Bolivia rompe su modelo eléctrico tras tres décadas de estatismo

El 7 de mayo de 2026, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías de Bolivia anunció una nueva Ley con 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 a la Ley 1604 vigente desde 1994. Treinta y dos años después de su aprobación, la ley que organizó el sistema eléctrico boliviano moderno llegó a su límite declarado.

De acuerdo al diagnóstico institucional del gobierno, Bolivia cuenta hoy con una capacidad instalada de 3.530 megavatios y una demanda máxima que no supera los 2.003 megavatios, según los datos del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) al primer trimestre de 2026. Hay sobreoferta técnica, pero es casi exclusivamente termoeléctrica: plantas a gas que generan el 71,2% de la electricidad nacional sobre un combustible cuyas reservas cayeron de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF) en 2013 a 3,7 TCF en 2025. En marzo de 2026, YPFB advirtió que, al ritmo actual, Bolivia podría necesitar importar gas para abastecer su mercado interno antes de 2031.

Sin embargo, esa fecha supone que no entran en producción las nuevas reservas ya identificadas. Los descubrimientos de Mayaya (1,7 TCF certificados, con potencial de hasta 6,7 TCF) y Bermejo (hasta 2,1 TCF según estimaciones) modifican el horizonte si YPFB consigue desarrollarlos a tiempo. La estatal cuenta con un plan de inversión para ambos campos, aunque el financiamiento sigue siendo el cuello de botella. La analista Edith Gálvez sostiene que una emisión de bonos de YPFB, colocada en parte en la Gestora Pública de la Seguridad Social de Largo Plazo, permitiría cubrir las inversiones con ahorro interno, sin recurrir a deuda externa soberana. De concretarse, Bolivia dispondría de gas propio para la generación eléctrica al menos durante la próxima década, suavizando la transición hacia energías renovables.

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A esos hallazgos se suman inversiones de menor escala, pero resultado inmediato: a inicios de mayo de 2026, YPFB Andina avanzaba en la perforación del pozo ECD‑8D en el campo Enconada (formación Petaca, Santa Cruz), con un costo de 7,67 millones de dólares y una producción prevista de 3,8 millones de pies cúbicos diarios a partir de agosto. En Cochabamba, la estatal alista otros dos pozos de desarrollo en Surubí‑Mamoré, orientados a incrementar las reservas de petróleo y gas. Esos proyectos, aunque modestos, indican que la exploración no se ha detenido por completo y que todavía existe un espacio técnico y financiero para incorporar reservas al sistema antes de que la importación de gas se vuelva inevitable.

El agotamiento de las reservas de gas no es un fenómeno puramente geológico: responde a una inacción exploratoria que comenzó a principios de los 2000, cuando se eliminaron los incentivos a la perforación y las empresas transnacionales reclasificaron fraudulentamente megacampos para pagar menos impuestos.

La sobreoferta de hoy es el déficit de mañana. La nueva ley llega porque el tiempo se agota, no porque el gobierno haya elegido el momento.

Lo que propone el gobierno

El proyecto enviado al Ministerio de la Presidencia para revisión técnica y jurídica —paso previo a la Asamblea Legislativa— tiene cuatro ejes concretos. El primero son las subastas públicas para contratación de nueva generación renovable, en sustitución del modelo de primas fijadas administrativamente que rigió proyectos solares como los de Oruro y Uyuni. El segundo es la incorporación formal del almacenamiento energético y la generación distribuida al marco regulatorio: dos modalidades que la Ley 1604 no contempló porque no existían en la escala que existen hoy. El tercero es la figura del Comercializador, un actor privado autorizado a intermediar entre generadores y grandes consumidores en el mercado mayorista, función inexistente en el esquema actual. El cuarto eje es la creación de una Entidad Reguladora de Electricidad (ERE) que sustituiría al modelo fragmentado de supervisión con un organismo de carácter autárquico e independiente.

Son cuatro movimientos en la dirección que el diagnóstico exige, con el problema de lo que evitan responder.

Tarifas al consumidor, el silencio más costoso

Los bolivianos pagan alrededor de 15 dólares por megavatio-hora, entre las tarifas eléctricas más bajas del continente. Esa cifra no refleja el costo real del sistema. La sostiene, de manera artificial, el precio subsidiado del gas para las termoeléctricas: entre 1,2 y 1,6 dólares por millón de BTU según fuentes académicas, cuando el precio de exportación a Brasil históricamente osciló entre cuatro y seis dólares. La diferencia es un subsidio implícito que absorbió YPFB durante dos décadas, redujo su capacidad de inversión y, en última instancia, aceleró el colapso de las reservas.

