Las actuales limitaciones en el sector hidrocarburífero de Bolivia…###

Las actuales limitaciones en el sector hidrocarburífero de Bolivia son resultado no solo de factores geológicos o de precios internacionales, sino también de transformaciones institucionales que modificaron los incentivos para invertir en el sector, señala un informe internacional…

EDICIÓN 154 | 2026

ENERGÍABolivia

DLas actuales limitaciones energéticas de Bolivia, no son meramente el resultado del agotamiento geológico o de ciclos adversos de los commodities. Sino que reflejan una transformación en la arquitectura institucional del sector de los hidrocarburos que ha redefinido los incentivos a la inversión a lo largo del tiempo, señala el documento “Un Giro Económico para Bolivia: Revitalizando el Sector Energético.”Groowth Lab Working Paper, John F. Kennedy School of Government, Harvard University (1).

Explica que: “Dado que la producción de hidrocarburos depende de una exploración sostenida de alto riesgo con largos ciclos de desarrollo, el diseño institucional afecta a la producción con un rezago significativo. El déficit de producción actual es, por lo tanto, la consecuencia tardía de cambios anteriores en la estructura contractual, el régimen fiscal, la política de precios y la gobernanza. “

EL MARCO ORIENTADO A LA INVERSIÓN DE LA DÉCADA DE 1990

Destaca que el auge del gas en Bolivia entre finales de la década de 1990 y 2014 tuvo su origen en reformas institucionales que alinearon el sector con las normas internacionales de inversión. En esta línea recuerda que la Ley de Hidrocarburos de 1996 (Ley 1689) redefinió fundamentalmente la relación contractual entre el Estado y los operadores privados al sustituir los acuerdos anteriores de tipo de servicio por los denominados contratos de riesgo compartido y hace notar que en la clasificación internacional estándar (Johnston, 2003), los contratos de riesgo compartido de la Ley 1689, se asemejaban más a un sistema de regalías/impuestos donde las empresas asumían la propiedad de la producción en boca de pozo y conservaban el derecho a comercializarla directamente, sujetas a obligaciones de regalías e impuestos.

“Sin embargo, dice el informe, los contratos incluían una obligación de suministro interno que exigía a los operadores entregar volúmenes a YPFB para el mercado interno y para compromisos de exportación preexistentes, como el acuerdo de suministro de gas con Argentina”, agregando que esto creó una estructura híbrida en la que las empresas controlaban la mayoría de las decisiones de comercialización, incluidos los precios de exportación y los volúmenes para nuevos mercados como Brasil, mientras que YPFB conservaba un papel en la asignación interna y los contratos heredados.

Destaca que la reforma de 1996 reestructuró el régimen fiscal del sector de hidrocarburos, haciéndolo más atractivo para los inversionistas, haciendo notar que bajo la ley anterior (Ley 1194), el Estado captaba el 50% del valor de la producción en boca de pozo a través de regalías e impuestos recaudados sobre los ingresos brutos, independientemente de la rentabilidad del operador.

“La Ley 1689 mantuvo este gravamen del 50% para las reservas certificadas al 1 de abril de 1996 («hidrocarburos existentes»), pero redujo la carga inicial sobre los nuevos descubrimientos al 18% en regalías combinadas. A cambio, el sector quedó sujeto por primera vez al código tributario general, lo que sometió a las empresas a un impuesto sobre la renta de las personas jurídicas (IUE) del 25%, un recargo del 25% sobre las ganancias extraordinarias y un impuesto efectivo del 12,5 % sobre las ganancias remitidas (IRUE)”, subraya.

Acota que dado que las empresas podían deducir los gastos de capital de estos impuestos sobre las utilidades, la carga fiscal sobre los nuevos yacimientos era relativamente baja durante la fase de inversión y aumentaba a medida que los proyectos se volvían rentables; precisando que la justificación económica era hacer viable la exploración en áreas no probadas, particularmente en entornos de precios bajos donde un gravamen del 50% sobre los ingresos brutos podría hacer que los proyectos no fueran rentables.

Sin embargo, afirma que “este diseño creó una vulnerabilidad política: a medida que se agotaban los volúmenes de hidrocarburos existentes y los impuestos sobre las ganancias de los nuevos yacimientos aún no habían madurado, los ingresos fiscales observables disminuyeron drásticamente, lo que alimentó la percepción generalizada de que el Es tado solo captaba el 18% de la riqueza de sus hidrocarburos.”

El documento sostiene que estas reformas mejoraron significativamente el equilibrio esperado entre el riesgo y retorno para los inversionistas. Al mismo tiempo, señala que Bolivia se aseguró el acceso a largo plazo al mercado brasileño a través del Acuerdo de Suministro de Gas entre YPFB y Petrobras, respaldado por la construcción conjunta del gasoducto Gasbol que comenzó en 1996. “Este compromiso de infraestructura redujo la incertidumbre de la demanda y creó un ancla de exportación creíble para los nuevos descubrimientos, a pesar de la incertidumbre que aún existía sobre la base de reservas de Bolivia en ese momento”, anota.

