Estas son las seis empresas que manifiestan interés para el cierre del campo Xan y este es el proceso que sigue

Seis empresas presentaron manifestación de interés para la contratación de servicio petrolero para el cierre técnico del campo Xan y se prevé que el 2 de septiembre se traslade al ministro del MEM el listado de las empresas que cumplan con los requisitos de precalificación.

Rosa María Bolaños

29 de agosto de 2025 | 19:47h

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El campo Xan se ubica en San Andrés, Petén. Consta de 59 pozos que luego del vencimiento del contrato, que fue el 12 de agosto, serán cerrados. (Foto, Prensa Libre: Juan Diego González).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM), dio a conocer el listado oficial de las empresas que presentaron manifestación de interés y acerca del avance del proceso para contratar servicios petroleros para el cierre técnico del campo Xan. Así como para la operación y administración de la refinería La Libertad y del oleoducto.

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, oficializó el listado de las compañías interesadas el viernes 29 de agosto:

• Simmons Guatemala, S. A.
• Max Energy, S. A.
• Global Resources, S. A.
• Servicios y Petróleos de Guatemala, S. A. y Petrodinamic Petroleum Services, S. A.
• Tritan Energy, S. A.
• Jasson Emanuel Allen De León, propietario de la empresa mercantil Constructora Herall y Humble Energy Group LLC.

El cierre técnico del campo Xan podría costar US$50 millones, según estimaciones del ministerio, y deberá ser costeado por el Estado.

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Las firmas presentaron sus documentos para manifestar interés el 11 de agosto último, atendiendo a la invitación pública emitida por dicha institución.

El contrato 2-85, para operar el campo Xan y la refinería, venció el 12 de agosto, y el Estado tomó posesión de esos activos y del área, así como del oleoducto, cuyo contrato fue dado por finalizado por la empresa Perenco Guatemala en esa fecha.

Cómo va el proceso

El proceso de contratación consta de varias etapas, según indicó el funcionario mediante un comunicado divulgado en la página electrónica del MEM.

La etapa 1 incluye la acreditación de los entes interesados. Esta consiste en la recepción de las cartas de interés en el Despacho Ministerial, el cual luego las traslada a la Junta Revisora y Verificadora.

Esa instancia revisa y verifica el cumplimiento de los requisitos mínimos solicitados en el aviso de invitación pública.

Luego, dicha Junta debe preparar un informe con el listado de las compañías que cumplen con los requisitos y presentarlo al Despacho Superior del ministerio, junto al acta de recepción y los documentos revisados.

En el proceso relacionado con el campo Xan, se encuentra en ejecución la fase de revisión y verificación de la etapa 1, y la Junta deberá trasladar los documentos al Despacho Superior, es decir al ministro, a más tardar el 2 de septiembre próximo.

Se tiene un plazo de 15 días contados a partir de la recepción de los documentos para analizarlos, según el Acuerdo Ministerial 238-2025/SG, reformado por el Acuerdo Ministerial 254-2025/SG.

Segunda etapa

Una vez finalizado ese proceso, se inicia la segunda etapa, que consiste en girar la invitación a las empresas acreditadas que pasaron la fase de precalificación, para que presenten ofertas.

El ministro indicó recientemente que para ello se elaboran los términos de referencia que las firmas deben cumplir.

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Las ofertas deben contener la documentación requerida y presentarse en la hora y fecha establecidas para el proceso de recepción por parte de la Junta.

Estas se analizan y luego se procede a la adjudicación, lo cual forma parte de la última fase de la etapa 2.

“Actualmente, la Junta Revisora y Verificadora trabaja en el análisis de la información recibida para determinar cuáles califican y así seguir con el procedimiento para adjudicar el contrato a la más idónea y de forma transparente”, explicó Ventura, según el boletín divulgado.

Refinería y oleoducto

Por aparte, se convocó a manifestar interés para los contratos de emergencia para la minirefinería y el Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH) que consiste en el oleoducto.

La convocatoria se oficializó el 18 de agosto y aún se está a la espera de recibir las cartas de interés de las empresas que quieran participar.

Listado inicial

El entonces viceministro de Energía y Minas, encargado del área de hidrocarburos, Carlos Ávalos, dio a conocer el 5 de agosto último, a los diputados de la bancada Vos, la lista de las empresas que se habían acercado al MEM para manifestar su intención de participar en el proceso de contratación para el cierre del campo Xan.

Lea también: ¿Cuál es el impacto en la economía por el cierre de operaciones del campo petrolero Xan que estuvo a cargo de Perenco?

Ese listado incluía seis empresas, e incluso se mencionó que podrían ser ocho, aunque, según Ávalos, no se sabía si todas presentarían oficialmente sus documentos el 11 de agosto. La lista entregada a la bancada en esa ocasión fue:

• Selrae Holdings Ltd. (Canadá)
• Simmons Edeco/Durum Capital Inc. (Canadá)
• Tritan Energy Guatemala/Técnica Profesional Mexicana (México)
• Repstim (México)
• Concremat (Brasil)
• Hupecol Operating Sucursal Colombia LLC (Colombia)

Comparado con el listado divulgado por el MEM, no todas presentaron su manifestación de interés de manera oficial dentro del proceso.

Ávalos fue relevado del cargo el miércoles 27 de agosto, y en sustitución fue nombrado Erwin Rolando Barrios.

Perenco manejaba activos por US$320 millones, mientras en el Congreso cuestionan decisiones por contratos y falta de dictamen para emergencia

El valor en libros de los activos petroleros del campo Xan, la refinería y el oleoducto asciende a US$320 millones, según el MEM. El campo será cerrado y desmantelado, mientras el Congreso cuestiona la legalidad de los acuerdos de emergencia. La ministra de Ambiente admitió desconocer los daños causados en el área protegida.

Rosa María Bolaños

21 de agosto de 2025 | 04:00h

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Los ministros de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, de la Defensa Nacional, Henry Sáenz y de Ambiente, Patricia Orantes, acudieron a la reunión de Jefes de Bloque del Congreso donde fueron cuestionados por las decisiones respecto del contrato petrolero 2-85 que incluye el campo Xan, la refinería y por aparte el oleoducto. (Foto, Prensa Libre: José Sánchez).

Estos fueron algunos de los cuestionamientos de diputados y las respuestas de los funcionarios en la reunión con los jefes de bloque del Congreso el miércoles.

En la citación los parlamentarios expresaron posturas divididas respecto a la decisión de no prorrogar el contrato petrolero 2-85, y mostraron dudas sobre la legalidad del procedimiento utilizado para declarar de emergencia la contratación de servicios petroleros destinados al desmantelamiento del campo Xan y a la operación de los otros dos activos, argumentando que hacen falta dictámenes de la Comisión Nacional Petrolera.

Del valor en libros de US$320 millones, alrededor del 60% corresponde a la refinería y al oleoducto, según el ministro Víctor Hugo Ventura; el 40% restante es del campo Xan, que incluye equipo que podrá seguir utilizándose o venderse.

Parte de los activos del campo Xan podrían continuar en uso, dado que se considera necesaria la reactivación de la industria de hidrocarburos fuera del área protegida, añadió Ventura.

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El ministro dijo que dentro de los planes para esa actividad mencionó que recientemente se trabajó el caso del campo Atzam para reactivarlo y de igual forma se hará con el campo Chocop, el cual, comentó el funcionario tiene buenas perspectivas de explotación de petróleo pesado que pudiera alimentar la refinería. Por aparte se ha analizado áreas nuevas pero fuera de áreas protegidas, aunque estas requieren más tiempo para el proceso de licitación y para que se vuelvan productoras, expresó Ventura.

Las dos primeras infraestructuras seguirán operando, por lo que estos activos estarán temporalmente a cargo del MEM, hasta que se contrate a la o las empresas encargadas de su operación y administración. Ya se emitieron dos acuerdos de emergencia para contratar servicios petroleros. Ventura estimó que se requerirán alrededor de tres meses para contar con un nuevo operador, el cual podría ser una o dos empresas, según los requisitos y ofertas presentadas.

En el caso del campo Xan, Ventura confirmó que se procederá al cierre técnico y al desmantelamiento, pues la ley prohíbe la explotación petrolera a partir del 13 de agosto. El cierre técnico de los 59 pozos se estima en tres años, a un ritmo de más de un pozo por mes.

Parte de la infraestructura se reutilizará en la industria petrolera, como torres de perforación y generadores eléctricos, que podrán ser utilizados por el Estado o adquiridos por empresas interesadas.

Al respecto, Arzú Escobar criticó la posibilidad de que se vendan partes de la estructura como chatarra.

Señalan que emergencia por campo Xan no tiene dictamen favorable

Algunos diputados celebran el cierre del campo, mientras que otros abogan por impulsar la actividad petrolera en otras áreas, o incluso en la misma.

Sin embargo, cuestionan la legalidad de los acuerdos que declararon la emergencia, argumentando que no se siguieron los procedimientos establecidos. El parlamentario Álvaro Arzú Escobar citó los artículos 44 y 50 de la Ley de Hidrocarburos, que exigen una opinión favorable de la Comisión Nacional Petrolera antes de declarar una emergencia. Ventura respondió que la comisión ha acompañado el proceso durante un año, pero no emitió dictamen.

Arzú opinó que los acuerdos deben derogarse por haber sido emitidos de forma anómala y que, una vez emitido el dictamen favorable, deberían emitirse nuevos acuerdos. El diputado Luis Aguirre coincidió en solicitar la derogación, porque expuso que se corría el riesgo de acciones legales contra esos procesos. Ventura respondió que pedirá asesoría legal de los abogados del ministerio.

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El diputado Jesús Mejía pidió no desmantelar el campo y que la explotación se retome en el próximo gobierno. Por su parte, Fidel Reyes Lee propuso un nuevo modelo de contrato en el cual el 34% de la empresa pertenezca al Estado, 33% al sector privado y 33% a ciudadanos accionistas, con base en una ley de concesiones ya dictaminada en el Congreso.

Entre otras posturas, se discutieron los ingresos generados por la operación petrolera y los costos que ha implicado para el Estado reconocer las inversiones efectuadas, las cuales no siempre resultan favorables para el erario. Ahora, cuestionan que además se tendrá que pagar alrededor de US$50 millones por parte del Estado para el cierre técnico del campo Xan.

Ambiente: ministra desconoce impacto

Cuestionada por Arzú sobre los daños directos causados por la actividad petrolera durante 40 años, la ministra de ambiente, Patricia Orantes respondió que no los conoce, pero aclaró que el desconocimiento no implica ausencia de daños.

Mencionó que, en 2010, el Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap) hizo una evaluación del valor económico del Parque Nacional Laguna del Tigre —el humedal con más agua dulce en Mesoamérica—, el cual genera Q5 mil 400 millones anuales en bienes y servicios ambientales. Por ello, las autoridades ambientales han defendido el principio de precautoriedad.

Además, anunció que en septiembre se iniciarán dos acciones: primero, enviar un equipo técnico a evaluar los pasivos ambientales en las 10 mil hectáreas del polígono Xan, y segundo, elaborar los términos de referencia para la evaluación de impacto ambiental que deberá cumplir la empresa que contrate el MEM para el cierre técnico de los pozos.

Agregó que en las 10 mil hectáreas se han identificado nueve sitios arqueológicos, usurpaciones para ganadería y agricultura, y una población ilegal de 710 personas en la zona de la laguna Vista Hermosa.

También señaló que no hay diferencia significativa en el uso de la tierra dentro y fuera del polígono, por lo cual desmintió que solo la empresa mantuviera actividad ecológica.

MEM declara emergencia para contratar empresas que operen oleoducto y refinería que estaban a cargo de Perenco

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) declaró como emergencia la contratación de servicios petroleros, mediante dos acuerdos ministeriales, para la operación y administración del oleoducto y, por separado, de la refinería.

Rosa María Bolaños

18 de agosto de 2025 | 13:47h

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La minirrefinería La Libertad está ubicada en el municipio La Libertad, Petén, y el oleoducto (SETH) conecta Petén con la terminal Piedras Negras, en el puerto Santo Tomás de Castilla. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Los servicios para operar y administrar la refinería y el oleoducto deberán contratarse en un plazo no mayor de 45 días, mediante invitación pública a empresas proveedoras del sector petrolero, conforme a las facultades establecidas en el Acuerdo Gubernativo número 167-84 y el Acuerdo Ministerial número AG-006-2006, de fecha 18 de enero de 2006.

