Bolivia enfrenta una encrucijada sin salida fácil: el gas que alimenta el 71% de su electricidad se agota, una nueva ley abre el mercado, pero nadie responde cuánto pagarán los bolivianos.
Fuente: El País.bo
El 7 de mayo de 2026, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías de Bolivia pronunció una frase que el sector energético llevaba años esperando: “Pasamos de un mercado controlado prácticamente por el Estado a uno competitivo, dando el rol que le corresponde al sector privado”. Era el anuncio formal del proyecto de Ley de Electricidad y Energías Renovables, destinado a reemplazar la Ley 1604 vigente desde 1994.
La sincronía no es casual ni producto de una decisión soberana. Es la respuesta tardía a una crisis que lleva décadas gestándose en silencio: las reservas probadas de gas natural cayeron de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF) en 2013 a 3,7 TCF en 2025; la producción diaria se redujo a la mitad en una sola década; y en marzo de 2026, YPFB reconoció oficialmente que Bolivia podría necesitar importar gas para abastecer su mercado interno antes de 2031. La nueva ley llega porque el tiempo se agotó.
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El modelo que funcionó demasiado bien
Durante dos décadas, Bolivia construyó su sistema eléctrico sobre esta ecuación: los campos gasíferos del Chaco tarijeño producían a bajo costo; una parte se exportaba a Brasil y Argentina a precios de mercado —de USD 4 a 6 por millón de BTU—; y otra se destinaba a las termoeléctricas internas a precio regulado: entre USD 1,2 y 1,6. Las plantas compraban ese gas subsidiado, generaban electricidad, y los bolivianos pagaban tarifas de alrededor de USD 15 por megavatio-hora (MWh), entre las más bajas del continente. En los años de abundancia, el modelo fue el orgullo de la política energética nacional.
Pero ese subsidio implícito, absorbido año tras año por YPFB, redujo la capacidad de la estatal para invertir en exploración, decisión política atribuible a más de una gestión de gobierno. El DS 26366 de 2001, firmado bajo la presidencia de Jorge “Tuto” Quiroga, eliminó la obligación contractual de perforar pozos exploratorios. Entre 1999 y 2005, las transnacionales reclasificaron megacampos ya descubiertos como “nuevos” para tributar el 18% en lugar del 50% que correspondía, con pérdida fiscal estimada en más de USD 2.100 millones actuales. Y desde 2014, la exploración fue prácticamente nula. Los campos gigantes de San Alberto, Sábalo y Margarita envejecieron sin reemplazo. Cuando el precio del gas barato ya no pudo sostenerse, no quedaba a qué recurrir.
Hoy, el 71,2% de la capacidad eléctrica instalada en Bolivia —2.512,5 MW sobre un total de 3.530— corresponde a plantas termoeléctricas a gas. Las energías renovables no convencionales —solar, eólica y biomasa— apenas alcanzan el 9% del total. Bolivia tiene sobreoferta técnica sobre un combustible que se agota. Solo ENDE Andina opera el 45% de la capacidad termoeléctrica, concentración que ilustra lo que la nueva ley dice querer cambiar, y el riesgo de hacerlo sin regulación suficiente.
Lo que propone y calla la nueva ley
El proyecto tiene cuatro ejes: subastas públicas para nueva generación renovable, incorporación del almacenamiento energético y la generación distribuida al marco legal, la figura del Comercializador privado en el mercado mayorista, y la creación de una Entidad Reguladora de Electricidad (ERE) autárquica e independiente.
Cuatro movimientos en la dirección correcta, pero ninguno pregunta qué pasará con las tarifas. Para atraer inversión privada en renovables se necesita retorno. Los proyectos solares de Oruro y Uyuni —representativos de la generación renovable boliviana— tuvieron costos de generación de USD 77 y USD 58 por MWh respectivamente. El mercado mayorista boliviano pagó en 2024 un costo marginal promedio de USD 16,41. Ningún inversor privado sostiene un proyecto cuyo costo cuadruplica el precio de referencia del mercado.
“Esa brecha no es un margen de negociación, es una incompatibilidad estructural”, advierte la analista financiera Edith Gálvez, consultada para esta investigación. “Ningún proyecto privado de generación renovable puede ser viable en un mercado cuyo precio de referencia no cubre ni la cuarta parte de su costo de capital”. El sistema dispone de un fondo de estabilización del CNDC que acumulaba al cierre de 2024 unos USD 61 millones para cubrir la diferencia entre precios regulados y costos reales. “Es, en esencia, deuda diferida”, concluye Gálvez.
El subsidio que no protege a quien debería
Bolivia tiene las tarifas eléctricas y el salario mínimo más bajos de Sudamérica: USD 325 mensuales frente a los 530 de Chile o los 605 de Uruguay. La energía artificialmente barata comprime el costo de reproducción de la fuerza de trabajo, lo que reduce la presión para aumentar los salarios. El subsidio no protege al trabajador; lo ata a un modelo de bajos ingresos y bajo consumo.
La distribución del beneficio es regresiva. Un informe de CEPAL de 2024 señala que el 40% del valor de los subsidios energéticos en América Latina es capturado por el quintil más rico: quienes poseen vehículos, consumen más electricidad y operan actividades productivas intensivas en energía. En Bolivia, el efecto se magnifica: minería, agroindustria oriental y transporte pesado gozan del subsidio, mientras el hogar rural apenas consume 80 kWh al mes sin recibir alivio real.
El subsidio eléctrico boliviano equivale a entre el 1,5% y el 2,1% del PIB, según diferentes estimaciones —casi un tercio del gasto público en educación—, y beneficia desproporcionadamente a quienes menos lo necesitan. En los países que optaron por señales de precio reales y subsidios focalizados para los más vulnerables, como Chile, el salario mínimo duplica al boliviano y la productividad mediana es cuatro veces mayor. Energía barata y salarios bajos, la misma trampa con dos caras.
