corporación, es decir solo el 35% del total. La inversión anual pasó de 1.229 millones en 2014 a 393 millones en 2025 y 155 millones en 2026. Daroca señaló que en los últimos cuatro años YPFB asumió casi el 80% del total.

La renta petrolera sumó 48.484 millones de dólares entre 2007 y 2026. Llegó a 5.459 millones en 2013 y a 5.491 millones en 2014, y bajó a 2.291 millones en 2022 y a 1.026 millones en 2026. YPFB proyecta apenas 378 millones en 2030 y 4.839 millones acumulados entre 2027 y 2040.

¿Qué propone YPFB para reponer reservas?

YPFB presentó un plan para intentar revertir la situación, pero advirtió que está condicionado a un nuevo marco legal. Daroca sostuvo que hay proyectos en carpeta de las subsidiarias y de los operadores, pero que “necesitan un nuevo marco normativo, un nuevo marco legal para poder incentivar que estas inversiones lleguen”. Afirmó que “Bolivia no se ha quedado sin gas, se ha quedado sin inversión” y calificó la situación como de “emergencia y urgencia nacional”.

El primer eje de ese “Plan de Exploración y Explotación” es convertir recursos contingentes en reservas, por 3,9 TCF, con una inversión inmediata de 440 millones de dólares. Ríos indicó que algunos proyectos podrían entrar en producción en un año y otros en tres. Según la proyección de YPFB, esa línea elevaría la producción a un máximo de 33,2 MMmcd en 2035 y la mantendría sobre la demanda interna hasta ese año.

El segundo eje es la exploración. YPFB estima recursos no descubiertos de 18 TCF recuperables, 5 TCF ajustados al riesgo, y 447 millones de barriles de líquidos, 115 millones ajustados al riesgo. Esa línea requiere 1.660 millones de dólares hasta el primer pozo. Incluye unos 15 prospectos, con unos 3 TCF ajustados al riesgo, y 19 leads, con unos 2 TCF. Según la proyección, permitiría sostener la producción por encima de la demanda hasta 2046.

Los recursos se distribuyen en el Subandino Sur, donde está Chuquisaca (14,64 TCF), el Subandino Norte (1,83 TCF), donde está el proyecto Mayaya, y Boomerang (1,86 TCF y 142,76 millones de barriles). Los hidrocarburos no convencionales de la Llanura Chaqueña y Madre de Dios están en evaluación. Ríos destacó Domo Oso-X3, con un P-med de 2,7 TCF, que “de salir positivo, puede llegar a duplicar” las reservas actuales.

En lo contractual, siete áreas están en estudio precontractual, tres en gestiones para firmar contratos, una en negociación y seis esperan la autorización de la Asamblea. YPFB suscribió en octubre nueve contratos de gas en tránsito con clientes de Brasil y Argentina, por hasta 1,8 MMmcd, con ingresos estimados de 17 millones de dólares en el periodo estival. La capacidad instalada de transporte es de 32 MMmcd, con unos 14 MMmcd ociosos.

Ríos advirtió que “tenemos una sola oportunidad” y que la ley debe dar seguridad jurídica y transformar el rol de YPFB. Blanco atribuyó la situación a gobiernos del MAS. “Se rifaron la plata”, sentenció.

El país se está quedando sin gas: ¿Qué hacemos?

El analista de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez sostuvo que la caída responde a la falta de incentivos y no a un agotamiento geológico. Explicó que, actualmente, el 93% de la renta va al Estado y el 7% a las operadoras, y que el gas se vendió en el mercado interno a 1,30 dólares por millón de BTU, frente a unos siete dólares de exportación. “Con precios subsidiados y un régimen fiscal draconiano del 93%, no hay inversión”, explicó. En ese sentido, planteó una nueva ley que ajuste precios y régimen fiscal.

Velásquez advirtió que Bolivia tendría que importar gas en dos o tres años, porque un campo nuevo tarda entre cinco y siete años en desarrollarse. Estimó que el gas importado costaría entre 8 y 10 dólares por millón de BTU en verano y entre 12 y 15 dólares en invierno, y que dejar de exportar implicaría perder unos 100 millones de dólares mensuales. “No es que el gas se haya terminado”, insistió.

El expresidente y líder de Libre, Jorge Tuto Quiroga, por su parte, escribió en X que “o modificamos la CPE, cambiamos legislación y reformamos YPFB/ENDE... o terminaremos con apagones energéticos, cocinando a leña sin GLP ni gas domicialiario, iluminando con velas sin electricidad, en bicicleta sin GNV, con industria cerradas sin gas, y sin dólares para importar lo que ya no producimos”. Cuestionó “un año de inercia y dejadez”, en referencia al gobierno de Rodrigo Paz, después de dos décadas de saqueo”. “Estamos rumbo al colapso energético; el cambio por el que muchos votamos NO llega y seguimos con más de lo mismo”, agregó.

El líder de Unidad, Samuel Doria Medina, afirmó, en la misma red social, que las reservas alcanzan para unos cinco años al ritmo actual de exportación y consumo interno. Planteó, ante ese panorama, que “hay que comenzar a pensar en suspender las exportaciones para que el gas dure más tiempo”. Preguntó por qué no se trabaja en Mayaya, qué ocurre con Tariquía y “¿Por qué no se ha aprobado aún una nueva ley de hidrocarburos?”.

El presidente de Cainco Santa Cruz, Jean Pierre Antelo, por su parte, sostuvo que el problema ya está dimensionado y que ahora “toca actuar”. Agregó que Bolivia “necesita una ley de inversiones con reglas estables, una nueva ley de hidrocarburos que incentive la exploración” y una alianza público-privada. “Un pozo tarda años en producir. Una inversión necesita seguridad a largo plazo para llegar. Una ley puede aprobarse en una votación”, señaló, y agregó que “el diagnóstico sin decisiones es apenas una constatación”. 

El economista Gonzalo Chávez, por su parte, escribió en Facebook que el Gobierno reconoció con un año de retraso la situación. En ese marco, advirtió que “el diagnóstico sigue siendo incompleto: no basta con anunciar exploraciones”, y sostuvo que “se necesita una estrategia integral que articule inversiones, seguridad jurídica, producción, abastecimiento de combustibles, generación eléctrica, precios y transición energética. La crisis del gas es también una crisis fiscal, cambiaria y de competitividad. O sea, una estrategia de desarrollo para cambiar el patrón”. Pidió, en ese sentido, “menos arqueología de culpables y más ingeniería de soluciones”.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Marcelo Blanco, anunció que el proyecto de ley se presentará a la Asamblea Legislativa la próxima semana.