En ambos años, esto se atribuye al impacto de la pandemia covid-19 que generó bajas en los precios del petróleo, pero también a la declinación natural de los pozos, según Luis Ayala, viceministro de Energía y Minas.
Pero entre el 2012 y el 2019, se reportaron cuatro bajas de -3% a -7%, mientras que en tres años registraron alzas en la producción, de 1% a 4%. En resumen, en 10 años se pasó de producir 10 mil 636 barriles diarios a 6 mil 307 (promedio).
Mientras tanto, el Gobierno busca ampliar la modalidad de los plazos de los contratos para lo cual ya presentó una iniciativa de ley al Congreso, a raíz de que en el 2025 finaliza el período de la mayor productora en el país, la compañía Perenco.
Reformas legales
El 14 de enero del 2022, el Organismo Ejecutivo, con aprobación del presidente Alejandro Giammattei, presentó una iniciativa de ley al Congreso, que propone reformas a la Ley de Hidrocarburos, decreto 109-83. Esta fue conocida en el pleno el 19 de enero y fue enviada a la Comisión de Energía y Minas.
En esa iniciativa preparada por el MEM, a cargo del ministro Alberto Pimentel Mata, se argumenta que los cambios se proponen ante la necesidad de seguir fomentando la inversión en extracción petrolera, además de que continúen los ingresos por regalías para el Estado, pues está próximo a vencerse el contrato 2-85, con la compañía francesa Perenco.
Esta posee el contrato desde agosto de 1985 y produce el 91% del crudo nacional con el campo Xan. El plazo inicial era por 25 años, pero 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.
Con la propuesta de modificaciones, se integra a la ley otro concepto para estipular los plazos de los contratos, que se denomina Límite Económico, y 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 del contrato.
Según un análisis del MEM basado en dicha figura, y adjunto a la iniciativa, se proyectó el comportamiento hasta el 2045, con una declinación natural de 13.5% de la producción del campo Xan, con lo que en ese año, se producirán solo 528 barriles de petróleo diarios, en promedio.
Asimismo, se propone reformar el artículo 12 que se refiere al plazo de los contratos, indicando que el presidente de la República en Consejo de Ministros podrá aprobar prórrogas continuas hasta de 25 años cada una o hasta que se alcance el límite económico del yacimiento.
Productores apoyan reformas
Fredy Gudiel, presidente de la Asociación Guatemalteca de Empresas Productoras de Hidrocarburos, comentó que la producción petrolera en Guatemala depende de una serie de factores, incluyendo la inversión, la declinación natural de los campos y el comportamiento de los precios.
Una parte importante que incentiva la inversión es que estas sean viables y que el precio y los plazos de los contratos permitan el retorno financiero a los inversionistas. Refirió que si no existen los plazos para recuperar la inversión, las empresas no arriesgan su capital y por lo tanto, por la declinación natural van a tender a la baja.
También se considera importante la iniciativa del Ejecutivo para modificar la modalidad de establecimiento de los plazos, ya que si, por ejemplo, siguen amarrados al número de años, el contrato de Perenco termina en el 2025 y eso le impide hacer más inversiones. La compañía City Petén también necesita más tiempo, agregó.
Christophe Requin, gerente general de Perenco en Guatemala, expuso la importancia de ese cambio a la ley, pues con el contrato 2-85, en 20 años han invertido Q8 mil 400 millones, tienen en operación alrededor de 35 pozos y trabajaron para bajar los costos de operación. “El contrato se termina en el 2025, quedan 3 años para recuperar la inversión, depende mucho si esta ley sigue se aprueba en el Congreso. Son planes de inversión bastante ambiciosos, pero se necesita tiempo para recuperar el capital”, comentó.
Según el estudio del ministerio, el costo de inversión para el desarrollo del yacimiento del Campo Xan hasta el límite económico (estimado hasta el 2045) es de US$37 millones, y permitiría aumentar las reservas de hidrocarburos en alrededor de 38%. El dato incluye la inversión en el denominado Pozo Escondido, en instalaciones de superficie para producción de gas y generación de energía a través de turbinas de este combustible.
Además, se requerirán US$72 millones adicionales para aumentar el potencial productor del campo, con el que se estiman más reservas.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) licitará este año tres áreas petroleras por 200 mil 500 hectáreas. https://t.co/mBcFhqSaA9
— Prensa Libre (@prensa_libre) January 13, 2021
El MEM tenía previsto lanzar en el 2021 una licitación para explorar y explotar tres áreas ubicadas en Petén, Alta Verapaz, Quiché y Huehuetenango. Sin embargo, no se convocó al concurso porque “no existían las condiciones para llevarla a cabo”, según el viceministro Ayala.
En tanto Gudiel opina que mejor se debe esperar a que el marco jurídico tenga cambios como los mencionados, para incentivar la inversión.
En cuanto a las regalías que recibe el Estado, se indicó que en 2020 ascendieron a US$14.7 millones y hasta octubre del 2021, a US$19.2 millones.
