Lo esencial: Entre 2006 y 2017, solo el 16% de la inversión petrolera del país se destinó a explorar nuevas reservas, frente al 49% del periodo 1998-2005, según un análisis del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), centro de investigación privado sin fines de lucro especializado en temas económicos, laborales y de desarrollo, sobre cifras de YPFB.

Por qué importa: El gas llegó a representar casi la mitad del valor de las exportaciones bolivianas y hoy no alcanza ni una quinta parte. El país sigue dependiendo de yacimientos hallados antes de 2005, todos en declive y sin reemplazo a la vista.

El margen para revertirlo se agota al mismo ritmo que esos campos.

Los megacampos que sostienen al país: Cuatro yacimientos concentran la producción nacional, todos descubiertos antes de la nacionalización de 2006 y hoy en declive o al límite de su capacidad.

San Alberto y Sábalo, ambos en Tarija y operados por Petrobras, llegaron a producir juntos cerca del 70% del gas del país; hoy aportan alrededor del 24%.
El relevo lo tomaron Margarita-Huacaya, operado por Repsol, e Incahuasi-Aquío, operado por Total, que ya trabajan a tope.

Los cuatro megacampos que sostienen la producción de gas

Fuente: YPFB, Fundación Jubileo y datos oficiales. Ninguno fue descubierto después de la nacionalización de 2006.

Campo	Departamento	Descubierto	Operador actual	Producción de referencia	Estado
San Alberto	Tarija	1990	Petrobras	De +11 a ~4 MMmcd	Declinación terminal
Sábalo	Tarija	1998	Petrobras	18,18 MMmcd (2014)	En declinación
Margarita-Huacaya	Tarija y Chuquisaca	Fines de los 90	Repsol	~32% del gas nacional (2023)	Al límite de capacidad
Incahuasi-Aquío	Santa Cruz y Chuquisaca	2004	Total	~22% del gas nacional (2023)	Al límite de capacidad

Los números

Las reservas probadas cayeron de 26,7 TCF (certificación 2005) a 4,5 TCF (certificación 2023), menos de una quinta parte en 18 años.
La producción bajó de un pico de 59,6 MMmcd en 2014 a un promedio de 31,60 MMmcd en 2024, una caída superior al 50%.
Las exportaciones de gas pasaron de $us 6.011 millones en 2014 a $us 2.050 millones en 2024.
La renta petrolera cayó de $us 5.490 millones en 2014 a $us 1.635 millones en 2024, la más baja desde 2007.

Contexto: El Decreto Supremo 26366 de 2001 eliminó la obligación de perforar un pozo exploratorio por parcela. Tras la nacionalización de mayo de 2006, y según el CEDLA, la norma no obligó a las operadoras a reponer las reservas que extraían.

El resultado fue un sesgo hacia la explotación: bajo la Ley 3058 se perforaron 48 pozos exploratorios frente a 163 de desarrollo, mientras que entre 1997 y 2005 se habían perforado 122 exploratorios.

Sí, pero: No es que Bolivia dejara de buscar por completo. YPFB perforó pozos estratégicos como Boyuy-X2, el más profundo de Sudamérica (7.862 metros, con una inversión cercana a $us 150 millones), que no encontró gas comercial.

La estatal destaca hoy el prospecto Mayaya, en La Paz, cuyo potencial aún no está confirmado comercialmente. La tasa de éxito exploratorio se mantuvo cerca del 30%, en línea con el estándar mundial.

Qué dicen

Raúl Velásquez, de la Fundación Jubileo, sostiene que la declinación de los campos es natural, pero se agravó porque el país no priorizó la exploración mientras extraía a máxima capacidad.
Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, afirma que la falta de reposición de reservas por parte de las empresas privadas obligó a YPFB a perforar pozos sin resultados.
Francesco Zaratti, analista energético, plantea que el régimen posterior a 2006 ahuyentó la inversión privada de riesgo y que el último gran hallazgo fue Incahuasi.
YPFB atribuye parte del desplome a certificaciones infladas de gestiones anteriores.

Qué sigue: Bolivia es importador neto de combustibles desde abril de 2022 y compra afuera el 86% del diésel y el 56% de la gasolina que consume.

Sin nuevos descubrimientos, YPFB proyecta que el país empezaría a importar gas natural hacia 2031; Ríos lo adelanta a 2028-2029. La próxima certificación oficial de reservas es el dato a vigilar.