La generación eléctrica tiene una alta dependencia del gas, mientras la producción y las reservas del energético disminuyen. YPFB advierte que, si no se incorporan nuevas reservas, Bolivia importará gas para abastecer el mercado interno en cinco años
Por Ernesto Estremadoiro Flores
Fuente: El Deber
En Bolivia existe un subsidio del que poco se habla, pero que está en la vida cotidiana: el de la electricidad. En un país donde las exportaciones de gas natural disminuyen cada año, la generación eléctrica depende de este recurso. Según datos del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), hasta el 74,7% de la electricidad se genera por termoeléctricas.
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El escenario preocupa. Según las proyecciones de YPFB, las reservas de gas natural no suben, Bolivia podría importará este recurso en cinco años (2031) para garantizar el abastecimiento del mercado interno, incluida la generación de electricidad.
Esto ocurre pese a que, en las últimas dos décadas, la política energética apuntaba a un cambio de matriz.
La realidad en números
Pero el discurso y los hechos no fueron de la mano. Basta con revisar los datos de generación bruta de julio de 2026: la generación termoeléctrica representó el 74,7% de toda la electricidad producida en el país durante ese mes. Dentro de esa generación térmica, tres centrales —Warnes (41,3%), Del Sur (20,9%) y Entre Ríos (18,5%)— concentraron el 80,7%.
En términos simples, esas tres plantas explican el 60% de toda la electricidad generada en Bolivia.
Esto no sería un problema si el parque térmico operara con holgura. No es el caso. Según reportes mensuales del CNDC la disponibilidad del parque termoeléctrico fue de 80,2% en marzo y 77,0% en abril de 2026: es decir, entre el 20% y el 23% de la capacidad térmica instalada estuvo indisponible esos meses, ya sea por mantenimiento o por fallas.
En tanto, la generación por las hidroeléctricas aportó 188.428,39 MWh, un 18,7%, mientras que la generación eólica alcanzó 34.146,26 MWh y la solar 31.313,93 MWh.
En conjunto, el viento y el sol aportaron 65.460,19 MWh, apenas el 6,5% del total.
La fotografía deja una conclusión clara: aunque Bolivia incorporó nuevas fuentes renovables, el sistema todavía tiene una fuerte dependencia de combustibles fósiles para producir electricidad.
La generación térmica tiene una ventaja para un sistema eléctrico: permite producir energía 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.
Urge cambios
Hoy producción de gas está en descenso y el mercado interno continúa demandando el energético. En un escenario de menor oferta, la discusión ya no pasa por cuánto gas queda, sino qué hacer con el gas disponible y qué fuente de energía puede reemplazarlo antes de que el país tenga que recurrir a importaciones más caras.
Para Ángel Zannier, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, Bolivia tiene que acelerar ese cambio. “Uno de los temas importantísimos para evitar aquello es promover las energías renovables cuanto antes”, sostiene.
Zannier rechaza la idea de que la disminución de la producción de gas signifique necesariamente que Bolivia enfrentará apagones en los próximos años.
El problema, explica, es otro: el tiempo que requiere transformar la matriz eléctrica.
Explorar nuevos campos de gas, modificar la normativa hidrocarburífera y aumentar la producción requiere inversiones y años de trabajo. En cambio, desarrollar nueva capacidad eléctrica necesita planificación, financiamiento, infraestructura y reglas claras.
Por eso, el sector plantea comenzar ahora la sustitución progresiva de la generación termoeléctrica por fuentes renovables, tanto convencionales —como la hidroelectricidad— como no convencionales, principalmente solar y eólica.
El diagnóstico encuentra respaldo en las propias proyecciones de YPFB. La estatal proyectó para 2026 una producción promedio de gas natural de 26,66 millones de metros cúbicos 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.
Al mismo tiempo, YPFB proyecta para 2026 una comercialización de gas al mercado interno de 14,87 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 4,95 millones corresponderían al sector eléctrico.