El MEM argumentó, en los acuerdos ministeriales número 241-2025/SG y 242-2025/SG, que no cuenta con los recursos económicos, técnicos ni humanos para operar directamente ambos activos. Por tanto, la normativa vigente permite contratar servicios de emergencia, exceptuando los procesos de licitación y cotización, mediante procedimientos “expeditos, ágiles y flexibles conforme a prácticas usuales de la industria petrolera”.

A diferencia de estos, la emergencia declarada para el campo petrolero Xan recientemente, no es para operación sino para cierre técnico y desmantelamiento.

¿Qué pasó con los contratos?

Ambos activos eran operados por Perenco Guatemala Limited mediante dos contratos distintos.

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La minirrefinería, como la denomina el MEM, formaba parte del contrato 2-85, que venció el 12 de agosto del 2025. Está ubicada en el municipio La Libertad, Petén.

El contrato del oleoducto, también conocido como Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH), vencía en julio del 2044. Sin embargo, Perenco presentó el 7 de julio del 2025 una notificación al MEM para darlo por terminado de forma unilateral a partir del 13 de agosto de 2025. El oleoducto conecta Petén con la terminal Piedras Negras, en el puerto Santo Tomás de Castilla, y tiene capacidad para transportar 30 mil barriles diarios.

Posteriormente, el MEM emitirá una invitación para que las compañías interesadas manifiesten su interés y presenten la documentación requerida ante la institución.

El 12 de agosto, el Estado, por medio del MEM, recibió los activos del oleoducto y de la refinería, los cuales se busca seguir operando, ya que no se ubican en un área protegida.

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A diferencia de estos, los activos del campo Xan y sus pozos, también entregados ese día al Estado, se encuentran en el Parque Nacional Laguna del Tigre, y debido a su ubicación no es legalmente posible continuar la extracción, según han explicados autoridades del sector. La emergencia en ese caso fue declarada en junio pasado, pero con el objetivo de efectuar el cierre técnico y el desmantelamiento del campo, labor que podría requerir unos tres años según detallaron autoridades del MEM en julio y agosto.

La actual declaratoria de emergencia busca garantizar la continuidad operativa del SETH y se mantendrá vigente según las condiciones legales y contractuales, hasta que se asigne su operación a una entidad que cumpla con los requisitos legales de idoneidad, detalla el documento del MEM.

El 11 de agosto el MEM recibió manifestaciones de interés de seis empresas para el cierre del campo Xan, según el listado proporcionado por la institución ese día:

• Dos que se presentaron como firmas canadienses: Selrae Holdings Ltd. y Simmons Edeco/Durum Capital Inc.
• Otras dos de México: Repstim, y Tritan Energy Guatemala/Técnica Profesional Mexicana.
• También han mostrado interés Concremat (Brasil) y Hupecol Operating Sucursal Colombia Llc (Colombia).

El ministro de Energía, Víctor Hugo Ventura mencionó recientemente que han recibido asesoría de Pemex, aunque esta no ha presentado manifestación de interés, y que en el futuro podrían contar con asesoría de Petrobrasil, aunque aún no está confirmada.

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¿Cuál es el impacto en la economía por el cierre de operaciones del campo petrolero Xan que estuvo a cargo de Perenco?

El Banguat estima que hay una pérdida millonaria, pero manejable en el producto interno bruto (PIB) por el cierre de Perenco, pero considera que el efecto se reflejará en las comunidades aledañas a donde operaba la empresa.

Rosa María Bolaños y Urias Gamarro

15 de agosto de 2025 | 00:10h

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El contrato 2-85 operado en Petén, inicialmente fue por un plazo de 25 años, de 1985 al 2010, luego una prórroga por 15 años basados en la ley que creó Fonpetrol. El nuevo plazo venció el 12 de agosto. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Con el vencimiento del contrato de explotación petrolera 2-85, con el que operaban el campo Xan y la refinería en Petén, se analiza el impacto económico que representaría su cierre.

El Banco de Guatemala (Banguat) indicó que el cese de esa explotación equivale aproximadamente al 0.07% del producto interno bruto (PIB).

El presidente del Banguat, Álvaro González Ricci, explicó que en el 2024 la extracción de petróleo y gas natural representó el 17.1% de la actividad de explotación de minas y canteras, y que de ello se estima la incidencia mencionada en el PIB.

Agregó que en 2024 el PIB fue de Q878 mil 263.3 millones. Con base en ese dato, se calcula que el 0.07% representa alrededor de Q615 millones, cifra que equivaldría al impacto económico nacional.

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Además, el valor agregado nominal de la extracción de petróleo y gas natural en el 2024 fue de Q639.5 millones. Esa cifra ha disminuido en comparación con años anteriores: en el 2013, esta actividad registró un mayor aporte al PIB con un 0.43%, con un valor agregado de Q1 mil 797.4 millones y un PIB nominal de Q416 mil 383.2 millones.

Impacto será local

No obstante, González Ricci señaló que el análisis debe contemplarse en dos vertientes: “Si lo vemos en términos del PIB, diría que es bajo, no es representativo, pero se debe tomar en cuenta otro factor importante, que es el impacto en Petén”, principalmente en las comunidades de los municipios de San Andrés y La Libertad, donde se ubican el campo petrolero y la refinería.

Según fuentes comunitarias, podrían resultar afectadas entre 5 mil y 6 mil familias, lo que representa entre 25 mil y 36 mil personas, dijo el el presidente de la banca central.

Además del impacto en el PIB, las alcaldías dejarán de percibir ingresos derivados de esta actividad, con los cuales mantenían escuelas, centros de salud y otros servicios, dado ese escenario, el Estado deberá asumir tales responsabilidades, refirió.

El funcionario recordó la existencia del Fondo de Petróleo (Fonpetrol), cuyos recursos, en un 90%, eran generados por Perenco, la empresa operadora del campo Xan. Con ese fondo se distribuían recursos a las municipalidades, provenientes de regalías y otros rubros.

“Entonces, aunque en el PIB no es representativo, no podemos dejar de ver la importancia que tiene para Petén, especialmente para esos dos municipios, porque ayuda a generar inversiones, empleos y otros beneficios”, manifestó.

Distribución de fondos

En cuanto a los riesgos fiscales, González Ricci afirmó que el impacto en ingresos tributarios sería marginal. Añadió que la producción fue descendiendo por falta de inversión en los pozos, no por escasez de petróleo, sino por la incertidumbre sobre la continuidad del contrato.

Recordó que ese tipo de crudo se usa para la producción de asfalto, un insumo necesario en el país.

Los fondos de Fonpetrol se distribuían de la siguiente forma: el 5% para los consejos de desarrollo en general, y el 20% para los consejos departamentales donde se realizan operaciones petroleras, que en este caso eran Petén y Alta Verapaz, de manera proporcional a su producción anual.

El campo Xan se ubica en San Andrés, Petén; la refinería, en La Libertad. El oleoducto conecta con Piedras Negras, Izabal.

Impacto puede ser mayor

Julio Héctor Estrada, exministro de Finanzas y actual presidente de la Comisión de Finanzas del Congreso, comentó que con el fin del contrato que generaba la mayor producción petrolera del país, esta caerá drásticamente. Calcula que el impacto sería del 1.1% al 1.2% del PIB y considera que el Banguat debe ajustar sus proyecciones de crecimiento para 2025 y años siguientes.

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Estrada advirtió sobre el riesgo que corre el oleoducto, que fue devuelto por la empresa antes de la finalización del contrato. Ahora el Estado deberá cuidar los aproximadamente 300 kilómetros de ducto para evitar su deterioro, como ocurrió con la red ferroviaria. Afirmó que esa infraestructura es clave para futuras exploraciones y conexiones con otros pozos.

Otro efecto sería el costo del cierre técnico del campo, que según el Ministerio de Energía y Minas podría rondar los US$50 millones.

El exministro responsabiliza tanto al gobierno anterior como al actual, por no haber gestionado de forma ordenada la transición, y considera que la falta de planificación daña la imagen del país ante posibles inversionistas. “Hay mucho petróleo en Guatemala; dejar que un contrato expire sin un plan, convierte todo en un problema administrativo”, concluyó.

Estrada también advirtió sobre la pérdida de empleos, demanda e ingresos públicos derivados de esa actividad.

Aporte de Perenco era importante

Olav Dirkmaat, director de UFM Market Trends, identificó cuatro efectos principales: pérdida de ingresos fiscales y aportes locales en Petén; caída en la producción de asfalto, lo que encarecería ese material y se tendría hasta un 30% de sobrecosto en las obras; reducción de actividad económica sin alternativa directa, y el costo del cierre técnico, que el Estado asumiría.

Dirkmaat considera que la decisión de cerrar los pozos sería económicamente y ambientalmente irracional, ya que podrían seguir produciendo durante varios años más, y que la deforestación podría intensificarse ante la falta de recursos para proteger áreas como el Parque Nacional Laguna del Tigre.

Contrario a lo que se dice, asegura que la extracción petrolera sí dejaba ingresos importantes al país.

Jorge García Chiu, exviceministro de Energía y Minas, explicó que la producción se regía por el modelo de “costos recuperables”, mediante el cual la empresa cubría sus inversiones con los ingresos generados, y al Estado solo se le entregaban las regalías, que aumentaban según la calidad del crudo y el volumen extraído. Posteriormente, se sumaron otros aportes como fondos privativos y donaciones.

En cifras

• Según datos del Ministerio de Energía y Minas, entregados a la bancada Vos en abril de este año, en el plazo del 2010 y del 2024 las operaciones del contrato 2-85, a cargo de Perenco Guatemala Limited, generaron ingresos por US$750.73 millones.
• Los costos recuperables reconocidos por el MEM a la empresa por las inversiones efectuadas fueron de US$945.7 millones.
• Los ingresos destinados al fondo común se dividieron así: US$140.93 millones en regalías; US$584.87 millones por participación estatal de hidrocarburos; y US$3.68 millones para Fonpetrol, pero en este último rubro otros informes reportan una cifra de US$16 millones.
• En fondos privativos: US$4.68 millones para capacitación; Q790 mil en cargos anuales y tasas administrativas.
• Contratos de donación: US$11.83 millones para el Batallón de Infantería de la Selva (US$0.30 por barril), y US$3.95 millones para Conap (US$0.10 por barril).
• También se reportaron US$136 millones en ISR durante ese periodo (según datos del MEM publicados por UFM Market Trends).

Ministerio de Energía y Minas y Perenco oficializan traspaso de activos petroleros en Petén

Autoridades de energía y de seguridad así como ejecutivos de la compañía Perenco participaron en Petén en el acto de traspaso del campo Xan, refinería y oleoducto al Estado, tras el fin del contrato petrolero 2-85.

Rosa María Bolaños

13 de agosto de 2025 | 03:00h

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El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, y el gerente de Perenco Guatemala, Geoffroy Martin-Denavit, se reunieron el martes 12 de agosto del 2025 en la refinería La Libertad en Petén, para hacer el protocolo de traspaso de activos petroleros de la compañía al Estado, ya que el contrato venció en esta fecha. (Foto, Prensa Libre: cortesía MEM).

Otra de las medidas fue entregar oficialmente al Estado de Guatemala los activos que deja la empresa en dicha infraestructura petrolera.

El proceso se inició alrededor de las 18 horas y culminó a medianoche del martes 12, se informó.

A partir del 13 de agosto el Estado asume la posesión de los activos, que incluye el área donde se ubica el campo petrolero Xan, además de la refinería y el oleoducto. Según explicó el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, a partir de este día ya no se podrá efectuar explotación petrolera.

Ventura explicó que se encontraba en Petén, ya que el martes 12 de agosto fue el último día del contrato.

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El contrato se inició con otras dos empresas, Hispanoil y Basic Resources; luego fue transferido a Perenco.

El plazo total fue de 40 años: un período inicial de 25 años a partir de 1985, y posteriormente, en el 2010, se amplió por 15 años con base en modificaciones legislativas con las cuales se creó Fonpetrol y se abrió la posibilidad de esa prórroga.

El funcionario indicó que se reunieron con ejecutivos de la empresa para recibir de forma oficial todos los activos operados por Perenco, que comprenden tres grandes instalaciones: los pozos productores en el campo Xan, ubicado en el área protegida del Parque Nacional Laguna del Tigre; la minirrefinería La Libertad, donde se produce asfalto; y el oleoducto Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH), que traslada los productos hacia el Atlántico, en la terminal Piedras Negras del Puerto Santo Tomás de Castilla, para su exportación.