Considera que la respuesta en ese momento fue considerable. “Grandes empresas internacionales, como Petrobras, Repsol, Total, entre otras, invirtieron fuertemente en exploración. Las reservas probadas de gas aumentaron drásticamente entre 1997 y 2004, y se descubrieron y desarrollaron yacimientos importantes como Margarita, Sábalo, San Alberto e Incahuasi “, subraya y agrega que a principios de la década de 2000, Bolivia se había consolidado como el segundo país con mayores reservas probadas de gas en Sudamérica, después de Venezuela.

“La producción se expandió de manera constante, las exportaciones se dispararon y, para 2014, la producción de gas alcanzó su máximo histórico”, rememora.

Más adelante destaca que el pico de producción de 2014 reflejó decisiones de inversión tomadas muchos años antes, remarcando que el auge representó el resultado diferido de la estructura de incentivos establecida en con la ley de 1996. “Los precios de exportación subieron en paralelo: el precio implícito de exportación del gas natural pasó de aproximadamente USD 2/MMBtu a principios de los años 2000 a un máximo de USD 10/MMBtu en 2012, generando un doble dividendo de mayores volúmenes y precios unitarios crecientes”, dice.

“La producción se expandió de manera constante, las exportaciones se dispararon y, para 2014, la producción de gas alcanzó su máximo histórico”

CAMBIO INSTITUCIONAL Y NACIONALIZACIÓN

Siguiendo con el recuento, indica que a partir de mediados de la década de los 2000, Bolivia modificó de manera fundamental su marco de gobernanza de los hidrocarburos y se orientó hacia un mayor control estatal. Hace notar que el creciente conflicto social en torno a la distribución de las rentas de los hidrocarburos culminó en la “Guerra del Gas” de 2003, que puso de manifiesto el profundo descontento de la población con el régimen que estableció la Ley de Hidrocarburos de 1996 y la distribución de beneficios que se le atribuían. “En 2004, un referéndum nacional puso de manifiesto un amplio apoyo a la ampliación del control estatal sobre los recursos de gas natural y al aumento de la captación pública de ingresos”, acota.

En respuesta, señala, la Ley 3058 (2005), el Decreto Supremo 28701 (2006) y, en última instancia, la Constitución de 2009 reafirmaron la propiedad estatal en la boca del pozo y reestructuraron el sector en torno a una participación estatal mayoritaria a través de YPFB. “Las reformas marcaron un cambio decisivo, alejándose del marco de inversión de la década de 1990 y hacia un modelo centrado en la comercialización centralizada, una mayor participación fiscal y un control estatal más fuerte”, subraya.

Según el documento, las decisiones de nacionalización pueden entenderse como una respuesta a la percepción generalizada en la población de que Bolivia no estaba captando una parte justa de la riqueza de sus recursos naturales, y que, en cambio, las rentas fluían hacia las grandes empresas extranjeras.

Desde esta lectura, las reformas marcaron un alejamiento decisivo del marco de inversión de la década de 1990. Mientras que el régimen anterior ponderaba los derechos de comercialización privada, la distribución descentralizada de riesgos y condiciones fiscales competitivas, el modelo posterior a 2006 priorizó el control centralizado, una mayor participación en los ingresos públicos y la supervisión directa del Estado. El cambio afectó al sector en dos dimensiones críticas: la asignación contractual del riesgo y la autoridad comercial, y la captación fiscal de las rentas de los hidrocarburos.

Precisa que esta reestructuración alteró fundamentalmente el perfil de riesgo-retorno al que se enfrentan los inversionistas. Desde este punto de vista, el riesgo de exploración, incluida la incertidumbre geológica y los gastos de capital iniciales, sigue recayendo en la empresa privada. Agrega que bajo este esquema, los derechos de comercialización, la exposición a los precios y la asignación estratégica entre los mercados nacionales y de exportación se centralizan en YPFB dando como resultado una estructura de incentivos asimétrica: los inversionistas asumen un alto riesgo de exploración, mientras que participan solo de manera indirecta y contractual en los posibles ingresos adicionales. Para proyectos de exploración de alto riesgo y largo plazo, detalla, esto reduce los retornos esperados y hace que las decisiones de inversión dependan en gran medida de la credibilidad percibidas de las instituciones estatales.

“Si bien este marco logró aumentar la captación de ingresos públicos durante el boom de commodities, al mismo tiempo redujo el valor actual neto esperado de las nuevas inversiones en exploración. En un sector donde los rendimientos dependen de grandes descubrimientos y largos horizontes de desarrollo, las mayores cargas fiscales, combinadas con derechos de comercialización restringidos, afectan significativamente las decisiones de inversión”, anota al remarcar que la fuerte caída de la inversión privada en exploración, ha sido uno de los principales factores de la disminución de la producción en los últimos años.

“Con un potencial de ganancias limitado y garantías de inversión insuficientes, la actividad de exploración privada se mantuvo muy por debajo de los niveles anteriores”, insiste.

Según este documento, cuatro elementos ayudan a explicar por qué este marco regulatorio ha desalentado la inversión privada en exploración hasta la fecha y cita cinco factores como la causa de esta situación: la Estructura contractual, el Goverment take, la estructura de precios, la estructura institucional, y la seguridad de inversión. Por el momento, el armazón jurídico institucional no ha sido modificado mientras la situación crítica que atraviesa el país está debilitando posibilidades de cambio y hasta de fortalecimiento de este mismo esquema.

…cuatro elementos ayudan a explicar por qué este marco regulatorio ha desalentado la inversión privada en exploración hasta la fecha…”