El drama del gas: reservas en caída y proyectos por concretar

Bolivia espera conocer en los próximos días cuánto gas natural le queda. El ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, anunció que el Gobierno publicará la próxima semana o, como máximo, en diez días los resultados de la certificación de reservas al 31 de diciembre de 2025 y el ambiente no es optimista, lo que contrasta con lo publicado en marzo por la misma YPFB, que situaba en el entorno de 3,7 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) las reservas probadas durante la rendición de cuentas de marzo 2026, y con la previsión de producción de gas durante 2026, con un promedio de 26,6 millones de metros cúbicos al día, lo que supondría un consumo de 0’37 TCF al final del año.

El declive

En aquella ocasión, con Yusseff Akly al frente de YPFB y Mauricio Medinaceli en el Ministerio de Hidrocarburos, se explicó que descontado el consumo de 2025, se podía llegar a 3,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas, aunque la cifra oficial la dará la certificación de la consultora canadiense GLJ Ltd.

En los años de gobierno de Luis Arce no se realizó ninguna certificación – alegando el alto costo del proceso – y se utilizaron técnicas de estimación, que si bien son fiables, distan de ser exactas. En 2023 se estimaron 4,5.

En 2018 el exministro Luis Alberto Sánchez sí llevó a cabo una certificación de reservas con la consultora Sproule que fue cuestionada por algunos expertos. En esa ocasión se certificaron 10,7 TCF, lo que mejoraba ligeramente lo certificado en 2013 por la misma GLJ Ltda, que los dejó en 10,45. Hubo acaloradas discusiones sobre la forma de calificar las reservas probadas, probadas y posibles, que en cualquier caso, eran mayores en 2013 que en 2018.

La diferencia es importante porque las reservas probadas no son lo mismo que el potencial geológico. Las primeras corresponden a volúmenes cuya recuperación se considera comercialmente viable bajo determinadas condiciones; los recursos potenciales, en cambio, requieren más trabajos técnicos, inversión y confirmación antes de convertirse en reservas explotables. Por lo general los diferentes gobiernos han prometido futuros sobre reservas probables y posibles, pero no han invertido lo suficiente para convertirlas en probadas.

Potencial versus inversión

YPFB mantiene un portafolio de proyectos exploratorios con un potencial estimado de 11 TCF, ajustado a 3 TCF cuando se aplican criterios de riesgo, además de oportunidades preliminares cercanas a 7 TCF. No son reservas incorporadas al balance nacional, sino posibilidades que necesitan exploración y desarrollo. Documentos oficiales de la estatal petrolera estiman que la producción media de gas en 2026 rondará los 26,6 millones de metros cúbicos diarios y sostiene que, si se ejecuta el conjunto de proyectos, podría comenzar una recuperación progresiva en 2028 y 2029. El decreto que abre la posibilidad de importar gas a privados y para la producción de electricidad no necesariamente desahucia estos cálculos, pero ofrece garantías a los inversores por encima de la fe y, de paso, prepara el terreno para los posibles incrementos de las tarifas en el mercado interno en nombre de la emergencia, según advierte la diputada de Alianza Popular Claudia Herbas.

Exploración YPFB tiene proyectos para incorporar hasta 11 TCF, pero falta inversión suficiente

Uno de los proyectos más citados es Mayaya Centro-X1, en el norte de La Paz, cuyo potencial fue estimado en 1,7 TCF tras el anuncio del descubrimiento en 2024. Sin embargo, ese volumen no puede sumarse automáticamente a las reservas probadas, como recuerda el analista de Fundación Jubileo Raúl Velásquez, sino que se necesitan nuevas perforaciones, delimitar el yacimiento, confirmar su viabilidad comercial y construir la infraestructura para producir y transportar el gas.

Otra vía es recuperar campos maduros mediante intervenciones técnicas en pozos existentes. En Tarija, YPFB informó en septiembre de trabajos de mantenimiento e incremento de producción en once pozos de los campos Bermejo y Toro. La campaña reportó un aumento de la producción de petróleo de unos 95 a 140 barriles diarios. Es una señal de que los trabajos pueden mejorar el rendimiento de campos antiguos, aunque esos resultados corresponden a líquidos y no prueban por sí mismos una recuperación equivalente del gas natural.

El otro as en la manga es la implementación de técnicas de fractura hidráulica (fracking) en alguna de sus variedades, tanto en campos maduros y agotados como en nuevos proyectos. De momento se están probando diferentes procesos en Junin 9D y en Montecristo 9, pero tampoco se han dado mayores detalles.

Por otro lado, el gobierno insiste en la perforación de pozos descubridores como el Domo Osso X3 para desarrollar el resto del proyecto dentro de la Reserva de Tariquía, lo que genera rechazo popular. En cualquier caso, la incorporación comercial de cualquier producción de esos campos no llegaría hasta, al menos 4 o 5 años.

La ley que sigue sin llegar

El desafío no es solo geológico. El Gobierno lleva meses anunciando una nueva Ley de Hidrocarburos para atraer inversiones, reformar las condiciones de operación y de YPFB. En abril, la estatal aseguró que la norma estaba lista para ser enviada a la Asamblea Legislativa. Sin embargo, hasta el anuncio de la nueva certificación, el proyecto todavía no había llegado al Legislativo.

La demora importa porque los proyectos de exploración requieren capital, reglas previsibles y años de trabajo antes de aportar nuevos volúmenes. Sin un marco claro, el potencial identificado no garantiza que las inversiones se ejecuten ni que la producción se recupere a tiempo para compensar el declive de los campos actuales.

¿Cuánto realmente consume Bolivia?

La estimación de YPFB para el 2026 es que se produzcan unos 26 millones de metros cúbicos diarios, previsión que se va cumpliendo a cabalidad según los reportes del Ministerio. En ese entendido, el consumo total en Trillones de pies cúbicos, que es el que se usa para las reservas, sería de 0,37.

Se estima que aproximadamente la mitad se destina al mercado interno – gas domiciliario, termoeléctricas, etc, - mientras que el resto se exporta en contratos interrumpibles con Brasil y Argentina, cada vez menores ya que ambos países han desarrollado dos grandes proyectos para auto abastecerse.