Para atraer inversión privada en renovables, esa inversión necesita retorno. El Harvard Growth Lab calculó que los proyectos solares de Oruro y Uyuni tuvieron costos de generación de 77 y 58 dólares por megavatio-hora respectivamente. El mercado mayorista boliviano pagó en 2024 un costo marginal promedio de 16,41 dólares. De acuerdo a Gálvez, “esa brecha no es un margen de negociación, es una incompatibilidad estructural. Ningún proyecto privado de generación renovable puede ser financieramente viable en un mercado cuyo precio de referencia no cubre ni la cuarta parte de su costo de capital”.

El sistema dispone de un mecanismo que ha amortiguado este conflicto: el Fondo de Estabilización administrado por el CNDC, que al cierre de 2024 acumulaba 424,83 millones de bolivianos —unos 61 millones de dólares— para cubrir la diferencia entre precios regulados y costos reales. “Ese fondo es, en esencia, deuda diferida”, dice Gálvez. “La nueva ley deberá definir si se mantiene como colchón para un ajuste gradual, o si se elimina para que las tarifas reflejen el costo efectivo del mercado”.

La promesa de independencia regulatoria

La ERE propuesta tiene un antecedente que debería funcionar como advertencia. El Decreto Supremo 0071 de 2009 ya creó la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad con un discurso idéntico de “independencia administrativa, financiera, legal y técnica”. El mismo decreto, sin embargo, la supeditaba al Ministro de Hidrocarburos y Energía. La historia reciente demuestra que esa independencia fue nominal.

La complejidad es mayor de lo que sugiere el organigrama ministerial. ENDE Guaracachi, ENDE Valle Hermoso y ENDE Transmisión son sociedades anónimas que cotizan en la Bolsa Boliviana de Valores; sus estados financieros, sus decisiones de endeudamiento y sus flujos de caja circulan en un mercado de capitales supervisado por la ASFI, no por la autoridad eléctrica. La Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (COBEE), el mayor generador privado del país, es una sociedad anónima con décadas de operación y una estructura accionaria que combinó capital extranjero y doméstico. En ese entramado, el subsidio al gas no es solo una transferencia de YPFB a las termoeléctricas, sino una variable que impacta los balances de empresas que cotizan, reparten dividendos y colocan bonos. Sin un regulador con visión integrada, la salud financiera del sistema seguirá siendo una caja negra.

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Para que la ERE sea algo distinto de su predecesora, según Gálvez, se “necesitará consolidar competencias que hoy están fragmentadas en compartimentos estancos sin responsabilidad cruzada”. La ASFI supervisa el mercado de valores de las empresas eléctricas, pero no puede cuestionar sus activos. La AETN regula la operación eléctrica pero no tiene mandato sobre las finanzas corporativas. La Gestora Pública invierte en bonos del sector sin coordinar con el regulador energético. “Esa arquitectura de supervisión fragmentada permitió que durante dos décadas una empresa privada extrajera valor del sistema sin escrutinio efectivo. Si la ERE no nace con mandato real sobre esas tres dimensiones —operación, finanzas y mercado de capitales—, la nueva institucionalidad será cosmética”, concluye Gálvez.

Los cuatro futuros posibles

De acuerdo a expertos consultados por este medio, los datos del CNDC y el análisis académico disponible permiten trazar cuatro escenarios para la próxima década.

El primero, con una probabilidad estimada del 20%, es la transición ordenada: subastas competitivas que atraen inversión real, desarrollo en paralelo de Mayaya y Bermejo (primer gas en 2027‑2028) que extiende la autosuficiencia para las centrales existentes, ajuste tarifario gradual de entre 30 y 50% en cinco años con mecanismos de compensación social, y entrada en operación de los proyectos hidroeléctricos de Miguillas (203 MW) e Ivirizu (290 MW) antes de 2028. Es el escenario que el gobierno promete y el que requiere que todas sus variables se cumplan simultáneamente.

El segundo, con una probabilidad del 50%, es el ajuste tardío y doloroso: 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. La tarifa sube sin planificación y sin mecanismos de amortiguación. Ese escenario no es una proyección especulativa: describe la inercia de treinta años de postergación boliviana en materia de ajustes energéticos.