También fueron entregados al Estado otros activos estratégicos como la pista de aterrizaje, el centro de salud y el sistema de transporte fluvial conocido como Ferry, que cruza el río San Pedro en El Naranjo.

El ministro señaló que cuentan con acompañamiento de la Policía Nacional Civil (PNC) y del Ejército de Guatemala para el resguardo de las instalaciones, ya que se trata de activos importantes para el Estado y deben permanecer bajo custodia para su posterior utilización.

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Confirmó que la administración del Ferry y de la pista de aterrizaje quedará a cargo del Ejército, en tanto la seguridad y el resguardo estarán bajo la responsabilidad del Ejército y la PNC. El centro de salud será administrado por el Ministerio de Salud, mientras que el Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap) se instalará en el campamento de Xan para iniciar labores de conservación y recuperación del Parque Nacional Laguna del Tigre, con énfasis en el polígono que ocupaba la empresa Perenco en ese campo.

Pasos para los pozos, refinería y oleoducto

La ley establece que, al tratarse de infraestructura estratégica, también puede ser objeto de accidentes, incluso provocados, lo que se pretende evitar. Por ello, se decretó la emergencia en el área de Xan para proceder al cierre técnico, invitando a empresas a manifestar interés en prestar el servicio. Si cumplen los requisitos, deberán presentar su oferta económica, y se asignará a la que presente la propuesta más conveniente para el país, en un proceso que —aseguró— será totalmente transparente.

El mismo procedimiento se aplicará en la refinería y el oleoducto.

Posteriormente se invitará a compañías a reactivar campos que puedan producir petróleo, con el fin de reactivar en corto plazo la refinería, continuar la producción de asfalto y mantener en operación el oleoducto.

Ventura indicó que ya hay productores de petróleo que enfrentan dificultades para transportar su producto, pues, al no estar operativo el oleoducto, el traslado se complica.

El proceso incluye cierre técnico y ambiental, así como desmantelamiento y cierre de operaciones.

El gobierno convocará a mesas de diálogo con representantes de la sociedad civil, autoridades locales, sector privado y expertos para definir el destino de la infraestructura y evaluar la posibilidad de modernizar la exploración petrolera.

“Finaliza un periodo muy importante de la historia petrolera de Guatemala, de 40 años”, afirmó, y recordó que esta etapa formó parte de casi un siglo de historia petrolera en el país.

El primer pozo se perforó en 1958, y las primeras producciones comenzaron en la década de 1970, junto con la certificación de reservas.

El ministro destacó la importancia que la actividad petrolera ha tenido para el Estado y para el país, así como la relevancia de los activos estratégicos.

Añadió que la finalización de este contrato fue significativa por haberse cumplido en los términos establecidos, a diferencia de otros contratos petroleros en los cuales el MEM ha tenido que recurrir a una terminación no automática, con juicios posteriores contra operadores que incumplieron lo pactado.

Lea también: La extracción de petróleo bajó casi 50% en los últimos años y el Gobierno anterior buscaba ampliar plazos de contratos con una nueva modalidad

También resaltó los aportes sociales, tanto dentro de Fonpetrol como en actividades propias de la empresa.

Geoffroy Martin-Denavit, gerente de Perenco, quien asistió al protocolo de entrega de los activos, comentó a periodistas que en el ámbito social contaban con programas de salud, reforestación y construcción de infraestructura desde el campo Xan hasta Puerto Barrios, que incluye varias comunidades a lo largo de 500 kilómetros.

El ejecutivo indicó que fue un trabajo conjunto entre la empresa privada, el Estado, las comunidades y autoridades locales.

Aseguró que Perenco cumplió con todas las obligaciones contractuales y legales, y que dejan las instalaciones en muy buen estado de funcionamiento. Argumentó que en esa refinería se producía el mejor asfalto de Centroamérica.

Con información de César Soler

Los ministerios Energía y Minas, de la Defensa Nacional, de Ambiente y de Gobernación así como Conap informan sobre el vencimiento, el 12 de agosto, del contrato 2-85 con el que Perenco opera el campo petrolero Xan. El viceministro de Minas Carlos Ávalos explica @prensa_libre pic.twitter.com/2i4R7VAOeG

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) August 11, 2025

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El Ministerio de Energía y Minas confirmó que sigue proceso para contratar una empresa que se encargue de cierre técnico de los pozos y se activarán otros procesos de emergencia para operar refinería y oleoducto. El Ejército y la PNC refuerzan seguridad en las instalaciones clave.

Rosa María Bolaños

12 de agosto de 2025 | 05:00h

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El contrato 2-85 que vence este 12 de agosto incluye la explotación petrolera del campo Xan y la operación de la refinería. Mientras que el del oleoducto vence en el 2044 pero la empresa se retiró. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Después de 40 años de vigencia del contrato 2-85 para la explotación petrolera del campo Xan, en San Andrés, Petén, vence este 12 de agosto y el Estado tomará posesión de los activos que actualmente opera la empresa Perenco Guatemala Limited, tanto dentro del área protegida Parque Nacional Laguna del Tigre como fuera de esta.

Se incluye la infraestructura de explotación petrolera y los pozos del campo Xan, de los cuales hay 59 abiertos; las instalaciones de la minirrefinería La Libertad, que forman parte del contrato 2-85; así como la infraestructura del oleoducto conocido como Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH). De este último, aunque el contrato finaliza hasta el 2044, la empresa decidió su terminación unilateral, indicó el MEM.

También se tomará posesión de otros activos, como la pista de aterrizaje, el centro de salud y el ferry que presta el servicio de cruce sobre el río San Pedro, en la aldea El Naranjo. Estos serán trasladados a las instituciones de Gobierno que corresponda, explicó en conferencia de prensa el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura.

El funcionario participó en la conferencia conjunta con el ministro de la Defensa Nacional, Henry Sáenz; el viceministro de Ambiente, Rodrigo Rodas; el viceministro de Energía y Minas, Carlos Ávalos; el secretario del Conap, Igor de la Roca; y el comisario general de la Policía Nacional Civil (PNC), Esvin Gaspar Jacinto, quienes dieron a conocer las medidas que implementará cada institución.

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El funcionario confirmó que el costo del cierre técnico de los pozos deberá ser asumido por el Estado, ya que el contrato no contaba con cláusulas para estas medidas. Según la estimación inicial, este asciende a US$50 millones.

Para ello, ya se solicitaron fondos al Ministerio de Finanzas, que se prevé serán asignados para implementar el cronograma de cierre sin producción petrolera, el cual podría requerir un plazo de tres años.

Para el cierre técnico del área, en julio último se declaró un estado de emergencia para contratar los servicios petroleros, medida que permitirá contratar a una empresa especializada, conforme lo establece la Ley General de Hidrocarburos y los procedimientos internos, explicaron recientemente las autoridades.

Para el proceso de contratación, el MEM invitó a la Comisión Nacional contra la Corrupción (CNC) para que brinde acompañamiento, informó este lunes 11 de agosto el ministro.

Agregó que el Ministerio recibió manifestaciones de interés por parte de cinco empresas para prestar dichos servicios.

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Entre las interesadas, antes de entregar su documentación, y según el listado proporcionado este día por el MEM, se encuentran:

• Dos que se presentaron como firmas canadienses: Selrae Holdings Ltd. y Simmons Edeco/Durum Capital Inc.
• Otras dos de México: Repstim, y Tritan Energy Guatemala/Técnica Profesional Mexicana. Según diputados al Congreso, estas últimas conforman un consorcio guatemalteco-mexicano.
• También han mostrado interés Concremat (Brasil) y Hupecol Operating Sucursal Colombia Llc (Colombia).

El ministro de Energía mencionó que han recibido asesoría de Pemex, aunque esta no ha presentado manifestación de interés, y que en el futuro podrían contar con asesoría de Petrobrasil, aunque aún no está confirmada. Perenco tampoco entregó manifestación de interés.

Refinería y oleoducto

Con la legislación actual, ya no podrá realizarse extracción de petróleo en el campo Xan a partir del 13 de abril, incluyendo el cierre técnico, aseguró el titular del MEM.

Sin embargo, se declararán dos emergencias más para contratar empresas que operen la refinería y el oleoducto. Este proceso aún está pendiente de lanzarse públicamente.

En estos casos, los funcionarios explicaron que tanto la refinería como el oleoducto pueden continuar operando, ya que no se encuentran dentro del área protegida de Laguna del Tigre.

Los ministerios Energía y Minas, de la Defensa Nacional, de Ambiente y de Gobernación así como Conap informan sobre el vencimiento, el 12 de agosto, del contrato 2-85 con el que Perenco opera el campo petrolero Xan. El viceministro de Minas Carlos Ávalos explica @prensa_libre pic.twitter.com/2i4R7VAOeG

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) August 11, 2025

El campo Xan que se cerrará es el de mayor producción en el país. Según el ministro, aunque hay otros usuarios, no cuentan con el volumen suficiente para mantener operativos los activos. Por ello, se definirá cómo reactivar la actividad petrolera fuera de áreas protegidas, con apego a la legislación vigente, principalmente la ambiental.

Dado que se trata de una emergencia, se invitará a firmas con experiencia, solvencia económica y financiera para que presenten la mejor oferta para los intereses nacionales.

Seguridad

El ministro de la Defensa Nacional, Henry Sáenz, y el comisario general de la Policía Nacional Civil (PNC), Esvin Gaspar Jacinto, informaron acerca de las medidas y operativos de seguridad que se implementarán, tanto en los activos petroleros como en el área protegida.

La presencia de efectivos del Ejército aumentará en el área y se reforzará la seguridad con 30 agentes de la PNC más para la custodia de los bienes.
El viceministro de Ambiente, Rodrigo Rodas, explicó que se hará una evaluación y se construirá una línea base de los pasivos ambientales.

Cálculo de ingresos y costos

Una de las consultas a las autoridades es acerca de los beneficios que obtuvo el país con la operación de la firma Perenco. El ministro de Energía y Minas indicó que los ingresos dependían del precio internacional de referencia como petróleo pesado, y así se cuantificaron, según lo establecido en el contrato.

Explicó que del 100% de ese valor del petróleo, el 34% se reconocía como costos de operación, 6% de regalías y el restante 60% se repartía en 30% para el Estado y 30% para la empresa. Adicional a ello, la compañía tendría que pagar impuestos como el de la renta, con lo cual, en promedio, el Estado recibía 32%, y Perenco, 28%.

Según datos del MEM, citados por Orlando Blanco, diputado de VOS, del 2010 al 2024 el Estado recibió ingresos por US$750.7 millones, pero señaló que los costos recuperables por operación reconocidos por el MEM a la empresa fueron más altos que dicha cifra y llegaron a US$945.7 millones en el plazo en mención.

Se ha solicitado declaraciones a Perenco, pero aún no ha respondido.

Respecto a la producción petrolera del campo Xan, el MEM informó que durante la vigencia del contrato 2-85 representó 146.4 millones de barriles, y los años con mayor producción fueron 1998 y el 2002 con 9 millones y 8.5 millones de barriles respectivamente.

El MEM reportó el 11 de agosto que los ingresos acumulados por explotación petrolera son de US$1 mil 546.8 millones por el plazo de 1988 a julio del 2025, reflejándose los montos más altos en los años 2008 con US$167.8 millones y 2011 con US$132.8 millones.

Pemex asesora al MEM en procesos para cierre de campo petrolero Xan operado por Perenco

Ante el próximo vencimiento del plazo del contrato petrolero 2-85, para la operación del campo Xan, en San Andrés, Petén, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha iniciado los preparativos y procesos para el cierre de los pozos de esa área, con asesoría de Pemex.

Rosa María Bolaños

23 de julio de 2025 | 18:00h

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El MEM informó recientemente que cuenta con apoyo en asesoría técnica de Pemex para el cierre técnico del campo petrolero Xan, en Petén, entre este capacitación al personal. (Foto, Prensa Libre: archivo MEM).

El MEM informó recientemente que, a través de la cooperación bilateral entre Guatemala y México, obtuvo el respaldo de la compañía estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) para el cierre técnico y desmantelamiento del campo petrolero Xan, ubicado en San Andrés, Petén.

Esta empresa brindará asesoría técnica para elaborar el Plan de Cierre, Desmantelamiento y Abandono del Campo Xan. Este consiste en aportar conocimientos y experiencia en actividades relevantes, como el cierre adecuado de los 59 pozos que conforman la actividad petrolera en esa área.

Además, se contempla el desmantelamiento propicio y la disposición final que debe aplicarse a la infraestructura y equipos relacionados con dicha operación, agregó la cartera recientemente.