Los escenarios posibles y la ventana de Mayaya
Expertos consultados identifican cuatro escenarios para la próxima década. El más optimista —transición ordenada con subastas competitivas, ajuste tarifario gradual y desarrollo a tiempo de los nuevos campos— tiene una probabilidad estimada del 20%. El más probable, con 50%, es la postergación del aumento tarifario por razones políticas, subastas que avanzan a ritmo insuficiente y un shock de costos hacia 2028-2030 cuando Bolivia comience a importar gas a precios internacionales sin mecanismos de amortiguación; la inercia de treinta años de postergación boliviana en materia de ajustes energéticos.
Los campos de Mayaya —con 1,7 TCF certificados y potencial de hasta 6,7 TCF— y Bermejo —hasta 2,1 TCF según estimaciones independientes— modifican el horizonte si YPFB consigue desarrollarlos a tiempo. Ambos requieren inversiones combinadas superiores a USD 900 millones. El financiamiento sigue siendo el cuello de botella, pero la Gestora Pública de la Seguridad Social, que administra casi USD 29.500 millones mayoritariamente invertidos en títulos del Tesoro de baja rentabilidad, podría adquirir bonos de YPFB destinados a ese desarrollo, convirtiendo el ahorro en seguridad energética nacional, sin recurrir a deuda externa soberana.
La nueva institucionalidad propuesta también inspira cautela. El DS 0071 de 2009 ya creó una autoridad eléctrica con “independencia administrativa, financiera, legal y técnica” —y en el mismo texto la supeditó al Ministerio de Hidrocarburos. Sin mandato real sobre operación, finanzas y mercado de capitales, la institucionalidad será “cosmética”, según Gálvez. La ASFI supervisa el mercado de valores de las eléctricas, pero no cuestiona sus activos. La AETN regula la operación eléctrica pero no tiene mandato sobre finanzas corporativas. La Gestora invierte en bonos del sector sin coordinar con el regulador energético. La arquitectura de supervisión fragmentada permitió dos décadas de opacidad; sin corregirla, la nueva ley cambia el nombre, no la lógica del sistema.
El tiempo que no sobra
En las condiciones actuales, el agua, el viento y la radiación solar boliviana seguirán surtiendo. Pero el gas que sostiene el modelo no seguirá disponible. En 2024, el CNDC ya gestionaba las restricciones de suministro de gas en el nodo Carrasco, buscando asegurar volúmenes para las centrales del altiplano, administrando la escasez de un insumo que se daba por garantizado en el diseño original del mercado. Esa imagen retrata el momento energético que atraviesa Bolivia.
La diferencia entre una transición ordenada y una nueva ronda de extractivismo —con paneles solares en lugar de pozos— está en las reglas bajo las cuales entrarían los privados: con qué capital propio, qué compromisos verificables de reinversión, qué nivel de transparencia sobre sus beneficiarios finales, bajo qué mecanismo de fiscalización real que supere décadas de supervisión nominal.
El borrador de la ley pasará en las próximas semanas por UDAPE, CONAPE y la Asamblea Legislativa. En los detalles del mecanismo de subastas, metodología de fijación tarifaria, diseño real de la ERE, se decidirá si la norma inaugura una nueva era energética o repite la historia con nueva terminología. La pregunta sobre quién asume el costo del ajuste —el Estado, el consumidor, el inversor privado— debe responderse con algo más que el silencio que ha caracterizado al debate energético boliviano desde 1994.
Bonos previsionales para financiar la soberanía energética
La Gestora Pública de la Seguridad Social de Largo Plazo administra cerca de USD 29.500 millones. La mayor parte del fondo está colocada en títulos del Tesoro y depósitos bancarios: instrumentos de baja rentabilidad que no cubren la inflación dolarizada de largo plazo, y no generan ningún activo productivo para Bolivia.
La analista financiera Edith Gálvez propone convertir el colchón pasivo en motor de la transición energética: que la Gestora adquiera bonos de YPFB destinados a desarrollar los campos de Mayaya y Bermejo, por un monto inicial de entre USD 300 y 500 millones, emisión a 15 años con garantía de producción futura y tasa indexada al precio real del gas en el mercado interno —sin subsidio—, eliminando el endeudamiento externo soberano.
Los jubilados tendrían activos vinculados a infraestructura productiva nacional, con rendimientos superiores a los bonos del Tesoro. El país tendría gas propio para la generación eléctrica al menos durante la próxima década, tiempo suficiente para que las subastas de renovables maduren y compitan en condiciones reales.
La misma lógica se extendería a los proyectos hidroeléctricos de Miguillas (203 MW) e Ivirizu (290 MW), y a la industrialización del litio boliviano. La Asociación de Fondos de Pensiones ha mostrado interés por instrumentos de infraestructura que cuenten con calificación de riesgo y un marco que garantice estabilidad de flujo de caja.
De incluirse este componente en la agenda legislativa, la “catástrofe inminente” que describen los diagnósticos del sector podría transformarse en desarrollo soberano financiado con el ahorro de los propios bolivianos: los trabajadores de hoy aseguran con su ahorro previsional la energía que sostendrá el empleo del mañana.
La versión completa de la investigación “Luz prestada: La encrucijada energética de Bolivia” se divide en tres partes que encontrarás aquí:
- Bolivia rompe su modelo eléctrico tras tres décadas de estatismo
- Energía barata, salarios bajos: el costo oculto del subsidio eléctrico
- El gas que sostiene a Bolivia se acaba; el reemplazo es posible
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Fuente: El País.bo