Bolivia cuenta con 2,30 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2025, el nivel más bajo de los últimos 20 años, según la certificación elaborada por la consultora canadiense GLJ Ltd. Durante la presentación de los resultados, el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Sebastián Daroca, advirtió sobre la necesidad de recuperar la inversión exploratoria para evitar una mayor caída de la producción y de los ingresos hidrocarburíferos.
“Bolivia no se quedó sin gas. Bolivia se quedó sin inversión”, afirmó Daroca al referirse a la situación actual del sector y al potencial geológico que todavía tiene el país.
El informe establece que las reservas probadas (1P) alcanzan 2,30 TCF, mientras que las probadas más probables (2P) suman 2,76 TCF y las probadas, probables y posibles (3P) llegan a 3,24 TCF.
Los datos últimos contrastan con los registrados hace más de 10 años. En 2013, GLJ certificó 10,1 TCF. Sin embargo, hace más de dos décadas el país reportaba reservas de hasta 28,7 TCF, aunque después hubieron voces que consideraron sobreestimada esa cifra.
En cuanto a los hidrocarburos líquidos, que incluyen petróleo, condensado, gasolina natural y gas licuado de petróleo (GLP), las reservas probadas se sitúan en 57,52 millones de barriles; las 2P, en 67,89 millones; y las 3P, en 78,70 millones de barriles.
Durante su exposición, Daroca explicó que las reservas corresponden a hidrocarburos descubiertos que cuentan con condiciones técnicas, económicas, legales y comerciales para su recuperación. También diferenció estos volúmenes de los recursos contingentes, que requieren resolver determinadas limitaciones antes de convertirse en reservas comercialmente explotables.
En esa categoría, la certificación identificó recursos contingentes de gas de 0,27 TCF en 1C, 0,41 TCF en 2C y 0,69 TCF en 3C.
Recibe las noticias más relevantes por WhatsApp
Un índice de reposición de gas por debajo de uno
Uno de los indicadores presentados fue el índice de reposición de reservas, que relaciona el volumen de hidrocarburos incorporado con el producido durante una gestión. Para el gas natural, el indicador alcanzó 0,86 en 2025, lo que significa que Bolivia produjo y consumió más gas del que incorporó como nuevas reservas.
En el caso del petróleo, el índice llegó a 1,93. Sin embargo, Daroca aclaró que este resultado debe analizarse considerando que la producción nacional de petróleo es actualmente baja.
El ejecutivo también señaló que las actividades de perforación, intervención de pozos, instalación de sistemas de compresión, implementación de gas lift y mejoras en las facilidades de producción contribuyeron a la incorporación de nuevos volúmenes.
La inversión exploratoria y la caída de la renta petrolera
Daroca presentó un balance de las inversiones realizadas en el sector hidrocarburífero durante los últimos 20 años. Según sus datos, Bolivia acumuló aproximadamente $us 11.000 millones en inversiones destinadas a exploración y explotación.
De ese total, alrededor de $us 7.266 millones correspondieron a explotación y $us 3.892 millones a exploración. En el primer segmento, las empresas operadoras aportaron el 73% y YPFB el 27%. En exploración, la participación fue inversa: YPFB y sus subsidiarias asumieron el 60%, mientras que las operadoras aportaron el 40%.
El presidente ejecutivo de YPFB indicó que, durante los últimos cuatro años, cerca del 80% de las inversiones en exploración y explotación estuvo a cargo de la corporación estatal y sus subsidiarias.
En paralelo, la renta petrolera acumulada entre 2007 y 2026 alcanzó $us 48.484 millones, según la presentación. Daroca señaló que este ingreso llegó a registrar picos de aproximadamente $us 5.400 millones, mientras que para 2026 se estima en torno a $us 1.000 millones.
La proyección presentada por YPFB apunta a una reducción adicional: la renta petrolera podría descender hasta $us 378 millones en 2030 si se mantiene la tendencia actual.
“Si dejamos de hacer exploración o mantenemos este nivel de inversión que les expliqué en la lámina anterior, durante los próximos 13 años vamos a tener una renta petrolera de 4.800 millones de dólares”, advirtió Daroca.
El ejecutivo comparó esta proyección con los ingresos históricos del sector y señaló: “Por cada dólar que se invirtió en el sector petrolero se han recuperado 4,25 dólares en recaudación para el país”.
YPFB advierte sobre el riesgo de importar gas
El escenario presentado también contempla una disminución progresiva de la producción de gas natural. Según Daroca, si no se concretan nuevas inversiones ni se recupera la actividad exploratoria, Bolivia podría dejar de exportar gas en 2030.
“El año 2030 terminamos de exportar nuestro gas. Empezamos a usar todo el gas en el mercado interno y empezamos seguramente a tener ya déficit en el mercado interno y la necesidad de importar gas natural”, explicó.
En ese contexto, la producción nacional comenzaría a destinarse principalmente al mercado interno y, posteriormente, el país podría enfrentar déficits que obliguen a importar gas natural. La necesidad de importaciones aumentaría progresivamente si no se logra revertir la caída productiva.
Sin embargo, Daroca sostuvo que Bolivia todavía cuenta con potencial geológico para recuperar su capacidad hidrocarburífera y que el desafío pasa por establecer condiciones que incentiven nuevas inversiones.
Por su parte, el vicepresidente de YPFB, Jorge Ríos Urquidi, señaló que la caída de la producción nacional, que pasó de aproximadamente 60 millones de metros cúbicos diarios en 2014-2015 a cerca de 25 millones actualmente, obliga a replantear el modelo del sector. Según sus proyecciones, para 2030 la producción podría equipararse con la demanda interna. Sin embargo, aclaró que esto no significa necesariamente que el país se quede sin energía eléctrica, aunque las grandes industrias podrían tener que recurrir a la importación de gas.
Ríos Urquidi también planteó aprovechar la infraestructura existente para convertir a Bolivia en un centro regional de tránsito y almacenamiento de gas. El país cuenta con más de 8.700 kilómetros de ductos y una capacidad instalada de transporte de 32 millones de metros cúbicos diarios. En octubre de 2026, YPFB suscribió nueve contratos con clientes de Brasil y Argentina para operaciones de gas en tránsito, con volúmenes contratados de hasta 1,8 millones de metros cúbicos diarios. Bajo ese escenario, estimó ingresos cercanos a $us 17 millones durante el periodo estival.
Entre las oportunidades para recuperar la producción, el vicepresidente destacó que YPFB tiene identificados alrededor de 15 prospectos exploratorios, con un potencial estimado de 3 TCF ajustados por probabilidad de éxito geológico, además de 19 estructuras en etapa de evaluación. También señaló que el desarrollo de recursos contingentes podría extender la curva de producción hasta 2035, mientras que la incorporación de nuevos descubrimientos permitiría proyectarla hasta 2046. Para avanzar, consideró necesaria una nueva ley de hidrocarburos que brinde seguridad jurídica y atraiga capital privado. La propuesta contempla inversiones estimadas en $us 440 millones para explotación y $us 1.660 millones para exploración.