El viceministro Carlos Ávalos expuso el martes, durante una citación con el diputado José Chic, de la bancada Vos, que personal técnico del MEM ha realizado dos inspecciones importantes, una de ellas con el apoyo de Pemex.

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Con personal de esa compañía se trabajó en establecer los parámetros iniciales para el cierre de un pozo.

Refirió que los técnicos guatemaltecos tienen experiencia en la apertura y supervisión de pozos productores; sin embargo, para cerrarlos es necesario fortalecer esas capacidades, por lo que han recibido asistencia de Pemex.

Dicha cooperación se ha dado localmente —con cursos impartidos por esa empresa—, así como mediante una pasantía en campos petroleros mexicanos, con el objetivo de determinar el proceso adecuado para controlar el cierre de un pozo, explicó el funcionario.

A esto se suma el concepto de protección ambiental, ya que no es lo mismo implementar medidas ambientales en pozos en producción que en aquellos que serán cerrados, agregó. En estos casos deben adoptarse prácticas para prevenir cualquier tipo de incidente.

Por el momento, no se cuenta con equipos de trabajo permanentes en la zona petrolera, y las labores se han llevado a cabo con el personal que tradicionalmente ha supervisado el área en los últimos años. Este grupo está siendo capacitado, y se busca apoyo externo para desarrollar las tareas, pues no es una labor para la cual el ministerio ni el Estado estén preparados.

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Según Ávalos, se debe intervenir en casi 60 pozos, cada uno con sus particularidades, por lo que es necesario analizar cada caso y determinar el procedimiento técnico para su cierre.

El funcionario explicó que la fecha de finalización del contrato es el 12 de agosto del 2025; sin embargo, después de esa fecha deberán ejecutarse los procedimientos para la entrega de bienes y documentación.

Añadió que ya se cuenta con un inventario, y actualmente se realiza una reclasificación para evitar confusión en los números. A la fecha, ya se efectuó una primera clasificación, que incluye los bienes más fáciles de identificar, y otros que deben ser adaptados. Esta semana se finaliza una clasificación adicional, basada en ese inventario, para determinar cuáles bienes son aptos para seguir en uso y cuáles pueden declararse como chatarra.

El contrato 2-85 es operado actualmente por la compañía francesa Perenco Guatemala Limited, y finalizará el 12 de agosto próximo, luego de 25 años de vigencia original y 15 de prórroga.

Con la ley vigente, no puede prorrogarse nuevamente, por lo que el ministerio ya inició los procesos para el cierre técnico y desmantelamiento de los pozos del campo Xan. Para ello, declaró de emergencia ese proceso y la contratación de una empresa que ejecute esa labor.

El Gobierno, por medio del MEM, informó que dicho contrato no incluye un plan de cierre técnico y ambiental, por lo que el Estado deberá asumir ese costo, estimado en unos US$50 millones, según funcionarios de la entidad.

Mientras tanto, diputados oficialistas presentaron una iniciativa de reformas a la Ley de Hidrocarburos que obligaría a las empresas a establecer y cumplir con un plan de cierre técnico y recuperación ambiental, pero también abriría la posibilidad de prorrogar los contratos por hasta ocho años, lo que incluiría al contrato 2-85 operado por Perenco.

Una de las propuestas de reforma establece que, para otorgar la prórroga de contratos de operaciones petroleras de explotación y exploración, deberá aumentarse la regalía originalmente pactada, la cual no podrá ser menor al 10%.

Remueven a viceministro de Energía y Minas, Luis Ayala y renuncia director de minería

El titular del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Víctor Hugo Ventura, removió a Luis Ayala Vargas como viceministro encargado del área de minería e hidrocarburos. El director de minería, Álvaro Morales Carrillo, renunció.

Raúl Barreno Castillo y Leslie Sánchez

10 de mayo de 2024 | 11:19h

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JEFE DE BLOQUES, MINISTERIO DE ENERGêA Y MINAS. En reuni—n de Jefes de Bloque, se cita al Ministro de Energ’a y Minas, ING. V’ctor Hugo Ventura, para hablar sobre la explotaci—n petrolera en el pa’s. Juan Diego Gonz‡lez. 120324

Hoy fue destituido Luis Aroldo Ayala Vargas quien ocupaba el puesto de viceministro de Energía y Minas y era el encargado de las áreas de hidrocarburos y minería, puesto que ocupó desde el 3 de junio de 2021.

Este mismo día Álvaro Efraín Morales Carrillo, director general de minería del MEM, presentó su renuncia al puesto. La salida de ambos funcionarios, según fuentes de esa cartera, ocurre por algunos señalamientos e investigaciones en curso relacionadas con algunas licencias mineras.

Además, con pesquisas sobre los subsidios que otorgó el Estado durante la pandemia en materia de gasolina y propano. También, señalan, el cobro de regalías que no se les ha hecho a algunas empresas petroleras en el país. 

Por medio de un comunicado el Ministerio de Energía y Minas (MEM) se limitó a decir que “con esta remoción, reafirmó su compromiso de contribuir al desarrollo nacional y la prioridad de fomentar en el Ministerio de Energía y Minas una cultura de transparencia y eficiencia, de acuerdo con los lineamientos del Código de Ética del Gobierno del presidente Bernardo Arévalo”.

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Según el informe oficial en los próximos días darán a conocer los nombramientos pendientes en ese ministerio. Fuentes de la cartera sostienen que la remoción se venía gestando desde que se supo de algunas contrataciones irregulares en el MEM, y que estuvieron a cargo de Ayala Vargas.

Los motivos

La carta de renuncia de Morales Carrillo se hizo pública y en ella manifiesta que desde 2018 laboraba en la dirección de minería.

“Habiendo trascurrido más de seis años de ese día, hoy estimo pertinente hacer de su conocimiento que personalmente he decidido terminar un ciclo de mi trayectoria profesional en este Ministerio, derivado de ello de la manera más respetuosa tengo a bien presentarle mi renuncia como director general de Minería, con efecto automático a partir de la presente fecha de recepción de este documento”, se lee.

Según él “es el momento de dar un paso al costado para que otros profesionales tengan la oportunidad de dirigir la Dirección General de Minería”.

Cambio de imagen

El titular del MEM, Víctor Hugo Ventura, abordado en el Palacio Nacional durante la reunión del Consejo Nacional de Desarrollo Urbano y Rural (Conadur), comentó que el cambio de Ayala Vargas obedecía a cambios en imagen.

“Sin duda él es un buen profesional, pero necesitamos hacer cambios importantes en el Ministerio”, añadió.

De acuerdo con Ventura estos cambios son necesarios, también, “para poder reflejar e implementar adecuadamente los programas de la administración actual”.

Ventura dice que Ayala “manejaba muy bien el viceministerio. Por eso fue quien me acompañó durante tres meses, pero yo no he tenido una sola denuncia con pruebas en contra de él”, afirmó.

¿Al fin se va el Director de Minería?q debería ser investigado por tráfico de influencias al otorgar licencias Mineras de forma ilegal.Igual hay rumor de salida deViceministro de Hidrocarburos AYALA q apaño el NO pago de regalías petroleras.Miren el carrito del director. pic.twitter.com/wdIOBPiULl

— carlos barreda (@cbarreda01) May 10, 2024

Otra destitución

Esta destitución se suma a la de Edvin Danilo Mazariegos, removido el 29 de abril como viceministro de Desarrollo Sostenible del MEM. La demisión derivó tras la confirmación de que Mazariegos hacía pasar a su pareja Heidy Alicia Méndez Vásquez como trabajadora del MEM.

Estos hechos los publicaron los periodistas Marvin del Cid y Sonny Figueroa en el medio digital Vox Populi. Incluso, en otra publicación, evidenciaron que José Adán Soto Méndez, de 24 años, hijo de Méndez Vásquez, había sido contratado con un salario de Q8 mil 850, en el Ministerio por Ayala Vargas, viceministro separado del cargo este 10 de mayo.

#MEMGT | Compartimos comunicado de prensa.

El Ministro Víctor Hugo Ventura reafirma su compromiso de contribuir al desarrollo nacional por medio del fomento de una cultura de transparencia y eficiencia. pic.twitter.com/0MGnyNdjCJ

— Ministerio de Energía y Minas de Guatemala (@MEMguatemala) May 10, 2024

Perenco reacciona a intención de no prorrogar su contrato petrolero y el MEM amplía información

El ministerio de Energía y Minas (MEM) trabaja en una hoja de ruta para proceder a un cese de operaciones ordenado, en los temas productivo y ambiental.

Rosa María Bolaños

14 de marzo de 2024 | 05:00h

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Luego del anuncio del Ministerio de Energía y Minas (MEM) efectuado en la reunión de Jefes de Bloque del Congreso, acerca de que el gobierno no prorrogará el contrato 2-85 de explotación petrolera del campo Xan operado por la firma Perenco porque se ubica en un área protegida, esta se pronunció.  

El gerente general de Perenco, Ludovic Malcoste, respondió por escrito que siguieron “con preocupación” la reunión de jefes de bloque y del ministerio realizada el martes 12 de marzo, pero que ven “con agrado” que los diputados del Congreso buscan claridad y entender mejor la postura del MEM acerca del cierre del contrato operado por esa compañía.

“El MEM soporta su postura del cierre del contrato petrolero operado por Perenco basado en consideraciones ambientales, no económicas y tampoco sociales”, refiere la compañía en su pronunciamiento brindado por escrito.

“El MEM no se da cuenta de que el cierre del campo Xan implica el fin de la industria petrolera.  No existe una solución viable que permita considerar el funcionamiento de la refinería donde se produce el 90% del asfalto que se consume en el país y del oleoducto, sin la producción del campo Xan”, añaden en su respuesta.

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Consideran que los diputados fueron enfáticos en la importancia de tomar en cuenta a las poblaciones, al mencionar en la reunión aspectos como desarrollo social y económico. La firma agrega que “el MEM y el (Organismo) Ejecutivo deben escuchar a los diputados y alcaldes electos que representan los intereses de las comunidades que están en las zonas de influencia” para buscar soluciones que beneficien a la sociedad, en especial de Petén, ya que sería el departamento más afectado al terminar las operaciones petroleras.

Añaden que es importante que el Ejecutivo y el Legislativo encuentren y promueven las reformas legales que permitan la continuidad de la industria petrolera, ya que esta genera todavía beneficios económicos y sociales tanto para el Estado de Guatemala como para los municipios y comunidades.

MEM: Cierre tardaría varios años

Por lo pronto, el MEM está trabajando en una hoja de ruta para el cierre programado del contrato 2-85 que incluye el cierre de la operación o extracción petrolera y del tema ambiental, explicó el ministro Víctor Hugo Ventura, en una reunión en la Comisión de Energía y Minas del Congreso este miércoles 13 de marzo.

El funcionario confirmó que el contrato no se prorrogará porque está en un área protegida y se caería en una ilegalidad, decisión que se basa en la legislación respectiva. Agregó que se tiene el compromiso de recuperar el área protegidas del Parque Nacional Laguna del Tigre.

“Al hablar de cierre programado, en el estricto sentido de la ley, en agosto del 2025 se deja de operar el contrato 2-85”, pero, la pregunta es si eso es lo que más conviene y si dará tiempo de hacer un cierre programado ya que según los especialistas, se requiere más tiempo, expresó.

Ventura expuso en declaraciones que “si se ha tenido 40 años de explotación petrolera, por qué no hacer esa última etapa bien hecha, tomándose el tiempo que así se requiera, lo que no quiere decir que se va a prorrogar por 25 años más”, porque se tiene que ir sellando pozo por pozo y se deberá analizar la figura para hacer el cierre programado.

Agregó que durante ese período de cierre programado habrá una fase de producción final, y después de agosto de 2025 solo se podrán operar los pozos programados, hasta que la producción llegue a cero.

Agregó que el Estado no tiene capacidad de operar esa fase, y la idea no es hacer un Estado petrolero ni volverlo un empresario de petróleo, “pero también es muy difícil que venga otra empresa a operar lo que está haciendo Perenco, por lo que la compañía tendrá que hacer lo que indica el contrato”.  

Respecto al plazo que tardaría ese cierre programado, el ministro dijo en la reunión del 12 de marzo que tardarían entre 2 y 4 años, mientras que el 13 de marzo mencionó que entre 5 y 6 años, pero que los expertos harán las evaluaciones para definir los plazos.

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Fin del contrato de explotación petrolera en Guatemala causa discusión entre ministro y diputados

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, se reunió con los Jefes de Bloque del Congreso y les indicó que no se prorrogara el contrato de explotación petrolera adjudicado a la firma Perenco.  

