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Iniciativa de ley propone reformas para que mezcla de etanol en gasolinas sea voluntaria, no obligatoria

Mientras el Gobierno y el sector productor de alcohol respaldan el uso obligatorio del etanol, gremios comerciales insisten en que la mezcla debe quedar a elección del mercado. Mientras en el Congreso hay una nueva iniciativa de ley relacionada al tema.

Rosa María Bolaños

24 de marzo de 2026

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00:10h

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La mezcla del 10% de etanol en las gasolinas entrará en vigencia de forma obligatoria el 30 de junio del 2026, basada en el Reglamento General de la Ley de Alcohol Carburante, acuerdo gubernativo 257-2025. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

A poco más de tres meses para que entre en vigencia el mandato que dispone la mezcla de 10% de etanol en las gasolinas, en el Congreso de la República fue presentada una nueva iniciativa de ley y en esta ocasión el objetivo es que dicha mezcla sea voluntaria y no obligatoria, como está establecido actualmente.

Se trata de la iniciativa 6725, denominada Reforma a la Ley de Alcohol Carburante, decreto ley 17-85, para garantizar la voluntariedad y proteger el patrimonio de la población, presentada el 10 de marzo ante la Dirección Legislativa.

Los ponentes son los diputados Rodrigo Antonio Pellecer Rodríguez, de Comunidad Elefante; Hellen Magaly Alexandra Ajcip, César Roberto Dávila Córdova y Jorge Mario Villagrán Álvarez, quienes, según el portal del Congreso, pertenecen a Comunidad Elefante, son independientes o forman parte del Partido Azul, respectivamente.

La propuesta incluye 13 artículos y aún no ha sido conocida en el pleno.

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Busca reformar los artículos 8, 9, 11, 12, 13, 15, 26, 27 y 35, relacionados con abastecimiento interno, almacenamiento, distribución, expendio, porcentaje de mezcla, capacidad de producción y otros aspectos, en los que se establece que la mezcla de etanol no constituirá una obligación.

Por ejemplo, en el artículo 13, referente al porcentaje de mezcla, la propuesta indica que esta “será aplicable únicamente a gasolinas que voluntariamente se comercialicen como gasolinas mezcladas con alcohol carburante” y que “la mezcla de alcohol carburante con gasolinas será de carácter voluntario. No podrá establecerse su obligatoriedad mediante disposiciones reglamentarias o administrativas”. Además, señala: “Las disposiciones reglamentarias deberán limitarse a establecer estándares técnicos y de calidad, sin imponer obligaciones de mezcla obligatoria”.

También se establece que el Organismo Ejecutivo, a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM), tendrá un plazo de 30 días para adecuar el Reglamento General de la Ley de Alcohol Carburante a fin de armonizarlo con el régimen de voluntariedad.

Actualmente, el reglamento —contenido en el Acuerdo Gubernativo 257-2025— establece que, a partir del 30 de junio del 2026, las gasolinas incorporarán un 10% en volumen de alcohol carburante.

Opiniones

MEM y productores sostienen que el mandato debe ser obligatorio

Consultado sobre la posibilidad de que la mezcla de etanol E10 en las gasolinas sea optativa, el viceministro de Energía y Minas, Erwin Barrios, expresó que no existe diferencia con lo que ocurre actualmente al adquirir gasolina, ya que los consumidores pueden elegir entre gasolina superior o regular, pero no el aditivo.

Explicó que las gasolinas mantendrán las mismas características técnicas, pero que se sustituirá un oxigenante que se ha identificado como contaminante y perjudicial para la salud y el ambiente, por otro que —según dijo— “es bueno para el ambiente, la salud y también para el motor”. Añadió: “Nunca hemos podido escoger los guatemaltecos qué oxigenante le echan a la gasolina”.

Al ser consultado si el MEM podría declarar optativa la mezcla, explicó que se realizó un análisis económico y que, para expendedores e importadores, las inversiones parciales resultan más costosas que una inversión única para todo el combustible. Agregó que, si un producto es saludable, no puede permitirse que solo una parte de la población lo utilice y otra no, ya que, en términos generales, todos se ven afectados por las emisiones y la contaminación ambiental.

“En ese sentido, la política de beneficio social, de salud y bienestar ambiental debe ser de aplicación general. Además, trae beneficio económico, porque el etanol ha sido históricamente más barato que la gasolina, y necesariamente debe haber una tendencia favorable hacia la gasolina E10 frente a aquella que no usa etanol”, puntualizó.

Productores: mezcla no puede ser opcional

Aída Fernández, directora ejecutiva de la Asociación de Combustibles Renovables (ACR), afirmó que en ningún país la mezcla con un porcentaje base de etanol ha sido optativa, ya que se implementa como política pública orientada a la seguridad energética, la lucha contra el cambio climático y la reactivación económica.

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Durante el foro “Caminos de descarbonización: El etanol como parte de la solución”, celebrado esta semana en Guatemala, representantes de Brasil, Argentina y Uruguay coincidieron en que el modelo se aplica en sus países mediante un mandato legal, no como una opción voluntaria, añadió.

Fernández explicó que si la mezcla fuera optativa, resultaría inviable económicamente, ya que las estaciones de servicio cuentan solo con un tanque para gasolina regular y otro para superior; por tanto, requerirían bombas y tanques adicionales, lo que incrementa los costos.

