En el corazón del Chaco boliviano, donde el monte espeso se abre paso entre caminos de tierra y estructuras metálicas, el megacampo Margarita sigue latiendo. No con la fuerza de sus mejores años, pero sí con la suficiente para sostener una parte decisiva de la economía nacional: cerca de un tercio del gas y los hidrocarburos líquidos que consume Bolivia.
Son nueve pozos en operación. Nueve puntos que, conectados a una de las plantas más importantes del país, continúan alimentando el mercado interno y cumpliendo compromisos de exportación, principalmente con Brasil. Margarita no es un campo cualquiera. Es uno de los pilares del modelo gasífero que, durante más de una década, permitió a Bolivia financiar su gasto público, sostener subsidios energéticos y consolidar su rol como proveedor regional.
La historia del campo está ligada a ese ciclo. Bajo la gestión de la empresa Repsol, el desarrollo del Activo Caipipendi implicó inversiones superiores a los 2.500 millones de dólares y una expansión progresiva de su capacidad productiva. La instalación de las plantas CPF-1 en 2012 y CPF-2 en 2013 marcó el punto de despegue operativo.
La magnitud de esas instalaciones explica porqué Margarita ocupa un lugar singular en la historia gasífera del país. La planta central no solo recibe la producción de los nueve pozos: separa el gas, acondiciona los hidrocarburos líquidos y asegura que ambos flujos salgan en condiciones para el transporte, el consumo domiciliario, la industria y el procesamiento en refinerías.
Álvaro Méndez, gerente del activo Caipipendi, recuerda que, entre 2014 y 2016, varias modificaciones permitieron “maximizar incluso un poco más la productividad” y aprovechar al límite la capacidad de la infraestructura instalada. Esa secuencia de ampliaciones, ajustes y nuevas unidades —incluida la planta de tratamiento de agua en 2020 y la compresión en 2021— muestra que Margarita no fue solo un hallazgo geológico, sino una construcción industrial de largo aliento.
Ese proceso coincidió con el auge del gas boliviano en la región. Durante esos años, el país exportaba volúmenes crecientes hacia Brasil y Argentina, generando ingresos fiscales que se convirtieron en uno de los principales soportes del modelo económico. Margarita fue parte central de esa ecuación: producción sostenida, infraestructura robusta y mercados asegurados.
“En 2016 alcanzamos un máximo de producción de 19 millones de metros cúbicos por día”, recuerda Méndez. Ese fue el punto más alto del campo, en un contexto donde la demanda externa acompañaba y la inversión fluía.
Detrás de ese pico había una responsabilidad cotidiana: entregar gas el año redondo. “Estamos 365 días entregando gas para cubrir la demanda del mercado interno”, remarca Méndez, a tiempo de añadir que los excedentes permitían cumplir también con Brasil. Esa precisión ayuda a entender el peso del megacampo: no era solo una fuente de exportación, sino un engranaje crítico del abastecimiento nacional, de la generación eléctrica y para la actividad industrial.
Pero el tiempo en los yacimientos tiene su propia lógica. La presión cae, los volúmenes disminuyen y la curva de producción entra en declinación. Es un proceso natural.
“Margarita está declinando… pero estamos convencidos de que hay más hidrocarburos en el subsuelo”, advierte Mariano Ferrari, CEO de Repsol Bolivia. El problema, insiste, no es geológico. Es estructural: la falta de reglas claras, incentivos y seguridad jurídica ha frenado la exploración.
Ferrari va más allá y pone el problema en términos de competencia regional. Bolivia, sostiene, tiene casi todos los ingredientes para seguir siendo un actor relevante: prospectividad geológica, talento humano, gasoductos, plantas y mercado. “¿Qué es lo que falta? Dije cinco ingredientes. Hay que agregar la regla de juego”, resume. La frase condensa el dilema del sector: el gas está, incluso dentro de Caipipendi, pero sin una norma atractiva el riesgo exploratorio no se transforma en inversión. Y en hidrocarburos, ese tiempo perdido pesa doble: lo que no se perfora hoy afecta mañana en producción, ingresos y reservas.
En ese contexto, Margarita X10 aparece como una excepción. Es el último pozo incorporado al campo y, al mismo tiempo, una muestra de hacia dónde puede avanzar la industria.
La diferencia es tecnológica
“Antes los sistemas funcionaban con generadores a diésel… ahora opera con paneles solares”, explica Tania Justiniano, jefa de Ingeniería e Instalaciones en el campo. El cambio elimina emisiones asociadas a la generación eléctrica, reduce costos logísticos y mejora la seguridad operativa al prescindir del transporte de combustible.