Rosa María Bolaños

13 de marzo de 2024 | 05:00h

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El campo Xan es operado por Perenco, pero el contrato 2-85 vence en agosto de 2025. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El contrato 2-85 que fue suscrito en 1985 entre el gobierno de Guatemala y la empresa Basic Resources (hoy Perenco Guatemala) en el Parque Nacional Laguna del Tigre por un plazo de veinticinco años concluyó a finales de agosto de 2010, pero fue prorrogado 15 años más.

Por lo tanto, ese contrato vencerá en agosto del 2025 pero ya no se puede prorrogar, de acuerdo con la legislación actual, por lo que el gobierno pasado, presidido por Alejandro Giammattei, buscó modificar la Ley de Hidrocarburos, decreto 109-83, para crear una figura que permitiría a esta y otras compañías seguir operando, con aprobación del Organismo Ejecutivo.  

La reforma propone la creación de la figura denominada Límite Económico, con la que un campo petrolero puede seguir operando, con autorización, mientras los ingresos sean mayores que los costos. También permitiría que el presidente de la República, en Consejo de Ministros, aprobara prórrogas continuas hasta por 25 años cada una o hasta que se alcance el límite económico del yacimiento, que es la nueva figura propuesta. En el Congreso, la iniciativa 6021 ya completó la segunda lectura en diciembre del 2022, pero aún falta la tercera y aprobación final.

Mientras tanto, Perenco presentó en agosto del 2022 el proceso de restauración ambiental y empezó en marzo del 2023 el proceso de abandono de pozos, de los cuales, tres ya habían empezado dicho proceso en mayo pasado. 

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El Ministerio de Energía y Minas (MEM) indicó en el 2022 que al concluir ese contrato “se reducen los ingresos producto de la actividad petrolera en más del 80%, aspecto que disminuye el presupuesto de todos los municipios del país”.

La respuesta es NO

En la reunión de Jefes de Bloque de ayer, la respuesta del ministro Ventura fue que la posición actual del gobierno es que “se va a actuar de acuerdo con el marco legal vigente, por lo que no es posible y no se piensa extender o renovar el contrato 2-85”.

El funcionario dijo que se tomó la decisión por varias razones: no se puede operar la extracción petrolera en áreas de reserva, aparte de que no hay un estudio de impacto ambiental. Ahora, “la medida será convocar mesas con la sociedad para determinar qué hacer con los activos que se revierten y con los recursos; cómo usar la infraestructura y de qué manera modernizar la exploración petrolera”.

Añadió que es importante modernizar el marco normativo en hidrocarburos y pensar en una industria petrolera totalmente sostenible en los próximos años.

Además, para esas mesas técnicas se convocará a autoridades representativas de Petén y del país para discutir el modelo de desarrollo, pero no en áreas protegidas, advirtió el funcionario. Añadió que hay estudios de que existen recursos menos contaminantes, entonces se buscará ese tema, y los agentes, incluido Perenco y nuevos agentes, serán invitados a participar. A su criterio si se ve solo el corto plazo solo se ve un problema, pero pensando en el mediano y largo plazo el desarrollo va a dar mejores beneficios y cree que el nuevo modelo de desarrollo se podría presentar el último trimestre del 2024.

Comienza la discusión

Ante esto, el diputado Álvaro Arzú Escobar indicó que ya todo está depredado y que se declaró la reserva del área, luego de que ya existía el contrato petrolero, por lo que con el fin del contrato “se desperdiciaría el 90 por ciento de la industria petrolera y es lo mismo que matarla”.

A lo que Ventura respondió que “esos eran otros tiempos y ahora existe una ley que la declara área de reserva”.

El congresista César Fion añadió que el Estado y la población van a ser dueños del 100% de la explotación, “pero la pregunta es si el gobierno tiene la capacidad de operar el área”, añadió que  Perenco tiene 32 pozos activos de 52 en total y una producción de 6 mil barriles diarios. Y del área, “las 500 hectáreas a cargo de esa compañía son las únicas que están protegidas”.

“Solo tenemos dos meses en el cargo y es una decisión difícil pero no se cierra la actividad petrolera en todo Petén, sino en un área protegida. Al inicio va a ser difícil, pero se buscará un nuevo modelo de proceso sostenible de hidrocarburos y se trabajará en tener esas alternativas de desarrollo”, expuso Ventura.

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El legislador Nery Rodas entró a la discusión señalando que se va a afectar la economía de Petén y reprochó que el gobierno entró “con mucha expectativa por parte de la población, pero está tomando decisiones sin hacer las consultas respectivas; por ejemplo, a alcaldes y consejos de desarrollo”.

Voces divergentes

Por su parte, el diputado Fidel Reyes dijo estar a favor de la concesión del uso de recursos no renovables, pero bajo otras condiciones: “la explotación, como se ha llevado a cabo, ha traído pobreza a las poblaciones, como sucedió con una mina en San Marcos. Se debería usar la figura de una compañía petrolera colombiana, que es un real alianza público privada, con 51% para el Estado y 49% para quienes quieren invertir pero con un monto máximo”.

El congresista Jairo Flores aseguró que “Perenco le están robando al país”, pues está percibiendo miles de millones de dólares por extracción, mientras que las regalías para el Estado solo han sumado US$713 millones, mientras que por costos recuperables, el gobierno le ha pagado US$900 millones. O sea que el saldo es negativo para Guatemala en US$186 millones, por lo que es un convenio leonino”.  

Respecto a lo señalado por Flores, el diputado Jorge Ayala , dice que es falso que el Estado le pague a las empresas por explotar el petróleo, y varios diputados le pidieron al MEM enviar un informe al respecto de esos rubros, a lo cual dicha cartera se comprometió. En tanto el viceministro Luis Ayala explicó en la reunión que la legislación establece que la inversión para la operación será reconocida en la renta petrolera, la cual es la cantidad de barriles producidos, por lo que la empresa paga las regalías y descuenta de la operación petrolera. El estado no da dinero, sino se descuentan de las regalías, se agregó.

Y el legislador José Chic terció que es necesario discutir el tema de toda la industria petrolera y se puede trabajar otra iniciativa, “pero no de impunidad ambiental y fiscal como la iniciativa que ya está en el Congreso. No es estar en contra de la industria petrolera, sino del modelo. Si quieren rescatar la industria petrolera, discutámosla, pero de forma responsable y tomando en cuenta a Petén, Alta Verapaz y otros departamentos.

Por último, Ventura aclaró que Perenco no tiene solo una adjudicación ya que tiene el campo Xan que es el que vence en agosto de 2025, pero opera el oleoducto cuyo plazo del contrato vence en 2044, luego de una ampliación aprobada en 2019 y que ese seguirá operando.

Consultado respecto a cuánto tiempo tarda una actividad de cierre, el ministro explicó que no es rápido, y que se ha hablado de un cierre programado de la operación del pozo Xan, el cual refiere, que no se puede hacer en dos años, sino que sería en cuatro años. “Sí es necesario cierre programado y buscar la figura para hacerlo” añadió.

Esta semana se buscó la versión de los ejecutivos de Perenco, pero indicaron que esperarían conocer lo que diría en esa reunión el ministro para brindar declaraciones.

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Sin embargo, será hasta el 1 de junio del 2024 cuando el Ministerio de Energía y Minas (MEM) establezca por primera vez el porcentaje de alcohol carburante como etanol avanzado, que deba mezclarse con gasolina para el año calendario siguiente, y la mezcla será obligatoria a partir del 1 de enero del 2025, según las disposiciones transitorias.

A partir de ahí, el establecimiento de porcentaje esa mezcla deberá hacerse de forma provisional el 1 de junio de cada año para que entre en vigencia el 1 de enero siguiente. El procedimiento se contempla en el capítulo 3 del reglamento acerca del abastecimiento del mercado interno y garantía de suministro.

El porcentaje de mezcla no deberá ser menor al 5%, que es el mínimo establecido en Decreto Ley Número 17-85 y en el reglamento, tanto en caso de que el MEM lo fije cada año de forma provisional, como si no se emite el acuerdo ministerial o no entre en vigencia el nuevo acuerdo para el 1 de enero de cada año.

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El MEM no respondió a la solicitud efectuada desde la semana pasada por Prensa Libre respecto del tema, pero desde el año 2022, funcionarios de la institución como el entonces ministro Alberto Pimentel, declararon que la mezcla inicial será del 10% y que se usará etanol avanzado derivado de la caña de azúcar.

En el reglamento se refiere que el alcohol carburante es el alcohol etílico anhidro desnaturalizado utilizable como combustible mezclado con productos petroleros, apropiado para ser usado en motores de combustión interna. Entre ellos está el etanol avanzado, que es el derivado de biomasa agrícola, producido con caña de azúcar, ya que genera emisiones menores de gases de efecto invernadero, en comparación con los derivados del petróleo.

Reacciones

Directoras de la Asociación de Productores de Alcohol de Guatemala (APAG) y de la Asociación de Combustibles Renovables de Guatemala (ACR) mencionaron que es positiva la aprobación y puesta en vigencia de este reglamento para la Ley de Alcohol Carburante que data desde 1985, para permitir esta mezcla de biocombustibles, aunque indicaron que aún analizan el contenido del reglamento.

Aída Lorenzo, directora ejecutiva de ACR, lo calificó de importante porque permitirá implementar la mezcla y apoyar a la seguridad energética del país porque ya no se dependerá al 100% de combustibles fósiles.

Ivanova Ancheta, directora ejecutiva de APAG, agregó que según lo que se interpreta en el reglamento, los importadores de combustible pueden comprar el alcohol a través del libre mercado, ya que no se establece que solo lo puedan adquirir en el país.

Se reglamentó dejar el porcentaje mínimo de 5%, pero llegar al 10% que se ha mencionado será una decisión del Ministerio, agregó Lorenzo.

Además, el MEM deberá establecer el procedimiento para fijar cada año el porcentaje con base a análisis técnicos, dijo Ancheta, pues el reglamento va alineado con los acuerdos alcanzados en las mesas de trabajo que durante los últimos años sostuvo el MEM y en las que participaron importadores, distribuidores de combustible, distribuidores de vehículos, de motocicletas y transportistas. Los productores fueron invitados como parte de la cadena de suministro, pero esperan que el MEM convoque a las partes involucradas para poder conocer de primera mano la interpretación del reglamento.

Consultada acerca si el sector productor de etanol está preparado para atender la demanda que podría generar la nueva obligación de mezclarlo con gasolina, dijo que ya existe una capacidad instalada importante y de los 65 millones de galones actuales se ha estimado que en los últimos años ha subido hasta los 69 millones dicha capacidad. “Entonces, sí tendrían la posibilidad de atender este mercado, siempre y cuando se vean señales de certeza jurídica y se haya logrado validar con los diferentes sectores y actualizar la normativa que permita regular efectivamente el mercado”, expresó.

Ancheta dijo que en la actualidad exportan a distintos mercados por lo que los productores están preparados tanto para el almacenamiento, como para la disposición del alcohol, en referencia al 1 de enero del 2025, cuando iniciará la obligatoriedad de la mezcla.

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Aunque el ministerio deberá establecer el porcentaje de etanol, en las mesas de discusión se platicó que el 10% sí es un porcentaje alcanzable, sea alcohol nacional o importado, dijo la directiva. Agregó que en general en una revisión superficial lo ven positivo, pero lo seguirán analizando ya que también necesitan saber cómo será la aplicación.

“Respetamos el principio de libre contratación en el uso de los biocombustibles en Guatemala y nos prepararemos para competir en igualdad de condiciones en beneficio del país y de los consumidores”, aparte de que una parte del reglamento regula la calidad para la mezcla para proteger e incentivar la libre competencia y la libertad de contratación por ser principios básicos del mercado de hidrocarburos de Guatemala.

Hay desacuerdos

A su vez, el director ejecutivo de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (AGEG), Enrique Meléndez, indicó que aún analizan el contenido del reglamento y no tienen una postura sobre el contenido, pero inicialmente señaló que les parece negativo que no se haya respetado la hoja de ruta que se estableció en la mesa de trabajo con el MEM y el Ministerio de Ambiente, pues no fue socializado con ese sector y “creo que con ningún otro”.

La hoja de ruta establecía discutir una nueva legislación, ya que la actual es muy antigua, y fue readecuada con unas inconstitucionalidades que presentó un sector. También se había establecido discutir el reglamento, pero no sucedió, dijo el directivo, por lo que “el sector de expendedores hará una evaluación con una comisión específica que conformó y como no fue socializado en su momento, hay que hacer un análisis a fondo”.