Ivanova Ancheta, directora ejecutiva de la Asociación de Productores de Alcohol de Guatemala (Apag), calificó la iniciativa como perjudicial para la política pública del E10 y sus objetivos, que —según dijo— buscan promover el bien común.

Argumentó que, con base en la experiencia de uno de cada tres países del mundo y del propio mercado de combustibles, es necesario establecer un mandato que brinde certeza y permita que todos los actores de la cadena hagan las inversiones necesarias para abastecer la demanda nacional. “De lo contrario, no existen incentivos para que se realicen dichas inversiones”, afirmó.

Alrededor de 100 millones de galones de etanol se necesitarán al año en Guatemala para abastecer la mezcla de 10% de etanol en las gasolinas, expusieron autoridades del @MEMguatemala en una citación en la Bancada Vos en el Congreso @prensa_libre pic.twitter.com/SV0cU4Vk4y

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) February 10, 2026

Añadió que todos los países con políticas de biocombustibles han adoptado un mandato legal, ya que este garantiza el cumplimiento de objetivos de beneficio público, como mejorar la calidad del aire y reducir la huella de carbono del transporte. También indicó que la política implementada en Guatemala se construyó con base en estándares internacionales y mediante un proceso de diálogo con todos los sectores de la cadena de suministro.

Ancheta coincidió con la ACR en que, al hacerlo opcional, el modelo se vuelve económicamente inviable, pues todas las estaciones tendrían que invertir en nuevos tanques y bombas. “Con el E10, el consumidor tendrá exactamente la misma libertad de escoger gasolina regular o súper, pero con menos aditivos tóxicos, que actualmente nadie puede elegir”, aseguró.

Gremios apoyan que la mezcla sea voluntaria

Ejecutivos de la Asociación de Importadores de Motocicletas (Asim) y de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (Ageg) manifestaron que no conocen la nueva iniciativa presentada en el Congreso. Sin embargo, reafirmaron que su postura continúa siendo la misma: no se oponen al uso de etanol, pero consideran que su aplicación debe ser voluntaria, no obligatoria.

Enrique Meléndez, director ejecutivo de Ageg, explicó que el sector gasolinero siempre ha defendido que la mezcla debe ser opcional, para que el consumidor tenga la posibilidad de elegir gasolina superior o regular con o sin etanol.

Aunque la normativa actual permite mezclar hasta un 10% de etanol, el sector no está de acuerdo con que su uso sea obligatorio, añadió.

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Actualmente, mantienen una mesa de diálogo con el MEM —iniciada el 9 de marzo— para trabajar en medidas para adecuar instalaciones y tanques, de cara al mandato vigente. Aunque han señalado dudas técnicas y falta de protocolos adecuados para adaptar las estaciones.

En julio del año pasado, el sector argumentó que si la mezcla es opcional, cada quien podrá elegir qué combustible desea usar, pero el problema es que se está imponiendo por diversas vías: tanto al consumidor, para utilizarla, como a las estaciones de servicio, para comercializarla.

En esa ocasión también se les consultó si habría interés en vender gasolina mezclada con etanol si fuera opcional. Al respecto, Meléndez respondió que quienes impulsan esta implementación tienen derecho a invertir y ofrecer lo que consideran un producto beneficioso, y que sean los consumidores quienes decidan. “Será el mercado el que determine su uso, no un mandato obligatorio”, expresó.

Por su parte, César Amézquita, gerente general de Asim, señaló que no ha leído la propuesta legislativa, pero reiteró que la postura de la asociación es que la mezcla sea optativa. Esta posición —explicó— se basa en que muchas motocicletas en circulación no están adecuadas para funcionar con etanol.

Añadió que están abiertos al diálogo, pero consideran que su implementación debe hacerse de forma correcta y a largo plazo. Según dijo, debió haberse iniciado un cambio paulatino del parque vehicular, un proceso que podría tomar entre cinco y diez años, para que las unidades estén adaptadas al uso de etanol.

Se ha indicado que algunas piezas podrían deteriorarse más rápidamente; si el Estado asegura que no habrá fallos, entonces que se haga responsable por los daños, afirmó.

Y concluyó: “Si lo quieren implementar, que tomen ejemplo de países que lo han hecho bien”.

Los precios de las gasolinas subieron más de Q3 en una semana y el diésel, más de Q5

Los precios de las gasolinas subieron en Guatemala más de Q3 en una semana, y el diésel, más de Q5, según el nuevo monitoreo del lunes 16 de marzo efectuado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Rosa María Bolaños

16 de marzo de 2026

|

19:29h

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Alzas al combustible ya llevan varias semanas en Guatemala (Foto, Prensa Libre: Shutterstock).

El diésel llegó a Q37.30 por galón, según el promedio en la modalidad de autoservicio en el área metropolitana, mientras que en servicio completo se situó en Q38.55.

Las alzas fueron de Q5.49 y Q5.70, que representan 17.2% y 17.3%, respectivamente.

Desde la semana pasada, el precio del diésel superó al de las gasolinas. Alzas en los combustibles lleva tres semanas.

En tanto, el monitoreo del MEM refiere que la gasolina superior, en modalidad de autoservicio en la misma área, se situó en Q36.48, y en servicio completo, en Q37.56. En estos casos, el alza fue de alrededor de Q3.50, que representa 10.5%.

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Mientras tanto, la gasolina regular, en autoservicio, llegó a Q35.47 por galón, y en servicio completo, a Q36.55. Para este combustible, el aumento fue de Q3.59 y Q3.64, respectivamente, que representan 11.26% y 11.05%.

