El escenario energético se encuentra marcado por una renta de explotación de hidrocarburos acaparada en 90% por el Estado, y la producción de electricidad dependiente de termoeléctricas que funcionan a gas.
Por Erika Segales
Fuente: El Deber
Con reservas en descenso y producción en caída, Bolivia busca atraer inversiones para explorar gas en un contexto adverso marcado por un sistema fiscal poco competitivo y una matriz energética que prioriza el consumo interno subvencionado.
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El ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, advirtió que las reservas no dependen únicamente de la existencia física del recurso, sino de si su explotación es económicamente viable. En su explicación, muestra que incluso cuando el gas está identificado, puede quedarse bajo tierra si los precios son bajos o la carga fiscal es elevada.
“El nivel de reservas de gas de un país depende no solo de que exista el gas natural y que sea certificado, sino también depende de que las condiciones económicas sean las razonables, sean las que uno espera”, manifestó la autoridad.
Según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) las reservas de gas en el país cayeron de 4,5 TCF en 2023 a alrededor de 3,7 TCF en 2025, tras descontar el consumo y en un contexto sin nuevos descubrimientos relevantes. La estatal reconoce además que la producción atraviesa mínimos históricos.
“Si no hacemos nada en exploración y poner en producción las reservas probables o potencialmente explotables, el 2031 ya tendríamos que empezar importar gas para el consumo interno”, alertó entonces el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Raúl Álvarez.
El investigador de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, observa que el problema respecto a la exploración está en las condiciones que ofrece el país para invertir.
“De cada $us 100 que se generan de renta, el Estado boliviano se queda con 93 y solo $us 7 van a las empresas petroleras, lo cual, obviamente, no incentiva la exploración. Ninguna empresa va a buscar nada de hidrocarburos en ningún lugar, en un negocio en el que solamente se queda con $us 7 de cada $us 100 que se obtienen de renta”, apuntó
El experto explicó que el régimen vigente establece una regalía del 11% para los departamentos productores de hidrocarburos y una regalía nacional compensatoria del 1%, a ello se suma la participación del Tesoro General de la Nación (TGN) del 6%, más el Impuesto directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32%.
Se adicionan también la participación de YPFB en las ganancias de los contratos, que en promedio es un 20%, y el pago de impuestos que realizan las empresas petroleras, más el pago de patentes, que en su conjunto superan el 90%.
Sin embargo, el problema no está solo en la oferta, sino en la demanda interna de gas marcada por subsidios. El precio bajo del gas natural llevó al sector eléctrico a depender en gran medida de termoeléctricas, que generan entre el 64% a 70% de la energía eléctrica en el país, pero estas plantas consumen bastante gas.
“Mientras el gas tenga un precio subvencionado, será muy difícil que compitan las energías renovables”, advirtió Velásquez y remarcó que pese al alto potencial hidroeléctrico, solar y eólico, el país sigue relegado frente a una matriz intensiva en gas.
El experto señala que el efecto se extiende a la industria, que estructuró su consumo energético sobre la base de gas barato, bajo la idea de abundancia. Hoy, con una producción que cayó en más de 50% comparado con 2014, el modelo enfrenta crecientes riesgos de sostenibilidad.
Velásquez señala que con la vigencia del Decreto Supremo 5549, se espera que las empresas, industrias y grandes consumidores produzcan energía renovable para su consumo y puedan entregar excedentes a la red eléctrica, con una capacidad de hasta 6 megavatios.