Bolivia opera, en promedio, entre tres y cuatro equipos de perforación al mes en 2026, muy por debajo de los 15 a 20 que estaban en actividad hace dos décadas. Un experto advierte que el nivel actual de perforación es insuficiente para reponer reservas y que el país podría verse obligado a importar gas a partir de 2028.
La industria hidrocarburífera boliviana atraviesa uno de los períodos de menor actividad de las últimas décadas. Aunque el país dispone de 14 taladros entre equipos de perforación e intervención, durante 2026 apenas entre tres y cuatro estarán operando simultáneamente cada mes, una realidad que refleja el profundo retroceso de una actividad considerada clave para garantizar la reposición de reservas y la seguridad energética nacional.
Así lo señala Juan Pablo Sabat Rodríguez, experto en perforación y desarrollo de pozos, quien advierte que la perforación actual es insuficiente para revertir la tendencia de caída de la producción de gas que registra Bolivia desde hace más de una década.
Según el especialista, en junio únicamente un taladro se encontraba en operación. Para julio está previsto el ingreso de un segundo equipo y en agosto podrían estar trabajando hasta cinco taladros. Sin embargo, el promedio proyectado hasta finales de año se mantendrá entre tres y cuatro equipos activos por mes.
La mayor parte de estos trabajos corresponde al desarrollo de campos ya descubiertos y de menor tamaño. Los proyectos exploratorios, fundamentales para encontrar nuevas reservas, prácticamente han desaparecido. Apenas uno o dos pozos exploratorios podrían ejecutarse hacia finales de este año, aunque todavía no existe una confirmación definitiva.
Un dato que refleja la situación del sector es que todos los pozos previstos para perforarse durante esta gestión pertenecen a YPFB o a alguna de sus subsidiarias. No existen proyectos confirmados impulsados por operadoras internacionales.
Para Sabat, esta limitada actividad explica en gran medida la continua disminución de la producción de gas natural registrada en los últimos años.
“Si los pozos perforados cada año fueran suficientes para reponer las reservas consumidas tanto por el mercado interno como por las exportaciones, la curva de producción sería relativamente estable. Lo que observamos es exactamente lo contrario: una tendencia descendente sostenida”, explica.
En criterio del especialista, la conclusión es clara: las perforaciones actuales no alcanzan para reemplazar las reservas que Bolivia consume cada año.
Actualmente, la producción nacional ronda los 26,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), volumen suficiente para abastecer la demanda interna, estimada en aproximadamente 13,5 MMm3/d. Sin embargo, advierte que, si no se logra incrementar la producción mediante nuevos descubrimientos y desarrollos, el país podría enfrentar un escenario inédito.
“De mantenerse la pendiente de declinación actual, entre 2028 y 2029 Bolivia podría verse obligada a importar gas para cubrir el consumo interno”, alerta.
La baja actividad también tiene efectos sobre la modernización tecnológica de la industria. Aunque algunas empresas de servicios han realizado esfuerzos para incorporar herramientas de última generación, Bolivia continúa trabajando principalmente con tecnología considerada antigua en comparación con otros mercados de la región.
Según Sabat, la perforación en el país mantiene un alto componente de trabajo manual y una menor participación de sistemas automatizados que ya son habituales en otros centros petroleros.
La primera razón es operativa. La reducida cantidad de pozos impide distribuir los elevados costos asociados a la fabricación, importación y soporte técnico de herramientas de última tecnología.
“Cuando se trae una herramienta especializada para uno o dos pozos, todos los costos deben cargarse a esos proyectos, elevando considerablemente el presupuesto”, explica.
La segunda razón está vinculada a la regulación.
Actualmente existe una banda de precios definida y actualizada anualmente por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que establece límites mínimos y máximos para los costos que YPFB reconoce a las operadoras por materiales, herramientas, servicios y personal.