Los precios de los combustibles ya reportaban alzas desde inicios del 2026; sin embargo, estas han sido más drásticas desde el 28 de febrero, cuando iniciaron los ataques militares de Estados Unidos e Israel contra Irán y la posterior respuesta de este país en Medio Oriente.

El MEM ha reforzado el seguimiento a los cambios con monitoreos más constantes. Además, el Gobierno reforzó su programa de verificación, conocido como Plan Centinela.

Hasta este lunes, la Diaco ha presentado ante el Ministerio Público (MP) 42 denuncias contra estaciones de servicio, de las cuales 17 provienen de las verificaciones de esta entidad y 25 del MEM, por posible especulación.

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El Gobierno y el sector de gasolineras iniciaron un diálogo para resolver diferencias sobre la implementación de la mezcla del 10% de etanol (E10) en la gasolina, que entrará en vigencia el 30 de junio.

Rosa María Bolaños

11 de marzo de 2026

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05:00h

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El Seminario Regional Cultivando Energía, organizado por el Consejo de Granos y Bioproductos de EE. UU., se lleva a cabo en la ciudad de Guatemala, en el cual se comparten experiencias acerca de la implementación de etanol en las gasolinas. (Foto, Prensa Libre: Rosa María Bolaños).

El Gobierno y el sector de expendedores de combustibles, o gasolineras, iniciaron una mesa de diálogo el recién pasado lunes 9 de marzo, a fin de resolver inquietudes que ha expresado ese sector y reafirmar su preparación ante la próxima vigencia de la mezcla de 10% de etanol (E10) por cada galón de combustible.

El viceministro de Energía y Minas encargado de Hidrocarburos, Erwin Barrios, explicó que han sostenido diálogos y conversaciones con toda la cadena de suministro, que abarca productores de etanol, importadores y expendios de gasolinas.

Los importadores de etanol, que en la ley están identificados como distribuidores, habían pedido al principio 24 meses de aplazamiento para prepararse, pero se llegó al consenso de que sería el 30 de junio del 2026, tal como se estableció en el reglamento emitido a finales del año pasado, explicó el funcionario.

Sin embargo, refirió que con quienes mayores dificultades han tenido es con los expendedores de gasolina, quienes les han transmitido varias inquietudes.

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Entre ellas, mencionan que no estarían preparados en la fecha prevista. De dos mil 100 gasolineras, al menos unas mil se están esforzando para que esto sea posible, pero hay otro grupo que aún se evalúa, añadió Barrios.

Autodiagnóstico

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció que cada expendio debe elaborar un autodiagnóstico para informar cuál es el estado de la gasolinera, con el objetivo de proporcionar información, en un formulario, acerca del mantenimiento del equipo, mediciones de agua y otros aspectos.

A esta fecha, unas 650 han respondido, pero la institución no puede indicar aún cuántas están preparadas o qué les hace falta, porque la información está en revisión.

No hay prórroga

El viceministro afirmó  tener la expectativa de que todas estén preparadas para la fecha prevista, es decir, el 29 de junio, y que la mezcla entre en vigor el 30, pues el Ejecutivo no tiene prevista ninguna prórroga.

Esta implementación ya fue aplazada en varias ocasiones, recordó. “El Gobierno ya no piensa en prorrogar; ya se dio un año, luego otro y luego medio año”, expresó Barrios.

A criterio del funcionario, si los expendios han cumplido con su mantenimiento, no hay problema en que puedan recibir la mezcla, ya que los requisitos son los mismos, como cumplir con los niveles de humedad en los tanques, porque con o sin la mezcla deben mantener ciertos estándares.

La limpieza del tanque es fundamental; luego, si se cumplen los estándares de humedad, puede recibirse la mezcla y, posteriormente, si es necesario, se deben cambiar los filtros, se indicó.

Enrique Meléndez, director ejecutivo de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (Ageg), dijo que en la primera reunión de la mesa de diálogo el MEM les explicó qué información están solicitando; que el cuestionario les puede dar una idea pero no es determinante, porque hay muchos factores que inciden, pues solicitan datos de antigüedad del tanque, cómo está construido y otros aspectos generales.

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Meléndez comentó que el sector aún no ha querido solicitar una prórroga porque necesita tener elementos que le permitan saber en qué condiciones está el ramo, y aún no tiene analizado el tiempo que se requiere.

Consultado el directivo si los expendios estarán listos a tiempo, comentó que dependerá de lo que están conversando con el MEM. Explicó que, por ejemplo, están a la espera de que se establezca una circular que determine el protocolo de limpieza, conocer la cantidad de empresas disponibles para efectuar las labores de revisión y ajuste de los tanques y equipos, y evaluar la disponibilidad económica que puedan tener algunas estaciones.

El directivo expuso que ven positivo el acercamiento con las autoridades. “Estamos en una mesa discutiendo los temas y esperamos ir encontrando puntos de acuerdo que permitan satisfacer a las partes”, agregó.

Añadió que inicialmente se sostuvo una reunión con la secretaria de la Presidencia y de ahí surgió la mesa de discusión que inició el lunes. En ese espacio se expusieron los puntos que les causan preocupación y esperan alcanzar acuerdos, para luego definir los tiempos necesarios.

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Uno de los puntos que les preocupa es que el número de empresas que prestan el servicio de evaluar, ajustar y certificar la situación de cada expendio no se daba abasto.