El reglamento fue publicado el 12 de julio, un día después de que se conoció de la renuncia del entonces ministro Alberto Pimentel. El documento divulgado en el Diario de Centro América fue firmado por Pimentel aún en el cargo, y por el presidente de la República, Alejandro Giammattei.

Consultado José Briones, director ejecutivo de la Gremial de Empresas Importadoras de Hidrocarburos (GEIH), también mencionó que aún analizan su contenido, pero inicialmente estima que probablemente el tiempo de implementación puede no ser suficiente porque son varios actores involucrados, tales como las importadoras, el transporte y las estaciones de servicio, que seguramente van a requerir inversiones, hacer estudios y pruebas. “Se necesita implementar muchos procesos como logísticos, operativos, administrativos y especificaciones que hay que cumplir, incluso por el mismo ministerio”.

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Por tanto, de forma preliminar considera que pueden necesitar dos años para estar preparados, pero con el reglamento 159-2023 se tiene menos de un año y medio, ya que antes de que entre en vigencia la obligatoriedad de la mezcla de etanol con gasolinas, como importadores deben cumplir otros requisitos.

Respecto a la adquisición del etanol o alcohol carburante, Briones dijo que también se deben analizar si se usa producto nacional o importado y hacer la mezcla en el país o se puede importar ya mezclado, pero para ello también deben evaluar las especificaciones que se establecen para el contenido y considera que por el momento deben terminar de hacer las evaluaciones para determinar qué es lo más conveniente.

Al ser consultado si podría subir o bajar el precio del galón de gasolina con la mezcla de etanol al consumidor final, Briones indicó que eso es parte de todo el proceso de evaluación, pero que serán precios de mercado y habría que determinar el impacto que puede llegar a tener el valor del producto nacional.

El experto del Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura (IICA) en temas de biocombustibles, Agustín Torroba, indica que es positivo el avance de Guatemala con el nuevo reglamento, pues se contemplan dos aspectos muy importantes: fija 6 meses para establecer reglamentos posteriores para detallar cuestiones de calidad, de fiscalización y otras acciones; y es importante que haya un año y medio de preparación para aplicar la mezcla obligatoria en enero del 2025.

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“La mínima es del 5% y la idea es llegar a 10% o incluso, un poco más”, agregó. Acerca del impacto económico, indicó que por el desarrollo del sector productor de etanol con caña de azúcar la meta del 5% sí se puede cumplir.

El experto comenta que en la región sería el primer país en tener una obligatoriedad de la mezcla, ya que Costa Rica y Panamá tienen avances, pero aún están en proceso de reglamentar la actividad. El etanol es usado ya en 60 países con diferentes porcentajes de mezcla.

Pero entre discusiones y olvido, pasan los meses y es muy poco probable su aprobación durante el resto del año, por lo que no se podrá continuar con la explotación de los campos petroleros que actualmente tiene a su cargo la compañía Perenco, que ya comenzó el proceso de abandono de pozos, pues el contrato número 2-85 vence en agosto del 2025, explicaron ejecutivos de la empresa.

La operación de la compañía en el país representa más del 80% de la producción nacional de petróleo y según los datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM), en el 2022 se produjeron 2 millones 258 mil 439 barriles, de los cuales, 1 millón 949 mil 7 (86%) fueron extraídos por Perenco.

En el  2023 la compañía ya empezó a presentar su programa de cierre de pozos y el primero ocurrió en marzo pasado, el segundo se reportó  en abril, para mayo tenían previsto otro y así continuarán en forma sucesiva.

Antes de ello, en agosto del 2022, presentó ante el MEM el plan de restauración ambiental, como parte del proceso de conclusión de sus operaciones.

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El total de pozos que entrará al proceso de abandono son 59 de los cuales, 46 aún están todavía en operación (31 productores y 15 inyectores) y 13 están detenidos, se agregó.

Ludovic Malcoste, gerente general de la compañía en Guatemala, indicó que con esos procedimientos están cumpliendo los compromisos contractuales, tomando en cuenta que la opción que permitiría la posibilidad de ampliar el plazo del contrato continúa sin avances en el Legislativo.

Los datos

El contrato 2-85 entró en vigencia en 1985 con un plazo de 25 años, posteriormente cuando se creó Fonpetrol, se estableció que los contratos vigentes se podían ampliar por 15 años más, por lo que nueva fecha de vencimiento es el 12 de agosto del 2025.  La compañía Perenco comenzó a operar dicho contrato en el 2001.

La producción acumulada del contrato 2-85 desde la llegada de Perenco, ha sido de 93 millones de barriles de crudo, con una inversión acumulada de Q11 mil 500 millones, según la compañía, y los ingresos acumulados para el Estado por concepto de regalías sumarían   Q13 mil millones.

Del total de producción, el 80% se queda en el país: el 55% se usa para asfalto; el 25% para generación de energía; y el 20% se exporta, por lo que considera que también podría verse afectada la oferta de asfalto.

De no aprobarse las reformas legales indicadas, dejarán de operar de acuerdo con lo establecido en el contrato; pero si se lanza otra licitación, la compañía estaría dispuesta a participar, se indicó.

Proyecto y escenarios

En enero de 2022, el gobierno presentó al Congreso de la República la iniciativa de ley 6021 para reformar la Ley de Hidrocarburos, contenida en el decreto 109-83. Entre los cambios propuestos se incluye la creación de la figura denominada Límite Económico, con la que un campo petrolero puede seguir operando, con autorización, mientras los ingresos sean mayores que los costos.

También permitiría que el presidente de la República, en Consejo de Ministros, aprobara prórrogas continuas hasta de 25 años cada una o hasta que se alcance el límite económico del yacimiento, que es la nueva figura propuesta.

El MEM no respondió a una solicitud de información de Prensa Libre respecto a los  vencimiento de contratos, pero el año pasado había indicado que los cambios se propusieron ante la necesidad de seguir fomentando la inversión en extracción petrolera, además de la búsqueda de ingresos por regalías para el Estado.

El Límite Económico mencionado se refiere al punto en que el valor de la producción que se obtiene de un yacimiento es insuficiente para cubrir los costos recuperables para continuar con las operaciones. Según un análisis del MEM con base en dicha figura, que fue adjuntado a la iniciativa, se proyectó el comportamiento hasta el 2045, con una declinación natural de 13.5% de la producción del campo Xan (a cargo de Perenco), con lo que en ese año se llegarían a producir solo 528 barriles de petróleo diarios en promedio, momento en que se estaría dando el límite económico.

La iniciativa ya completó la segunda lectura en diciembre del 2022 pero no se ha logrado su aprobación como decreto en el Pleno del Congreso. En abril pasado fue citada a la Comisión de Energía del Congreso la Asociación Guatemalteca de Empresas Productoras de Hidrocarburos (AGEPH), y explicaron dos escenarios:

• 1. De no aprobarse la reforma, el futuro de la industria petrolera Guatemalteca está en peligro, ya que Perenco inició su programa de abandono en marzo del 2023. Además, que la producción local de asfalto empezará a disminuir en las próximas semanas y desaparecerá totalmente en 2025.

Por aparte, el oleoducto que va de La Libertad, Petén, al Puerto Santo Tomás de Castilla, Izabal, dejará de operar en 2024 porque el usuario más grande (que es Perenco) ya no tendría producción.  Con ese panorama es muy probable que la industria petrolera en Guatemala se suspenda por un tiempo indefinido por falta de volumen de crudo, se añadió.

El MEM dijo en el 2022 que de no aprobarse las reformas no tienen un plan B para mantener la producción en el país, pero a la fecha no ha convocado a otra licitación para exploración o explotación petrolera.

• 2. El escenario positivo es que, de aprobarse la reforma, hay un potencial significativo ya que según el MEM, existen reservas comprobadas por 47 millones de barriles, producción que generaría Q300 millones por año para el Estado.

Fredy Gudiel, presidente de la Asociación, indicó que la iniciativa no está dirigida a la operación de Perenco, sino que traería otros beneficios a la producción del sector.

Entre estos mencionó que permitiría el desarrollo del proyecto de generación de gas de City Petén con 20 megavatios; así como la exploración de gas natural y, en caso de descubrirse, podría generar energía o llevar gas comercial en las casas.

También ayudará a garantizar un suministro de asfalto local producido en la refinería, de 25 millones de galones al año que representan alrededor de 1 mil 500 kilómetros de carreteras de doble carril y no depender de importaciones.

Voz en contra

El año anterior, el Instituto Centroamericano de Estudios Fiscales (Icefi) se pronunció en contra de las reformas a la Ley de Hidrocarburos. Consultado de nuevo al respecto, el analista Abelardo Medina, dijo que la postura se basa en que al analizar los posibles beneficios, no se puede comprobar el impacto en el nivel de ingresos del Estado.

Las regalías son del 1%, lo que se considera un porcentaje muy bajo, aparte de no hay certeza de que realmente el Estado se haya beneficiado porque no se ha podido demostrar que realmente hayan ingresado los recursos que se mencionan.

Esto, porque no se han brindado datos reales sobre cuánto ha explotado la empresa, sus ingresos ni el margen de ganancias ha tenido, como para comparar si el Estado tuvo beneficios adecuados o no, añadió.

La Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI) Guatemala, finalizó los informes anuales correspondientes al 2018, 2019 y 2020, en los cuales se refleja que las regalías por la actividad petrolera han ido bajando de Q60.5 millones en el 2018, a Q46.7 millones en el 2019 y  Q28.1 millones en el 2020, para un total de Q135.3 millones.

En tanto que la participación estatal también refleja esa tendencia, con Q239.2 millones, Q92.2 millones y Q69.6 millones respectivamente, llegando a Q401 millones este año.

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En cuanto a la minería, se refleja la integración de diversos rubros. El informe registra como regalías a municipalidades Q12.9 millones en el 2019; Q20.2 millones en el 2019; y 20.3 millones en el 2020. Sin embargo los pagos efectuados al Ministerio de Energía y Minas (MEM) bajaron drásticamente de Q6.7 millones en el 2018 a Q203 mil en el 2020.

En el anuario estadístico minero, según la clasificación que hace el MEM, las regalías al Estado se situaron en Q10.2 millones en el 2018; mientras que en el 2019 y 2020 fueron Q3.8 millones (en cada año).

En ambas actividades, el estudio agrupa cifras de aportes de diferente índoles pagos ambientales, licencias, impuestos, tasas, donaciones y otros.

“El Estado de Guatemala ha percibido de las industrias extractivas otros ingresos, como lo son los pagos subnacionales o aportes que las empresas realizan a las municipalidades (gobiernos locales). Según el Ministerio de Finanzas Públicas, en el renglón “10224- Regalías” se reporta, para los años 2018 y 2019, un monto total de Q25 millones 669 mil 83.97. Para el año 2020, el monto asciende a Q17 millones 134 mil 766.55”, se añadió en el documento.

Revisar las leyes

En la elaboración del informe participaron 11 empresas de la industria extractiva en Guatemala y se presentan 12 conclusiones y recomendaciones; entre estas, la necesidad de impulsar reformas legales debido a varios factores como fortalecer, modernizar y facilitar los procedimientos relativos al cumplimiento de los contratos de exploración y exploración, así como requisitos de los estudios de impacto ambiental.

Además, sugieren revisar y actualizar la ley de Hidrocarburos, ya que la actual solo se refiere a estos en estado líquido y no gaseoso. Sin embargo, en las conclusiones no se mencionan reformas al tema de regalías.

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Consultado a respecto el ministro de Energía Minas, Alberto Pimentel, mencionó que entre el 2018 y 2019 se observa una tendencia a la disminución de la participación de estas industrias en cuanto al pago de regalías e incluso el de impuestos, asociada a la reducción de actividades mineras y de hidrocarburos.

Además, en el 2020 se reflejan las complejidades asociadas a la pandemia, cuando existió algún repunte de actividad, pero no se ve del todo reflejado en números económicos considerando que en ese año, los precios internacionales estuvieron bajos y las regalías se pagan en función de los precios de comercialización de los productos.

Respecto a regalías, refirió que se trabaja una Política Nacional Minera y uno de los primeros resultados de ese proceso será una modificación a la Ley de Minería para incrementar la participación de Estado.

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En el caso de los hidrocarburos, se presentó una iniciativa en enero del 2022, para lograr que el aprovechamiento de los yacimientos petroleros del país pueda prolongarse hasta que sean económicamente rentables. Existen dos contratos, de los cinco vigentes, que están próximos a vencer y ya no se les puede ampliar porque la ley actual no lo permite.