El tercer escenario —20% de probabilidad— es la apertura sin controles: nuevas empresas privadas obtienen concesiones sobre recursos renovables bolivianos, se financian con bonos del mercado doméstico y repatrian utilidades hacia accionistas sin identificación pública. La matriz eléctrica se vuelve verde; el valor generado no se queda en Bolivia. El extractivismo cambia de combustible, pero mantiene su lógica.

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El cuarto escenario —10% de probabilidad, el más severo— combina inacción legislativa y caída del gas más rápida de lo esperado, con apagones posibles antes de 2029. El CNDC reportó en 2024 una energía no servida de apenas 0,0024% del consumo anual. La crisis no es hoy un apagón. Es una restricción que, de no corregirse, puede volverse operativa en un plazo más breve de lo que sugieren las proyecciones oficiales.

Pregunta impostergable

Bolivia ha respondido tres veces en su historia reciente la pregunta sobre quién captura el valor de sus recursos naturales: la nacionalización del estaño en 1952, la de los hidrocarburos en 2006, la expropiación de las distribuidoras eléctricas en 2012. Cada respuesta fue provisional. La nueva ley llega en el momento en que el margen de maniobra se ha agotado de verdad: el gas se acaba, las finanzas públicas están comprometidas, las tarifas subsidiadas no pueden sostenerse cuando el insumo alcanzará precios de importación antes de 2031.

La diferencia entre una transición ordenada y una nueva ronda de extractivismo verde no está en si entran privados o no. Está en las reglas bajo las cuales entrarán: ¿con qué capital propio? ¿Con qué compromisos verificables de reinversión? ¿Con qué nivel de transparencia sobre sus beneficiarios finales? ¿Bajo qué mecanismo de fiscalización real que supere la fragmentación que hizo posible un periodo de décadas de supervisión nominal?

El borrador pasará por UDAPE, CONAPE y la Asamblea Legislativa en las próximas semanas. El proceso de socialización con actores del sector está previsto. En esa instancia —en los detalles del mecanismo de subastas, en los requisitos de transparencia de beneficiarios finales, en la metodología de fijación tarifaria, en el diseño real de la ERE— se decidirá si esta ley inaugura una nueva era energética o repite la historia con nueva terminología y paneles solares en la portada. El agua del Zongo seguirá cayendo. El viento sobre el altiplano seguirá soplando. La radiación solar boliviana seguirá siendo una de las más intensas del planeta. Pero Bolivia no puede permitirse más diferimiento para responder si la riqueza que generan esos recursos permanecerá en el país.

Treinta años de una ley incompleta

La Ley 1604 de Electricidad, aprobada en diciembre de 1994, fue una norma técnicamente sólida para su época. Estableció la separación funcional entre generación, transmisión y distribución —prohibiendo que el mismo agente controlara simultáneamente ambas funciones—, creó el Comité Nacional de Despacho de Carga como organismo técnico de coordinación, y definió un sistema de precios de nodo con fórmulas de indexación. Era el estándar regulatorio latinoamericano de los años noventa, aplicado con consistencia en el contexto de las reformas de mercado de aquella década.

Sus limitaciones estructurales se revelaron con el tiempo. El artículo 15 excluía expresamente a cooperativas y pequeños operadores rurales del mercado formal, exclusión que la Ley 3783 de 2007 tuvo que corregir para permitir que empresas públicas obtuvieran concesiones sin necesidad de adoptar la forma de sociedad anónima. La fijación del precio del gas para termoeléctricas —establecida por decreto posterior en torno a 1,3 dólares por millón de BTU— nunca fue revisada al ritmo en que el costo de oportunidad de exportación crecía, creando una brecha que se fue ensanchando durante dos décadas hasta volverse estructuralmente incompatible con la atracción de nueva inversión privada. Y la supervisión del mercado de capitales —competencia de la ASFI, no de la Superintendencia de Electricidad— nunca contempló mecanismos de coordinación con el regulador energético, generando una zona de opacidad que ningún organismo sintió como responsabilidad propia.

La nueva ley deberá resolver lo que la de 1994 dejó abierto, pero en un contexto incomparablemente más difícil: reservas de gas en caída libre, finanzas públicas comprometidas, y una población acostumbrada a tarifas que el sistema ya no puede sostener. El desafío no es solo técnico. Es político: asumir el costo de una corrección que se postergó treinta años.

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