Por su parte el viceministro expuso que reunieron nombres de empresas, incluso internacionales, que brindan ese tipo de servicios, pero que como MEM no pueden impulsar a ninguna.

Mientras tanto, Meléndez señaló que solicitan que sea la autoridad la que califique a esas empresas, para que los expendios puedan tener la confianza de que son compañías que les dan la certeza de que realizarán el trabajo que necesita la estación de servicio.

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“Porque ellos, en la circular que enviaron, quieren que nosotros encontremos a la empresa y que determinemos si esa empresa tiene las capacidades. Y nosotros consideramos que muchas estaciones de servicio no tienen esa experiencia y debería ser la autoridad, en un momento dado, la que apoye en esa decisión”, expresó.

El viceministro indicó que la limpieza y el mantenimiento requeridos para la mezcla son los mismos que se exigen actualmente para la gasolina sin mezcla. Sin embargo, Meléndez explicó que no se trata de una limpieza como la que actualmente se hace, sino que debe ser más profunda y con cierta responsabilidad de la empresa que realizará el trabajo.

Añadió que buscan que esas empresas emitan un certificado de que los tanques ya fueron limpiados. “Estamos yendo más allá para que también hagan una revisión de toda la estación de servicio, por si hay puntos débiles y si hay que fortalecerlos. Paralelo a esto, también estamos evaluando algunos aspectos económicos que se puedan necesitar”, indicó.

Inversión variable según la estación

Meléndez explicó que la inversión puede variar según las necesidades de cada estación.

Puede haber casos en los que solo se requiera una limpieza, especialmente en estaciones nuevas, donde la inversión sería mínima. Sin embargo, también podría determinarse que, debido a la antigüedad del tanque o por razones de seguridad, sea necesario efectuar cambios mayores.

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Una de las dificultades que han encontrado para brindar la información en algunos expendios es la falta de trazabilidad de los datos. Por ejemplo, el MEM consulta cuántos años tiene el tanque, pero algunos propietarios compraron la estación y ya no cuentan con esa información.

En otros casos, las estaciones han pasado a una tercera generación familiar y los actuales operadores desconocen qué trabajos se realizaron anteriormente o cuál es el estado del tanque.

“Son muchos aspectos técnicos que los operadores desconocen y eso ha limitado la información disponible”, explicó.

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Por esa razón, señaló que será necesario realizar inspecciones físicas, ya que es ahí donde realmente se podrá conocer la situación real de la red de estaciones de servicio.

El sector de expendios de combustibles ha insistido en su postura en que la mezcla de etanol en las gasolinas debe ser optativa, para que los consumidores decidan si la utilizan o no en sus vehículos, y no obligatoria, como lo establece el reglamento correspondiente.

Desde febrero último directivos del sector acudieron a varias bancadas del Congreso de la República para advertir que tanto el sector gasolinero como el parque vehicular del país no están preparados para la implementación de dicha mezcla.

Incluso, una parlamentaria presentó una iniciativa para derogar el Decreto 17-85, que contiene la Ley de Alcohol Carburante.

Mientras que esta semana se inició el diálogo entre el MEM y el sector de gasolineras, como lo explicaron ambas fuentes consultadas.

Foro regional: Comparten experiencias

La mezcla E10 de etanol abre oportunidades de colaboración y crecimiento económico para el sector de biocombustibles de EE.UU. y Guatemala, contribuyendo a estabilizar los precios en los puntos de venta. Así lo enfatizó el Subsecretario @USDAForeignAg Luke Lindberg, en un evento… pic.twitter.com/mHqlMqi552

— US Embassy Guatemala (@usembassyguate) March 10, 2026

El martes 10 y el miércoles 11 de marzo se lleva a cabo en Guatemala el Seminario Regional Cultivando Energía, organizado por el Consejo de Granos y Bioproductos de EE. UU. y en el cual se busca intercambiar experiencias en políticas públicas, producción y hojas de ruta entre Centroamérica, Suramérica y expertos de países donde ya se ha implementado la mezcla.

En la actividad, por la mañana participó Luke Lindberg, subsecretario de Agricultura de EE. UU., comentó que la mezcla E10 de etanol abre oportunidades de colaboración y crecimiento económico para el sector de biocombustibles de EE. UU. y Guatemala, y contribuye a estabilizar los precios en los puntos de venta.

Por la tarde se llevaron a cabo diversos foros y presentaciones. El viceministro de Energía de Guatemala, Erwin Barrios, participó en el panel de políticas públicas de biocombustibles en la región, junto a autoridades de Costa Rica, Panamá y República Dominicana. Los primeros tres países impulsan la mezcla de etanol al 10% y el último mencionado de 6%.

En otro de los foros participaron representantes de los productores de varios países.

Arévalo afirma que alza de combustibles responde a especulación y no a escasez

El presidente Bernardo Arévalo afirmó que el alza en combustibles en Guatemala responde a “especulación” y aseguró que el país cuenta con reservas suficientes hasta por 12 meses. Además, anunció que el Gobierno reforzará la supervisión de precios a través del Plan Centinela.

Glenda Burrión y Carlos Gómez

9 de marzo de 2026

|

13:31h

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El presidente Bernardo Arévalo aseguró que el aumento reciente en los combustibles responde a especulación y anunció mayor supervisión de precios mediante el Plan Centinela. (Foto, Prensa Libre: ShutterStock)

El mercado internacional enfrenta volatilidad debido a la interrupción del tránsito de buques en el estrecho de Ormuz, una ruta estratégica ubicada entre Irán y Omán por donde circula cerca de una quinta parte del petróleo que abastece al mercado mundial.