En suspensión

Por otro lado, actualmente Guatemala aparece con el estatus de país suspendido en EITI, aunque eso no significa que el país no sea parte de la iniciativa, dijeron el ministro y el secretario técnico de EITI Guatemala, Bernardo López, pero se esperan las adecuaciones necesarias para cumplir con las observaciones efectuadas por la organización.

Entre estas, la presentación de los informes, además de la divulgación sistemática de datos, para lo cual ya se está desarrollando un sistema informático. Según López, ya se realiza la divulgación de contratos y licencias en el portal del MEM.

Además la organización internacional debe validar los informes.

Se informó que en la iniciativa y elaboración del informe participaron con información diversos entes de gobierno, 11 empresas, representantes de sociedad civil y 27 municipalidades.

Desde el inicio de la pandemia de covid-19 el tema del precio del petróleo parecía haber dejado de ser de interés público, gracias a los bajos precios registrados durante todo 2020 y parte de 2021.

Hace apenas un año, el WTI costaba apenas US$40 -un precio un 20% más bajo que antes de la irrupción del coronavirus- por lo que llenar el tanque de combustible no era un asunto de preocupación. Ahora, millones de automovilistas notan la diferencia en su bolsillo.

Pero ¿qué hay detrás de este aumento sostenido del precio del petróleo?

La respuesta a esta pregunta, según los expertos, incluye no solamente factores tradicionales -como la actuación de los países de la OPEP, o coyunturales -como la pandemia del covid-19- sino también toda una nueva estrategia de las empresas productoras de petróleo de esquisto (shale oil) en Estados Unidos.

Demanda reactivada, oferta controlada

“Creo que hay una enorme correlación entre la situación de la pandemia y el aumento de los precios del petróleo“, dice Mark Finley, investigador especializado en energía y petróleo del Centro de Estudios de Energía del Instituto Baker de la Universidad de Rice, a BBC Mundo.

El experto explica que así como en 2020 hubo una gran vinculación entre el embate global de la covid-19 con el colapso de los precios del crudo, este año la recuperación de ese colapso ha influido tanto en la demanda como en la oferta de petróleo.

“Ese es el principal factor. Por el lado de la demanda, estamos viendo una reactivación de la economía y de la movilidad tras el impacto de la covid-19, por lo que luego de haber vivido el año pasado la mayor caída registrada en la demanda de petróleo, este año probablemente registraremos el mayor incremento que hayamos visto“, señala.

“Por el lado de la oferta, hay una combinación de los recortes deliberados de producción acordados por la OPEP y otros productores no OPEP, como Rusia; y de una caída de la producción en Estados Unidos y en otros lugares debido a los bajos precios que registró el barril el año pasado”, agrega.

La OPEP, Rusia y otros productores mantienen un acuerdo para ir incrementando la oferta de forma progresiva –agregando cada mes unos US$400.000 barriles diarios adicionales-, con miras a eliminar completamente a finales de 2020 los recortes de producción que aplicaron para hacer frente a la caída de la demanda por la pandemia.

Estos aumentos, sin embargo, no son automáticos pues cada mes se reúnen para valorar el mercado y decidir su aplicación.

La inusual estrategia de los productores estadounidenses

Un elemento novedoso que ha contribuido al aumento del precio del crudo es la contención que han mostrado los productores de petróleo en Estados Unidos.

Se trata de una estrategia inusual para unas empresas que solían lanzarse a aumentar la producción cada vez que los precios del crudo eran favorables.

“Una de las historias sorprendentes de este año en el mercado petrolero ha sido que los productores en Estados Unidos han sido muy disciplinados y no han respondido al aumento de precios con un incremento drástico de la extracción de crudo“, señala Finley.

“Ha habido un aumento, pero no está ni remotamente cerca de donde se ubicaba antes de la pandemia cuando, por cierto, los precios eran menores que los que hay ahora. Eso ha sido un gran cambio”, agrega.

De acuerdo con datos de la empresa de servicios petroleros Baker Hughes, la semana pasada había en Estados Unidos unos 533 taladros operativos, lo que representa un incremento de 233 en relación con hace un año, pero mucho menos de los 1.580 que estaban activos la última vez que el crudo alcanzó estos precios en octubre de 2014.

Estados Unidos tiene una gran capacidad de aumentar su producción con rapidez por medio de la explotación del petróleo de esquisto, cuyos pozos pueden estar operativos en un plazo breve y que no requiere de grandes inversiones a largo plazo.

En la actualidad, en torno a 65% de la producción de Estados Unidos es petróleo de esquisto, de acuerdo con cifras de la Administración de Energía de ese país.

Aunque usualmente cada vez que los precios del petróleo han aumentado de forma sustancial los productores de shalehan incrementado la extracción, esta vez no ha sido así. ¿Por qué?

“Se debe fundamentalmente a los inversores“, dice Mark Finley.

“Durante 10 años estas compañías han crecido rápidamente, pero sin entregar mucho dinero a sus inversores, quienes ahora se han vuelto más cautos y han exigido que en lugar de reinvertir las ganancias en abrir más pozos e incrementar la producción, las empresas usen los recursos de manera más astuta y así puedan devolverles ganancias”, explica.

El frenazo económico que causó la pandemia de coronavirus afectó duramente a muchas empresas petroleras en Estados Unidos, donde el crudo WTI llegó a cotizarse brevemente en términos negativos. Es decir, que las empresas dueñas del petróleo tenían que pagar a otras para que se hicieran cargo de este y así no tener que almacenarlo.

“Eso no había ocurrido nunca antes y es, en parte, responsable de la precaución [en el mercado]. Creo que esto sí tuvo un impacto. Puede ser una de las razones por las cuales los inversionistas han cambiado su actitud de una forma tan dramática acerca de cómo quieren que operen estas empresas petroleras”, apunta Finley.

“La ironía es que con esta estrategia, la industria del petróleo de esquisto en Estados Unidos probablemente obtenga este año los mejores resultados financieros de su historia”, agrega.

Así, la contención en la producción no solamente está beneficiando a los países de la OPEP y sus aliados, sino también a las empresas estadounidenses.

Presiones inflacionarias

La rápida recuperación de la demanda tras el parón en la actividad causado por la pandemia ha derivado en una situación económica compleja.

Los problemas en la cadena de suministros y el aumento de los precios de las materias primas están derivando en una relativa escasez de cierto tipo de productos que está alimentando presiones inflacionarias, a lo que ahora se suma el incremento del precio del crudo.

“El aumento en el precio del petróleo contribuye a una subida en la inflación es porque el petróleo es una materia prima para muchos productos, principalmente la gasolina y el diésel, que es un combustible para transporte, pero que también se usa en muchos casos combustible para generación de electricidad”, señala José Valera, abogado y experto petrolero del bufete Mayor Brown de Houston (Texas).

“Además, el petróleo también es un insumo para la industria petroquímica, donde se usa en la fabricación de plásticos y otros productos que finalmente se venden al consumidor”, agrega.

En Estados Unidos, los conductores ya sienten el impacto del incremento del precio de la gasolina, pues están pagando en torno a 40% más por galón que hace un año.

Valera explica que al subir el precio del petróleo, aumenta el costo para producir gasolina y diésel, lo que se traduce en mayores costos para los productores y transportistas que eventualmente serán trasladados al consumidor en forma de mayores precios.

“Los productores y transportistas necesitan recuperar esos mayores costos para seguir manteniendo sus márgenes de ganancia y así poder sustentar la permanencia de su propio negocio. Así que esa es la manera en la cual un incremento en los precios del petróleo se traduce en inflación“, apunta.

Valera ve perspectivas de que el valor del barril de crudo siga subiendo o, al menos, no baje de forma sustancial de sus niveles actuales.

“La recuperación de la economía luego del impacto de la pandemia del covid se están manifestando con un crecimiento bastante sostenido en la mayoría de los países del mundo, que como estamos viendo ahora se traduce en aumento del consumo de energía y combustibles, lo que significa una mayor demanda de petróleo. Pero la producción no necesariamente se va a incrementar al mismo ritmo”, advierte.

El reto del cambio climático

Valera indica que, además de la estrategia de la OPEP y de otros países para mantener limitada la producción de crudo, hay otro factor que está limitando la producción: el hecho de que muchas empresas petroleras están invirtiendo menos en petróleo, con miras a hacerlo en la producción de energías o combustibles renovables como parte de la lucha global contra el calentamiento global y el cambio climático.

Mark Finley, por su parte, afirma esta es una tendencia mundial, pero que afecta más a las compañías europeas que se están viendo forzadas por sus sociedades a hacer esta transición más rápidamente.

“Creo que empresas como Shell, Total o BP intentan destinar más recursos hacia nuevas formas de energía. Algunas compañías estadounidenses como Chevron y ExxonMobil también han dicho que están buscando la forma de reducir las emisiones de dióxido de carbono de sus operaciones”, señala.

Finley destaca que el aumento del precio del crudo se produce en un contexto de un incremento también del costo del carbón y de la electricidad en muchos lugares.

“Parte de lo que ocurre es que ha habido un ajuste del panorama energético tradicional y es importante recordar que, aunque todos queremos transitar hacia un futuro bajo en [consumo de] energías fósiles, estás aún atienden el 85% de la demanda energética mundial”, dice.

“El desafío clave para nosotros como sociedad, para los políticas y para las compañías es ¿cómo sigues proveyendo energía confiable y económica para mantener la economía funcionando hoy, mientras al mismo tiempo inviertes y planificas la transición hacia un futuro bajo en combustibles fósiles?”, pregunta.

“Hay algo que sí quedó claro de la experiencia de la covid-19. El año pasado vimos la mayor caída en las emisiones de CO2 de la historia, pero nadie quiere repetir esa experiencia porque fue impulsada por la mayor caída de la economía mundial desde la II Guerra Mundial. Esa no es la forma de reducir el CO2″, concluye.

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Estas estaciones de servicio reportaban un incremento de ganancias de hasta el 200 por ciento debido al aumento de precios que habían hecho a la gasolina superior, regular y diésel.

La Diaco indicó que “de acuerdo con el procedimiento de verificación, al requerir las facturas de compra de combustible, se constató la diferencia de los precios exhibidos al público” y los precios establecidos por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

La denuncia fue presentada ante la Oficina de Atención Permanente del MP y remitidas a la Fiscalía de Delitos Económicos para la investigación correspondiente.

Los precios establecidos por la Mesa de Hidrocarburos del MEM se mantienen en:

• Gasolina Superior Q16.65
• Gasolina Regular Q15.65
• Diésel  Q14.14

Los representantes de la Diaco pidieron a la población que al ver que los precios de estos productos no equivalen a los establecidos oficialmente, denuncien al 1554.

Agregaron que no descartan la presentación de denuncias ante el MP para la próxima semana.

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El contrato anterior, que también opera Perenco, venció en febrero del 2017 pero el ministerio firmó un nuevo contrato de emergencia por 18 meses.

Este se volvió a ampliar por un período más pero está por vencerse el 26 de junio próximo indicó Otto Sandoval, secretario del Comité de Calificación.

Ahora el comité tiene 12 días hábiles para emitir una resolución, plazo que se vence el 25 de abril próximo. Sin embargo, puede ser prorrogado por 7 días más, se agregó.

En la primera licitación efectuada el año pasado, también la única oferente fue esta firma, pero el comité conformado en ese entonces desestimó la oferta.

La nueva oferta

El gerente de Perenco Grégoire de Courcelles dijo que tienen alta expectativa de que se les adjudique.

Dentro de la propuesta indicó que mantendrán la tarifa de transporte de US$5.31 por barril.

“Tenemos una oferta seria y completa, con 17 años de operación en Guatemala y respaldada por el Grupo Perenco a nivel internacional” dijo el ejecutivo.

Agregó que a nivel mundial operan 4 mil kilómetros de oleoducto incluyendo Guatemala, Colombia y países de África. Para esta licitación presentaron la certificación de los dos primeros países, ya que en los de África les ha sido difícil que les brinden esas certificaciones de operación.

La empresa presentó una denuncia en el área contenciosa administrativa por la licitación anterior, sin embargo, el abogado Fredy Gudiel, sin embargo, menciona que cada proceso es independiente y espera que en esta ocasión sí se le adjudique a esa firma.