Esta situación genera un doble efecto negativo. Por un lado, las empresas de servicios tienen poco incentivo para traer tecnología de punta si el precio de alquiler está limitado. Por otro, las operadoras enfrentan el riesgo de no recuperar la totalidad de su inversión si deciden contratar herramientas más avanzadas a precios de mercado.
Como consecuencia, muchas compañías prefieren destinar estos equipos a países vecinos donde existe una actividad de perforación más intensa y mejores márgenes de rentabilidad.
El impacto de la baja perforación no se limita a la producción de hidrocarburos. También afecta al empleo y al movimiento económico que genera toda la cadena de servicios petroleros.
Sabat explica que un pozo profundo similar a los desarrollados en Margarita o Incahuasi requiere una compleja estructura operativa. Además del taladro de 3.000 caballos de fuerza (HP), participan servicios especializados de fluidos de perforación, control de sólidos, provisión de trépanos, perforación direccional, herramientas de fondo, cementación, monitoreo ambiental, logística, catering y obras civiles, entre otros.
El personal promedio en sitio oscila entre 90 y 100 personas por día. Como las operaciones funcionan las 24 horas durante los siete días de la semana, cada empresa debe disponer de tres cuadrillas completas para mantener la continuidad de las actividades: dos trabajando y una en descanso.
A ello se suma el personal de apoyo en oficinas, compuesto por ingenieros, supervisores, coordinadores de seguridad, especialistas en logística y personal administrativo.
La generación de empleo comienza incluso antes de perforar. La apertura de caminos, construcción de planchadas y acondicionamiento de accesos movilizan empresas de obras civiles. Posteriormente, una vez concluido el pozo, se desarrollan trabajos de tendido de ductos y conexión a plantas de procesamiento.
“Un solo proyecto moviliza una enorme cantidad de empresas y trabajadores de forma directa e indirecta. Si varias operadoras ejecutaran campañas simultáneas durante varios años, el impacto económico y social sería enorme”, destaca.
Sin embargo, la reducción de la actividad ha provocado la salida de numerosas empresas del mercado boliviano. Algunas cerraron líneas específicas de negocio y otras incluso abandonaron definitivamente el país.
La situación también afectó al recurso humano especializado. Muchos profesionales fueron transferidos a países con mayor actividad petrolera, mientras que otros tuvieron que migrar hacia sectores completamente diferentes ante la falta de oportunidades laborales.
Pese a ello, Sabat resalta el esfuerzo de las empresas bolivianas que continúan operando y sosteniendo las pocas actividades de perforación existentes.
Frente a este escenario, el experto considera que la reactivación del sector depende principalmente de decisiones políticas y regulatorias más que de limitaciones técnicas.
Entre las medidas prioritarias plantea una revisión del actual modelo de recuperación de inversiones, que hoy genera controversias sobre el reconocimiento de costos y puede derivar en arbitrajes prolongados. También propone eliminar la banda de precios para incentivar la libre competencia y facilitar la incorporación de nuevas tecnologías.
Asimismo, considera fundamental crear incentivos específicos para la exploración de nuevas áreas, dado que el desarrollo de campos existentes no será suficiente para reponer las reservas consumidas.
Finalmente, plantea reducir los tiempos administrativos para la aprobación de proyectos. Actualmente, desde la concepción de una iniciativa hasta el inicio de las obras civiles pueden transcurrir cerca de dos años. Acortar esos plazos mediante revisiones paralelas y procesos más ágiles permitiría acelerar las campañas de perforación.
A pesar del complejo panorama, Sabat sostiene que Bolivia aún posee un importante potencial hidrocarburífero y cuenta con la presencia de compañías internacionales de primer nivel como TotalEnergies, Repsol, Petrobras y Oxy. Muchas de ellas mantienen proyectos en cartera que podrían activarse si las condiciones regulatorias y económicas mejoran.
La pregunta es si esos cambios llegarán a tiempo para evitar que el país continúe perdiendo reservas, actividad económica y capacidad productiva en uno de los sectores históricamente más importantes de su economía.