Debido a su importancia para el comercio energético global, cualquier tensión en esta zona suele impactar de inmediato las cotizaciones del crudo en los mercados internacionales, afectando la oferta hacia Asia, Europa y América.

Bernardo Arévalo, presidente de Guatemala, afirmó, en la Conferencia La Ronda del día 9 de marzo, que el incremento reciente en los precios de los combustibles no responde a un problema inmediato de abastecimiento, sino a un proceso de especulación en el mercado.

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El mandatario aseguró que Guatemala cuenta con reservas de combustibles suficientes para varios meses, por lo que el impacto real del conflicto internacional no debería reflejarse de forma inmediata en los precios locales.

“El aumento de precio no tiene que ver con un proceso de escasez, sino con una narrativa de especulación”, afirmó el presidente.

Arévalo explicó que, aunque la guerra ha generado interrupciones en la circulación de buques en el estrecho de Ormuz —por donde pasa alrededor del 21% del combustible mundial—, los efectos reales en el suministro suelen sentirse entre dos y doce meses después, debido a las reservas existentes en los países.

“Hay gente que se está aprovechando del hecho de que la noticia de la guerra en el Golfo y el aumento del petróleo está sobre la mesa, y está tratando de empujar una campaña de especulación y alza que no tienen justificación real”, señaló.

Gobierno reforzará monitoreo de precios

Ante esta situación, el Gobierno anunció que reforzará el monitoreo de los precios de los combustibles en el país a través del Plan Centinela, con el objetivo de detectar posibles prácticas de manipulación de precios, acaparamiento o especulación.

En este mecanismo participarán la Procuraduría de los Derechos Humanos (PDH), la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT), el Ministerio de Economía (Mineco), el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Petróleo subió 12% en un solo día

El director ejecutivo de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (Ageg), Enrique Meléndez, explicó que el mercado ha reaccionado a los acontecimientos en Irán.

“El día de ayer el incremento que se dio en el petróleo fue importante, aproximadamente del 12% en un solo día. Eso no se miraba desde el año 2020, según dicen los analistas internacionales”, indicó.

Según el dirigente del sector, si la interrupción del tránsito marítimo continúa podrían surgir complicaciones adicionales para la producción, ya que algunos países productores enfrentan limitaciones de almacenamiento.

EE. UU. reafirma respaldo a la mezcla de etanol en gasolinas y recuerda compromiso, mientras aumentan críticas

Conforme se acerca la fecha para la entrada en vigor de la mezcla del 10% de etanol por galón de gasolina, aumentan los pronunciamientos —desde distintos enfoques— en contra de su implementación obligatoria. Incluso hay propuestas para derogar la ley de alcohol carburante.

Rosa María Bolaños

20 de febrero de 2026

|

05:00h

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La mezcla de 10% de etanol por galón de gasolina está prevista que entre en vigencia de forma obligatoria el 30 de junio del 2026, fecha establecida por el gobierno en el Acuerdo Gubernativo 257-2025. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Mientras que el presidente de la República, Bernardo Arévalo, y, por aparte, la Embajada de Estados Unidos expresaron su respaldo al mandato de incorporar etanol al 10% (E10) en la gasolina.

EE. UU. recuerda que etanol es un compromiso asumido

La embajada informó sobre una reunión entre el encargado de negocios de EE. UU. en Guatemala, John Barrett, y representantes de ese país, en la cual reafirmó el respaldo a la implementación del etanol y recordó el compromiso asumido por Guatemala, que incluye impulsar la compra del producto estadounidense.

El etanol es parte del compromiso adquirido por Guatemala en el Acuerdo de Comercio Recíproco, mediante el cual se solicitó la reducción del arancel del 10% impuesto desde abril del 2025.

La Embajada de EE. UU. en Guatemala divulgó en su cuenta en X que Barrett sostuvo una productiva conversación con la Junta Directiva de Agexport sobre el comercio exterior. Y, que en la reunión se reiteró la importancia de implementar la mezcla con etanol, que, según la embajada, “es una solución segura para todos los vehículos y motocicletas, beneficiosa para la economía guatemalteca, y pieza clave del acuerdo de comercio recíproco para avanzar hacia cero aranceles”.

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Amador Carballido, director general de Agexport, confirmó que Barrett manifestó el apoyo de EE. UU. a la entrada en vigor del mandato. Indicó que preocupa la intención de ciertos sectores por bloquear la aplicación de la mezcla, e incluso, que hay una propuesta en el Congreso para derogar la Ley de Alcohol Carburante.

En esa reunión Agexport manifestó su respaldo a la norma, al considerar que traerá beneficios como ahorro en combustible y mejora ambiental, dijo el ejecutivo.

Carballido señaló que se trata de una ley antigua, pero vigente, que otros países ya implementan con éxito. “No puede ser que Guatemala siga buscando explicaciones a dudas que ya fueron respondidas” con la experiencia registrada en otros países, añadió.

Agregó que, como sector exportador, respaldan que la norma se aplique, sobre todo porque ahora forma parte del convenio comercial con EE. UU.