Es decir, la presión sobre el gas no es una hipótesis abstracta: las propias proyecciones oficiales muestran una brecha creciente entre la producción y las necesidades del mercado interno.
El subsidio
En medio de la discusión sobre los subsidios a la gasolina y al diésel, Zannier pone la mirada sobre otro energético cuyo precio, genera una distorsión en este sector.
Explica que el precio del gas funciona como una referencia para determinar el costo de generación termoeléctrica. Mientras más barato sea ese combustible, menor será el costo de producir electricidad mediante centrales a gas.
El problema aparece cuando una empresa pretende invertir en una nueva planta solar, eólica o hidroeléctrica. “Si hay un precio de gas subsidiado, no hay nadie que vaya a invertir”, afirma.
La lógica es sencilla: si una tecnología compite contra una generación termoeléctrica cuyo principal insumo está artificialmente barato, las nuevas inversiones renovables tienen dificultades para alcanzar una rentabilidad.
Según el experto en energía Sergio Arnez, el país podría necesitar importar gas natural incluso desde 2029 para cubrir la demanda interna si no aumenta su oferta.
Arnez atribuye esta situación a decisiones tomadas en las últimas dos décadas. Explica que el precio del gas destinado a la generación eléctrica fue fijado a un nivel bajo a comienzos de los años 2000, lo que dificultó la incorporación de nuevos proyectos de generación.
Recuerda que los problemas de abastecimiento se hicieron visibles con los apagones registrados en 2010. A partir de entonces, el Estado optó por ampliar la generación termoeléctrica con inversiones de ENDE, en lugar de modificar las condiciones del mercado eléctrico y, paralelamente, acelerar la exploración de gas.
Según Arnez, esta estrategia incrementó la dependencia de un recurso cuya producción ya mostraba una tendencia descendente.
La excepción se hizo regla
Para el experto en energía e hidrocarburos Fernando Rodríguez, esta composición revela un problema estructural: la generación termoeléctrica, que debería funcionar como respaldo del sistema ante la variabilidad de otras fuentes, terminó convirtiéndose en la principal fuente de generación.
El experto también cuestiona los retrasos en proyectos hidroeléctricos como Miguillas e Ivirizu y considera insuficiente el avance de las energías solar y eólica. A su juicio, estas fuentes deben complementarse con la generación hidráulica y termoeléctrica para garantizar la estabilidad del sistema.
El desafío, señala Rodríguez, es modificar progresivamente la matriz eléctrica antes de que la escasez de gas obligue al país a tomar decisiones bajo presión.
La alerta sobre el futuro del gas tiene respaldo en los propios datos de YPFB. El 31 de marzo de 2026, durante la rendición pública de cuentas de la gestión 2025, la estatal informó que las reservas probadas de gas natural habían caído a 3,7 TCF, frente a los 4 TCF certificados en 2022 y los 4,5 TCF de 2023.
En la misma presentación, YPFB reportó que la producción pasó de un máximo cercano a 59 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) en 2014 a unos 31,6 MMmcd actualmente.
La estatal advirtió que, si se mantiene el actual ritmo de producción y no se concretan nuevos descubrimientos relevantes, Bolivia podría comenzar a importar gas para abastecer el mercado interno a partir de 2031.
Yacimientos atribuyó la declinación, entre otros factores, a la falta de exploración durante la última década y señaló que desde 2014 prácticamente no se había avanzado en esta área.
La advertencia de YPFB sobre una eventual importación de gas desde 2031 pone un plazo sobre la mesa. La discusión ya no debería centrarse únicamente en cómo conseguir más gas, sino en cómo utilizar los próximos años para construir una matriz eléctrica menos dependiente de ese recurso.
Si no acelera ese cambio ahora, el país terminará importando el combustible que alguna vez exportó para producir la electricidad que no logró diversificar a tiempo.
Fuente: El Deber