Ahí está uno de los rasgos más novedosos del X10: no solo produce, también corrige una práctica histórica de la industria. Justiniano recuerda que antes la energía provenía de generadores a diésel de 480 voltios; ahora el sistema funciona con corriente fotovoltaica de 24 voltios, bancos de baterías y automatización.
Eso elimina la necesidad de llevar combustible a la locación, reduce tránsito de personal y baja riesgos de transporte. Además, deja un efecto directo en el balance ambiental: “la emisión por generación eléctrica ya es cero, al no haber generador”, subraya la ingeniera. En un sector asociado a alta intensidad energética, el dato tiene peso propio.
El pozo tiene autonomía de hasta diez días gracias a bancos de baterías. Si no hay sol, el sistema sigue funcionando. Y no requiere operadores permanentes en sitio. La operación se controla de forma remota desde la sala de control del campo Margarita, ubicada a más de 70 kilómetros, en conexión directa con el centro operativo en Santa Cruz.
Detrás de esa operación silenciosa hay equipos que no se ven. Ingenieros, técnicos y operadores bolivianos que monitorean en tiempo real variables críticas del pozo. La automatización no elimina el factor humano: lo transforma. La clave del conocimiento radica en la capacidad de interpretar datos y anticipar fallas.
La innovación no se limita a la energía. El diseño modular permitió ensamblar el pozo en bloques, reduciendo tiempos de instalación y optimizando la logística en una zona remota. En comparación con pozos tradicionales, este modelo reduce significativamente la intervención humana, los riesgos asociados y los costos operativos recurrentes.
La perforación alcanzó más de 4.000 metros de profundidad en aproximadamente 200 días, un tiempo considerado altamente competitivo dadas las condiciones geológicas del Chaco. Todo el proyecto —desde el diseño hasta la puesta en marcha en 2022— demandó más de tres años de ejecución.
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La inversión total bordeó los $us 86 millones, incluyendo obras civiles, perforación, instalaciones de superficie y conexiones. En términos técnicos, se trata de uno de los desarrollos más avanzados ejecutados en el país en los últimos años.
“Este es el primer pozo con este tipo de diseño a nivel corporativo en Repsol”, subraya Justiniano. La afirmación no es menor: posiciona a Margarita X10 como referencia dentro de la operación global de la compañía.
La imagen en campo resume esa transición. Donde antes había oficina, operador, baño, diésel y maniobras recurrentes, ahora queda una locación más limpia, silenciosa y remota. Justiniano lo plantea en términos simples: “esta es la nueva forma de operar en este lugar tan remoto”, una forma que sacrifica comodidades, pero gana en eficiencia, sostenibilidad y rapidez para poner gas en superficie.
Para Méndez, el proyecto refleja la madurez operativa alcanzada. La capacidad de adaptar infraestructura, optimizar procesos y mantener la producción incluso en escenarios de declinación forma parte del aprendizaje acumulado en el campo.
Pero esa eficiencia tiene límites
La producción del campo sigue una tendencia descendente. Y sin nuevos pozos exploratorios, el margen de recuperación es reducido.
Ferrari plantea el dilema con claridad: Bolivia tiene hidrocarburos, tiene infraestructura instalada, tiene mercado —especialmente Brasil— y cuenta con talento humano especializado. Sin embargo, carece del elemento que activa todo lo demás: condiciones competitivas para la inversión.
El bloque Caipipendi, donde se ubica Margarita, es uno de los más extensos del país. Existen prospectos identificados, zonas con potencial. Pero explorar implica riesgo, y el costo de cada pozo es elevado. Sin incentivos adecuados, ese riesgo no se asume.
El contexto regional tampoco juega a favor. Mientras Bolivia discute su marco normativo, países como Argentina, Brasil o Perú avanzan en atraer inversión con reglas más competitivas. La competencia por capital en hidrocarburos es directa y global. En ese escenario, cada año sin exploración no solo reduce producción: también reduce relevancia en el mapa energético sudamericano.
El caso Margarita sintetiza esa paradoja. Es, al mismo tiempo, evidencia de lo que Bolivia fue capaz de construir y de lo que hoy no está logrando sostener.
Por un lado, una infraestructura de gran escala, inversiones millonarias y tecnología de punta. Por otro, una producción que cae y un horizonte condicionado por decisiones que no se han tomado.
Entre válvulas que se operan a distancia, paneles solares que alimentan sistemas autónomos y una planta que sigue procesando gas todos los días del año, Margarita continúa siendo indispensable.
Pero también es, cada vez más, un recordatorio de que sin exploración, no hay reposición.
Y sin reposición, el ciclo —por más exitoso que haya sido— inevitablemente se agota.
El Deber