El #EncargadoDeNegocios John Barrett sostuvo una productiva conversación con la Junta Directiva de @AGEXPORT sobre el impacto positivo del comercio exterior. Asimismo, la reunión reafirmó la importancia de que y implementen la mezcla del etanol, una solución perfectamente… pic.twitter.com/lqElN5cna9

— US Embassy Guatemala (@usembassyguate) February 19, 2026

En el anexo 3, sección D, del Acuerdo Comercial Recíproco, se reconoce el mandato del etanol y se establece el compromiso de “hacer los esfuerzos” por adquirir 50 millones de galones de etanol al año desde EE. UU., para incorporar la mezcla.

Carballido explicó que, aunque el volumen de compra no es completamente obligatorio, representa un compromiso que debe cumplirse. Además, indicó que la producción local no basta para cubrir la demanda, por lo que sería necesario importar desde mercados cercanos como el estadounidense.

Apoyo presidencial

El presidente Arévalo afirmó el 18 de febrero que se mantiene la implementación del E10 a partir de la fecha prevista. “La postura presidencial es clarísima: se está trabajando, es una decisión tomada, está en la ley, y necesitaba un reglamento. Seguimos adelante y se está dialogando con distintos sectores para explicar la situación”, afirmó.

Preparativos e incertidumbre

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) continúa los preparativos y prevé tener todo listo en mayo del 2026, según el viceministro de Hidrocarburos, Erwin Barrios.

El Acuerdo Gubernativo 257-2025, aprobado en diciembre del 2025, puso en vigencia el Reglamento General de la Ley de Alcohol Carburante, que establece incorporar 10% de etanol en las gasolinas a partir del 30 de junio del 2026. Esta medida había sido aplazada en varias ocasiones por gobiernos anteriores.

En semanas recientes, el tema recobró notoriedad en el Congreso, donde algunas bancadas han propuesto que el uso de la mezcla no sea obligatorio.

Expendedores: sin infraestructura lista

La Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (Ageg) expresó su postura ante diputados. Enrique Meléndez, director ejecutivo de Ageg, afirmó que no se oponen a la mezcla, siempre que sea opcional, ya que el consumidor debería elegir el tipo de combustible.

Meléndez señaló la necesidad de mesas técnicas para evaluar la implementación. Indicó que las estaciones aún no están listas, ya que sus certificaciones actuales no contemplan mezclas E10. Agregó que no existe una hoja de ruta clara ni protocolos oficiales.

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En cuanto a la infraestructura de los expendios, afirmó que las estaciones de servicio aún no están listas y que se requiere una adecuación específica, ya que las certificaciones actuales son para hidrocarburos, gasolinas y diésel, pero no para mezclas E10. Explicó que no existe una hoja de ruta ni protocolos oficiales que detallen los requerimientos que debe cumplir cada estación para operar con dicha mezcla.

Agregó que, aunque algunas empresas han propuesto readecuaciones, existen dudas sobre su efectividad. Por ello, consideró necesario realizar un análisis técnico especializado para determinar los requerimientos reales, tomando en cuenta la diversidad de equipos actualmente autorizados para combustibles sin etanol.

Según Meléndez, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) emitió una circular general con lineamientos, pero el sector considera que se requieren protocolos específicos, además de definir qué empresas estarán certificadas para realizar las adaptaciones necesarias y quién será la entidad responsable de validar que las estaciones están listas.

Además, expresó preocupación por la falta de empresas capacitadas para hacer las adecuaciones necesarias en el tiempo previsto.

Iniciativa propone derogar la ley

La diputada Nadia Lorena De León Torres presentó la iniciativa 6704, que propone derogar la Ley del Alcohol Carburante (Decreto Ley 17-85). La iniciativa solo contiene dos párrafos, ambos destinados a la derogatoria y no se plantea una nueva norma que la sustituya.

Según la exposición de motivos, la ley es obsoleta y generaría impactos económicos negativos, especialmente para familias de bajos ingresos. Además, se alega que no hay infraestructura ni estudios actualizados que respalden su viabilidad.

Meléndez indicó que la ley original no obliga a la mezcla, pero el reglamento sí. Considera que debe evaluarse si el país está en capacidad de aplicar esta medida. Opinó que el reglamento impone condiciones que podrían considerarse barreras no arancelarias.

Rechazo del sector productor

Al respecto, Ivanova Ancheta, directora ejecutiva de la Asociación de Productores de Alcohol de Guatemala (APAG), señaló que ven la iniciativa como muy preocupante, ya que consideran que carece de fundamento técnico o de política pública, y que únicamente propone derogar la ley.

“No tiene ninguna explicación sólida de por qué esta iniciativa puede anular una política pública tan importante y beneficiosa para el país”, afirmó la ejecutiva, al referirse a aspectos como la salud y la calidad del aire. Añadió que, en las mesas técnicas de diálogo, se ha comprobado que la aplicación del mandato no implicaría un aumento en el precio para el consumidor final.

Ancheta advirtió que la derogación de la norma pondría en riesgo el cumplimiento del acuerdo comercial con EE. UU. sobre la reducción de aranceles, compromiso que fue asumido por el Gobierno de Guatemala.

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Señaló que ve poco probable que se derogue la ley, ya que, en su opinión, la mayoría de diputados representan los intereses del pueblo de Guatemala y no se prestarían a ese tipo de acciones, además que el mandatario cuenta con diputados en el Congreso,

De eliminarse la ley, el reglamento quedaría sin sustento legal, lo cual haría inviable la implementación del mandato como política pública, pese a que Guatemala ha esperado su aplicación durante más de 40 años.