Daría certeza en el sector

María Teresa Ruiz, presidenta de la Asociación Guatemalteca de Empresas Productoras de Hidrocarburos, también espera que se logre la adjudicación. Opinó que esto ayudaría a darle certeza al sector en el país, ya que, aunque es la misma empresa que lo opera en la actualidad, lo está haciendo bajo un contrato de emergencia.

Ruiz dijo que el sector espera seguir creciendo en el país pero que hace falta más agilización de los trámites y procesos en el país, pero mencionó que hay US$50 millones de intención de inversión suspendidos.

El viceministro del Minería e Hidrocarburos Marco Antonio Orantes

Mencionó que para esta licitación solo Perenco compró las bases de licitación. Al ser consultados por la falta de interés de otras empresas en el contrato, mencionó que en la ocasión anterior 18 empresas adquirieron las bases, pero a su criterio se fueron retirando del proceso y ya no participaron porque se requiere mucho expertiz, conocimiento y solidez para operar sistemas como ese.

Dijo que la licitación se divulgó en el diario oficial, y en la página del MEM.

Agregó que la tarifa por transporte se hace con base a una fórmula y la actual es de US$5.31 por barril, aparte de otros gastos de administración.

Operación de Perenco Guatemala

La empresa trabaja opera en Guatemala desde el 2001, con el campo Xan en Petén, el mayor productor de petróleo del país.

De los 9 mil 200 barriles diarios que se producen en el país, alrededor de 8 mil provienen del campo Xan.

Otro contrato, pendientes de firma

A la firma se le adjudicó un contrato de exploración en el área de Cotzal, Petén en la licitación efectuada el 2013.

Sin embargo, a la fecha no ha sido firmado el contrato. El ejecutivo explicó que el atraso se debió a un memorándum de entendimiento firmado entre Guatemala y México de no permitir este tipo de actividades en el área de la frontera.

Dicho memorándum ya venció en mayo del 2018, por lo que la empresa espera que se pueda tener la postura del MEM al respecto y poder concretar la firma.

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“No es fácil llevar a cabo los trabajos que se requieren para poder mantenerla o incrementarla y eso, en gran parte, se debe a que la legislación está todavía muy desactualizada”, asegura esta mujer, colombiana de nacimiento, al hacer referencia a la ley local, vigente desde 1983.

Este mineral líquido en Guatemala se caracteriza por ser “muy ácido” y tener “mucho azufre”, unos factores por los que el West Texas Intermediate (WTI), la referencia para fijar el precio de otras corrientes de crudo, “castiga mucho el precio local”.

Esto, aunado a una normativa y reglamento arcaicos, hacen que no se tengan “la dinámica que necesita la industria para poder” llevar a cabo las operaciones “con mayor velocidad”, y por ello Ruiz pide cambios como flexibilizar “un poco las formas de contratación de los servicios y los materiales que se necesitan” o ampliar los plazos de los contratos.

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“La industria petrolera requiere mucho tiempo para poder explorar y explotar. La etapa de exploración puede tardar fácilmente entre 6 y 8 años, eso para saber solamente dónde hay cuánto hay. Después de ahí inicia el desarrollo. Se necesita mucho tiempo para recuperar las inversiones en esta industria”, proclama.

La presidenta de la Asociación Guatemalteca de Empresas Productoras de Hidrocarburos, que también aboga porque los estudios de impacto ambienta estén “pre-aprobados” a la hora de las licitaciones para no perder el tiempo, dice que “son cositas que se pueden ir mejorando para que la industria pueda avanzar más rápido”.

“Hace falta una política de largo plazo. Todos los países que han logrado aumentar significativamente su producción petrolera han definido políticas de 20 o 30 años”, explica, y asegura que es posible “una forma distinta de hacer las cosas”, tal y como han mostrado otros países.

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Pero esto requiere de un “compromiso a largo plazo del país” para un petróleo que es “muy interesante” para ciertos tipos de productos, como el asfalto, y donde hay unos 50 millones de dólares en inversión “parqueados” -de empresas francesas, estadounidenses y locales- en diferentes proyectos por la traba a algún trámite.

Hace unos días, el dirigente de una de las cinco empresas que forman parte de esta asociación le comentó que Guatemala es “donde más me cuesta invertir” porque casi tiene que estar pidiendo por favor “déjeme invertir”, y eso es consecuencia del marco legal.

La industria petrolera en Guatemala, donde el Estado es socio y recibe el 38 % de las utilidades negocio, hay 5 empresas en fase de explotación y 3 en exploración en 7 yacimientos repartidos entre Petén, Alta Verapaz e Izabal.

Sobre el impacto ambiental, Ruiz defiende que la industria “se puede manejar muy razonablemente, que no tiene porque contaminar” y asegura que para las comunidades “se ha vuelto ahora un aliado importante”, debido a que la mayor parte de las regalías y de la participación del Estado -el 28 % del 38 % que recibe de la facturación anual bruta- lo reciben de forma directa a través de los Consejos Departamentales de Desarrollo.

Y el Ministerio de Ambiente y Recursos Ambientales, prosigue, también se ha mostrado “muy proactivo” porque la industria “puede hacerse muy responsablemente y siendo así no tiene porque afectar al medioambiente, ni a las áreas protegidas”.

La responsable de la Asociación de Hidrocarburos insiste en apostar por la industria y sentencia que para el Estado guatemalteco sería “muy interesante volver a empezar a recibir 130 millones de dólares anuales” por esta actividad, como sucedía en 2014 y 2015, y dejar a un lado los 28 millones de la actualidad.

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Sin embargo, aquí se atraviesa con uno de los conceptos básicos de la economía tradicional: la idea de que los países pueden obtener ventajas si comercializan entre ellos, centrándose en lo que mejor hacen, en vez de intentar producirlo todo.

La verdad, según especialistas, es que ninguna de las dos posiciones tiene que llevarse a su posición más extrema. Muchos países pueden buscar tener elementos de autosuficiencia y a la vez obtener de otros algunas de sus necesidades más básicas.

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Por lo que algunas de las naciones más “autosuficientes” son a la vez grandes comerciantes.

Autosuficiente y comerciante

Estados Unidos aparece como un buen ejemplo de esta equilibrada posición.

Es tal vez la nación más cercanamente identificada con el libre comercio y, a la vez, importa toda clase de bienes y servicios.

Sin embargo, los expertos la pondrían muy cerca del tope de las naciones que podrían, en un momento dado, sobrevivir sin comercio externo.

“En cuanto a sus necesidades de energía, Estados Unidos es bastante autosuficiente, ya que tiene abundancia de hidrocarburos junto con una enorme capacidad de refinación”, asegura a BBC Mundo Gal Luft, codirector del Instituto de Análisis para la Seguridad Global, un centro de investigación con sede en la capital estadounidense.

“Es de las pocas economías que podrían eventualmente acercarse a la autosuficiencia en este campo, si así lo quisiera”, agrega.

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Pero Luft considera que buscar eso no necesariamente sería una buena opción para Estados Unidos. Washington compra sustanciales volúmenes de petróleo crudo por razones económicas. Hay muchas variedades de petróleo y en muchos casos puede ser más eficiente traerlo de afuera.

Política

También puede haber razones políticas, aclara Luft, indicando que si dejara de adquirir crudo de algunas naciones, causaría un efecto desestabilizador en ellas, que le generarían otra clase de problemas al propio Estados Unidos.

¿Y en caso de emergencia? Estados Unidos mantiene una llamada Reserva Estratégica de petróleo, es decir, grandes cantidades de crudo almacenadas en el país para atender una circunstancia en la que las importaciones puedan no estar disponibles.

“Pero hay que recordar lo que pasó durante el huracán Katrina, en 2005”, destaca el experto. En esa oportunidad el suministro petrolero del país se vio afectado.

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“Estados Unidos en ese incidente ni siquiera pudo usar su reserva estratégica y terminó teniendo que importar petróleo”, le asegura Luft a BBC Mundo, insistiendo que, en su opinión, estos mecanismos apenas aspiran a garantizar la autosuficiencia por unas semanas, a lo sumo.

Noruega es otro de los ejemplos enumerados por Luft al mencionar las naciones que podrían aproximarse fácilmente a la autosuficiencia energética. Pero, en su opinión, tampoco les interesaría.

“¿Qué ganan con ser autosuficientes y cerrarse al resto del mundo?”, pregunta Luft.

Seguridad alimentaria

Otra medida de autosuficiencia es la capacidad de producir su propia comida.

Oponiéndose a los que aseguran que el libre comercio es siempre la manera más eficiente de manejar las necesidades de comida de los países, otros esgrimen argumentos como el de la seguridad alimentaria para pedir que se conserve una capacidad interna de producción de alimentos.

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Nuevamente, hay expertos que piensan que los dos conceptos no son irreconciliables. Y aseguran que las naciones más autosuficientes son a la vez grandes importadores de comida.

“Muchas veces la idea de la autosuficiencia alimentaria es calificada por sus críticos como una posición extrema, ineficiente e incluso peligrosa”, le dice a BBC Mundo Jeniffer Clapp, experta en seguridad alimentaria y sustentabilidad en la Universidad de Waterloo en Canada, refiriéndose a la situación en que un país cierra completamente sus fronteras y se rehusa a participar en cualquier transacción comercial, buscando producir la totalidad de su comida.

Pero otra manera de entender la autosuficiencia, asegura la catedrática, es cuando un país busca producir parte de su comida a un nivel equivalente a 100% o más de sus necesidades de consumo.

Con comercio

“Eso no impide el comercio. Puede que en algunas circunstancias esos países quieran importar algunos bienes alimenticios, pero su capacidad doméstica es suficiente”.

En ese grupo de países líderes en autosuficiencia alimentaria, Clapp incluye a naciones entre las que destacan Canadá, Australia y Argentina, por encima incluso de Estados Unidos.

“Es más útil pensar en la autosuficiencia como un espectro gradual de políticas que como un extremo. Muy pocos países en el mundo están cerrando su frontera a todo el comercio, o dependiendo del comercio para todo su consumo de comida. La mayoría de naciones están en un punto intermedio”, asegura la académica.

“Cada país tiene que evaluar su propia situación, pues enfrentan diferentes circunstancias. No puede decirse si la autosuficiencia es una buena o mala idea en general”.

“Hay muchos casos en que un país puede estar interesado en mejorar su capacidad de producir ciertos bienes, por ejemplo el arroz, que se ha visto susceptible a mucha volatilidad de precios”, puntualiza Clapp.

De modo que en la búsqueda de la autosuficiencia, los expertos recomiendan evitar posiciones absolutas y asumir más bien el pragmatismo a la hora de establecer qué tanto van a depender de fuentes foráneas para satisfacer sus necesidades de bienes básicos.

Según el ministro boliviano del área, Luis Alberto Sánchez, se trata de un primer paso concreto acordado por ambas empresas estatales para avanzar a la integración eléctrica de los dos países.

Además, las compañías acordaron “la optimización” del proyecto hidroeléctrico de Cachuela Esperanza, en la Amazonía boliviana.

El proyecto para el río Madera consiste en construir una planta para generar una potencia de 3 mil megavatios y la mejora de Cachuela Esperanza será para instalar una represa que permita una potencia de entre 600 y 900 megavatios, indicó el ministerio.

Actualmente, Bolivia tiene una capacidad de producción de unos  mil 900 megavatios y la demanda pico llega a mil 300 megavatios, según datos oficiales recientes del ministerio de Hidrocarburos.

Según el plan boliviano, hasta el 2020 Bolivia producirá unos 2 mil 500 megavatios y hasta el 2025 entre 9 mil  y 10 mil megavatios para ser exportados, principalmente al mercado de Brasil.

Bolivia tiene definida la instalación de un centro de investigación nuclear con tecnología rusa y aporte argentino en los próximos cuatro años, a un costo de US$300 millones.

El complejo nuclear constará de una planta de ciclotrón-radiofarmacia, una planta multipropósito de radiación gama y un reactor nuclear de investigación, según datos oficiales.

El gobierno boliviano y la corporación estatal rusa Rosatom firmaron en octubre pasado un acuerdo para desarrollar energía nuclear con fines pacíficos, un proyecto que debe concluirse hacia el 2020.

Por otro lado, la gigante petrolera rusa Rosneft tiene firmado con la estatal boliviana YPFB un memorando de entendimiento para estudiar oportunidades de trabajo conjunto en exploración y producción de hidrocarburos.

Bolivia, que nacionalizó su riqueza hidrocarburífera en el 2006, cuenta con una reserva certificada en el 2013 de 10.45 Trillones de Pies Cúbicos  (TCP) de gas natural, volumen que pretende duplicar hacia el 2022.