Ahora se prevé convocar a esta nueva licitación que se ofrecerá a empresas interesadas a partir del segundo semestre del año 2021, expuso la entidad.
El Departamento de Exploración de la Dirección General de Hidrocarburos del MEM, diseñó los bloques para la exploración de hidrocarburos, a través de las tres áreas ubicadas en los departamentos de Petén, Alta Verapaz, Quiché y Huehuetenango.
Según el viceministro de Energía y Minas Mario Pérez, en exploración para los primeros 3 años se estima la inversión necesaria de US$5 millones, para la explotación dependerá de las facilidades y requerimientos del hidrocarburo que se descubra.
También expuso que “es muy temprano establecer un potencial productor porque primariamente se deben realizar las actividades exploratorias necesarias que aporta conocimiento geológico al país”.
La expectativa es atraer la inversión de empresas internacionales dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos para que luego de realizar campañas de adquisición de datos sísmicos perforen pozos exploratorios para determinar el potencial de las estructuras geológicas de interés, explicó el funcionario.
Pérez explicó que según la Ley de Hidrocarburos, los contratos de exploración y explotación se firman por 25 años, prorrogables por 15 años.
Respecto a la ubicación de las áreas propuestas, aseguró que se encuentran afuera de zonas de amortiguamiento, parques nacionales y refugios de vida silvestre, además que cuentan con información de las estructuras geológicas de interés para exploración de hidrocarburos.
Para el 2021 la perspectiva es mantener la producción del año 2020, tomando en cuenta que la producción proviene en su mayoría de campos maduros como el Xan, que opera desde los años 1980, mientras que “con los nuevos campos se espera que las campañas exploratorias confirmen estructuras potenciales con potencial productor de hidrocarburos”, se agregó.
Las 3 áreas
Entre las propuestas está el área 1-2021 es llamada El Chal consta de 52 mil 096.51 hectáreas y se ubica en los municipios de El Chal, San Francisco y Dolores en el departamento de Petén.
La segunda identificada como 2-2021 es Xalbal 134 mil 576.75 hectáreas. Y cubre parte de los municipios Cobán (Alta Verapaz), Santa Cruz Barillas, San Mateo Ixtatán (Huehuetenango), Nebaj e Ixcán (Quiché), según los datos proporcionados por el MEM.
En tanto la tercera (3-2021) es Cotzal, en Las Cruces y Sayaxché, Petén, con 13 mil 827.08 hectáreas.
En el 2012 el MEM efectuó una licitación por siete áreas, que sumaron 795 mil 858 hectáreas. Sin embargo, no tuvo éxito ya que las pocas áreas que adjudicadas enfrentaron problemas para firmar los respectivos contratos.
En esa oportunidad también se licitó el área Cotzal, pero por 80 mil 851 hectáreas. Fue adjudicada a la compañía Perenco, pero el contrato ya no entró en vigencia. La firma manifestó ya no estar interesada ya que en ese tiempo Guatemala firmó un convenio con México que limitaba operaciones petroleras en 5 kilómetros al lado de cada frontera y parte de esa franja era de dicha área, explicó Fredy Gudiel, presidente de la Asociación Guatemalteca de Empresas Productoras de Hidrocarburos.
La de Xalbal también había sido licitada en esa ocasión, pero por 171 mil 720 hectáreas, esa había sido adjudicada a Loon Petroleo Limited, pero tampoco se concretó el contrato.
Respecto a la denominada El Chal se ubica en alguna parte de las áreas de las que antes se denominaron San Francisco, La Libertad y Laguna Blanca.
Exponen cambios necesarios a las condiciones
Gudiel comentó que conocen oficialmente cuáles son las áreas que licitarán, pero que al lanzar un concurso así es porque el MEM ya tiene estudios previos que le dan indicios de existencia de hidrocarburos.
Agregó que las acciones que impliquen la reactivación de la industria petrolera son positivas para el país porque también genera ingresos no tributarios para el Estado. Además que desde el punto de vista de la industria les parece una buena decisión lanzar otra licitación para reactivar el sector.
Las condiciones del mercado después de una crisis de crudo el año pasado derivado de la pandemia (que disminuyó la demanda), se ha estabilizado por lo que considera que es un buen momento para invertir porque ya no está en condiciones de precios tan bajos, y se prevé que sigan mejorando, expuso.
Explicó que la mayoría de contratos empiezan con la obligación de exploración y posteriormente la fase de explotación, y que la ley permite el plazo por 25 años prorrogable por otros 15, sin embargo esos plazos se hacen cortos ya que se llevan unos 5 o 6 años en tramitología, licencias y estudios de impacto ambiental y otros 6 años en exploración, por lo que el plazo para operar la exploración es poca para los niveles de inversión que se requieren.
En otros países los plazos van de la mano con el límite económico del campo.
Otro aspecto que se debe reformar es que las licitaciones se lancen hasta que ya se tengan los estudios de impacto ambiental aprobados para que el tiempo en mención no sea pare del plazo del contrato, pero en la actualidad solo se pueden pedir esos estudios cuando el contrato ya esté aprobado.
Gudiel mencionó que las condiciones se pueden mejorar con la revisión de los procedimientos administrativos aspecto que incentivaría más la inversión.
“Sería un buen incentivo para inversionistas, porque lo menos voy a tener contrato vigente al empezar a trabajar, eso no es obviar un requisito legal sino tener a facilidad que esté aprobado con anticipación”, añadió.
Desde la ronda de licitación del 2012, cuyas adjudicaciones no se concretaron con el éxito esperado, no hay nuevos campos operando o nuevas exploraciones.
Los hidrocarburos que se producen en la actualidad son de los campos vigentes y es natural que las reservas se vayan agotando, agregó.
En septiembre del 2019, según datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM) citados por el Ministerio de Finanzas como un riesgo para los ingresos del Estado, las reservas remanentes del campo petrolero Xan (operado por Perenco) que aporta alrededor del 85% de la producción nacional se agotarían en 10 años.
Incluyendo Xan, operan en el país ocho campos petroleros, además de uno de gas natural.
Cae producción petrolera
La producción de petróleo en el país en el período de enero a noviembre del 2020 fue de 2 millones 336 mil 781.70 barriles, una baja de 601 mil 752.74 (20.48%) respecto del mismo plazo del 2019 refieren datos de esa entidad.
En enero, febrero y marzo se registraron caídas en la extracción de entre 4.5% a 8.7%. A partir de abril fueron más drásticas y en ese trimestre las caídas mensuales de -30%. De julio a octubre se detuvo el ritmo de bajas y se registraron entre -20% y -26%, mientras que en noviembre disminuyó más su ritmo de caídas y se registró en -18.22%. El MEM está pendiente de actualizar el dato a diciembre.
El comportamiento a la baja coincide con la implementación del confinamiento con restricciones de viaje o de locomoción en diversos países.
Respecto al gas natural la producción promedio mensual es de 6 millones de pies cúbicos al día, 180 millones de pies cúbicos al mes. Este se comercializa a la planta Actún Can, ubicada en Petén y se usa para generación eléctrica lo cual, refieren funcionarios del MEM representa una oportunidad para que el país diversifique la matriz energética. La autorización para comercializar el gas natural del del campo Ocultún se aprobó en abril del 2020 con base al contrato 1-2006 operado por City Petén. Se trata del primer descubrimiento de un yacimiento de gas en Guatemala.