Recordó que el presidente de la República reiteró que la implementación continuará y que cuenta con respaldo en el Congreso.

Ancheta explicó que la Ley de Alcohol Carburante no fue elaborada por el sector productor, sino que establece la regulación para una mezcla mínima de E5. Data de 1985, aunque en ese momento no existía mercado para su aplicación.

Agregó que la posible derogación no afectaría directamente al sector productor, ya que el 80% de su producción se exporta. “No es que nos vayamos a quedar sin mercado, porque ya tenemos clientes internacionales altamente exigentes a quienes suministramos”, afirmó.

En cuanto a la petición de algunos sectores para que el uso de etanol sea opcional, la ejecutiva de APAG refirió que los guatemaltecos seguirán eligiendo entre gasolina regular y superior, incluso si se implementa la mezcla, por lo que no se atenta contra la libertad del consumidor final.

Además, destacó que con la mezcla se obtiene el beneficio de sustituir aditivos químicos actualmente presentes en la gasolina por un aditivo natural.

Consideró que el uso del etanol no puede ser optativo, dado que su esencia es precisamente la de una política pública. Desde el punto de vista logístico —añadió—, tampoco es viable hacerlo opcional, y aseguró que el consumidor final no será afectado.

Indicó que, si bien al sector productor no le afecta porque la mayoría de su producción se exporta, sí impacta en la efectividad de la política pública. En otros países existe una base obligatoria de mezcla, por ejemplo, del 10 %, y los niveles más altos se utilizan de forma optativa, añadió.

Precio del gas baja entre Q12 y Q48 en diciembre de 2025 y marca mínimo en cinco años

El precio del gas propano, como se le llama popularmente en Guatemala, registra una baja de hasta Q48, según el MEM, y se perfila como el más bajo de los últimos cinco años.

Glenda Burrión

18 de diciembre de 2025

|

12:47h

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El precio del gas propano en Guatemala baja hasta Q48. El MEM reporta los valores más bajos de los últimos cinco años para cilindros de Gas Licuado de Petróleo (GLP). (Foto, Prensa Libre: Hemoroteca)

El precio del gas en Guatemala baja hasta Q48. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) reporta los valores más bajos de los últimos cinco años para cilindros de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

El precio del gas propano se encuentra a la baja en el mercado guatemalteco, de acuerdo con el más reciente reporte de la Dirección General de Hidrocarburos. La reducción oscila entre Q12 y Q48, dependiendo de la presentación del cilindro.

Aunque durante los dos primeros meses de 2025 se reportaron incrementos, los últimos informes del MEM indican que el año cerrará con precios a la baja del gas, ubicándose entre los niveles más bajos de los últimos cinco años.

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Nuevos precios del gas propano al consumidor

La reducción aplica a todas las presentaciones de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y se refleja en los siguientes precios actuales al consumidor final:

Precio Propano en Guatemala al 17 de diciembre de 2025:

• Cilindro de 25 libras: bajó Q12, para un precio de Q98

• Cilindro de 35 libras: bajó Q17, para un precio de Q137

• Cilindro de 100 libras: bajó Q48, para un precio de Q392

Precios reportados por el MEM a inicios de 2025

Según el informe del MEM, correspondiente a la semana del 27 de enero al 1 de febrero de 2025, los precios del gas propano en Guatemala se establecían de la siguiente manera:

• Cilindro de 25 libras: Q110

• Cilindro de 35 libras: Q154

• Cilindro de 100 libras: Q440

Estas cifras evidencian la disminución reciente en comparación con los valores vigentes a inicios del año.

Precios de gas propano en los últimos años

Durante 2024, el precio del gas propano en Guatemala se mantuvo como uno de los más estables de los últimos años, ya que entre enero y junio no se registraron variaciones en los valores al consumidor. Fue hasta mediados de año cuando se aplicó una reducción que fijó los precios del Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Q110 para el cilindro de 25 libras, Q154 para el de 35 libras y Q440 para el de 100 libras, montos que se sostuvieron durante varios meses. 

Sin embargo, el penúltimo momento más barato del gas propano en el último quinquenio se registró entre abril de 2020 y enero de 2021, cuando los precios descendieron a Q99, Q168 y Q396, respectivamente, reflejando reducciones históricas.

Con las reducciones registradas en diciembre de 2025, el precio del gas propano en Guatemala se posiciona como el más bajo de los últimos años, incluso por debajo de los niveles alcanzados en 2021, según los registros oficiales del sector energético.

Petróleo

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Oleoducto sigue sin operador y el MEM deberá lanzar licitación a pedido de Contraloría

Según el MEM la Contraloría General de Cuentas es del criterio que se requiere licitación. El Ministerio prepara ese proceso, pero paralelamente aún buscará que se acepte como contratación por emergencia argumentando el criterio de finalización anticipada del contrato.

Rosa María Bolaños

1 de diciembre de 2025

|

00:10h

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El contrato del oleoducto vencía en el 2044, pero la compañía decidió la finalización unilateral, al vencerse el contrato 2-85 del Campo Xan, tras no lograrse reformas a la ley que abrían la posibilidad de otras modalidades con las cuales se podría prorrogar este y otros contratos. (Foto, Prensa Libre: Perenco).

Tres meses y medio después de haberse dado por terminado el contrato para la operación y administración del oleoducto, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) aún no ha logrado contratar a una nueva firma. Tras haber intentado hacerlo mediante la figura de emergencia, ahora deberá efectuar una licitación.

El Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH), también conocido como oleoducto, operaba bajo un contrato de 25 años que vencía en junio del 2044. Sin embargo, la empresa Perenco Guatemala decidió darlo por terminado de forma unilateral, por lo que el activo fue entregado al Estado el 12 de agosto del 2025.

Ese mismo día venció el contrato 2-85, que incluía la operación y mantenimiento del campo petrolero Xan (en San Andrés, Petén) y la refinería, por lo que dichos activos también fueron entregados al Estado. La empresa optó por terminar, además, mencionado contrato del oleoducto.

El MEM declaró en agosto como una emergencia la contratación de servicios petroleros mediante dos acuerdos ministeriales para operar y administrar tanto el oleoducto como la refinería. En el proceso se estableció que los servicios del SETH debían contratarse en un plazo no mayor de 45 días, mediante invitación pública a empresas proveedoras del sector.

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A inicios de octubre se convocó a las empresas interesadas en operar el oleoducto. Se presentaron tres compañías, cuyas propuestas serían analizadas por una junta verificadora. Sin embargo, a finales de ese mes, el MEM derogó las resoluciones que declaraban la emergencia para contratar ambos servicios.

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, explicó que la derogatoria respondió a una solicitud de la Contraloría General de Cuentas (CGC). Agregó que se tenía previsto dialogar con esa entidad para reconsiderar qué obras pueden ser consideradas emergencias.

Según el MEM, tanto el oleoducto como la refinería calificaban como emergencia. Sin embargo, la CGC no coincidió con esta interpretación, y para evitar conflicto se optó por eliminar dicha declaratoria y contemplar la vía de la licitación pública, según Ventura.

Ventura indicó que se espera tener decisiones respecto de los procesos relacionados con el oleoducto, la refinería y el campo Xan a inicios del próximo año.

El viceministro de Energía y Minas, Erwin Barrios, encargado del área de hidrocarburos y minería, amplió que la vía rápida de emergencia quedó cancelada por recomendación de la CGC. Por ello, se implementará la vía larga: la licitación pública para contratar un nuevo operador del oleoducto.

Según Barrios, la CGC consideró que no se cumplen los criterios para contratar por emergencia. El MEM, sin embargo, insiste en que la finalización anticipada del contrato —que vencía hasta el 2044— generó una necesidad inesperada y puede usarse esa modalidad basados en la Ley de Hidrocarburos. Por eso, han sostenido reuniones con la CGC para explicar su interpretación.

El MEM trabaja dos opciones de forma paralela: preparar la licitación pública —que podría lanzarse antes de finalizar el 2025 o en los primeros meses del 2026— y mantener comunicación con la CGC para que se acepte el criterio de contratación por emergencia.

“No podemos esperar a que ocurra una cosa para empezar con la otra. También estamos preparando toda la documentación para la licitación, mientras gestionamos que se vuelva a habilitar la emergencia”, explicó Barrios.

De confirmarse que será por licitación, se espera que esta esté lista en el 2025, ya que, según la Ley de Hidrocarburos, el proceso podría tardar unos ocho meses, añadió el viceministro.

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Consultado sobre qué ocurrirá mientras no se contrata a un nuevo operador, Ventura dijo que aún no hay una solución definida para el mantenimiento del oleoducto. Agregó que la finalización del contrato fue inesperada y no había una planificación previa, por lo que trabajan en medidas contingentes.

Refinería: se prevé licitar

En el caso de la refinería, también incluida en el contrato 2-85 que venció el 12 de agosto y que ahora está a cargo del Estado, se analiza realizar una licitación pública, aunque esta no necesariamente iría junto con la del oleoducto, explicó Barrios.

¿Se licitarán otras áreas petroleras?

Jorge García Chiu, exviceministro de Energía y Minas, comentó que debe analizarse el interés que podrían generar tanto la refinería como el oleoducto, en un contexto de baja producción petrolera. Recordó que el contrato del campo Xan generaba alrededor del 80% de la extracción nacional y venció en agosto. Además, no se visualizan licitaciones cercanas para nuevos campos.

Según datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM), en el 2024 se produjeron alrededor de 1 millón 900 mil barriles de petróleo en el país. De enero a junio del 2025 se reportan 1 millón 624 mil 442 barriles, de los cuales 531 mil 473 provinieron del campo Xan, operado por Perenco.

Esta firma redujo su producción en mayo mientras que en junio, ya no reportó producción, según las cifras divulgadas en la sección de estadísticas del sitio web del MEM.

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Consultado Ventura sobre cómo sería rentable para las empresas que contraten la operación del oleoducto o la refinería, tomando en cuenta que el contrato de explotación del campo Xan —que generaba alrededor del 80% del petróleo nacional— ya venció, y sobre lo que se tiene planificado, el ministro explicó que la idea es lanzar campos ubicados fuera de áreas protegidas. Con ello se asegura que no haya conflictos con las leyes vigentes en esa materia, y que se puedan otorgar contratos con los plazos necesarios para permitir a un operador establecer un programa de inversiones y poner en marcha las instalaciones.

Entre los campos que podrían generar producción petrolera mencionó el campo Atzam. Además, por su ubicación, se ha identificado el campo Chocop, que podría producir, en el corto plazo, petróleo pesado y ser entregado a esta refinería. Estas son áreas que ya estaban operando, pues un campo nuevo requerirá más tiempo para convertirse en productor.

También se deberán establecer esquemas que hagan atractiva la operación. Entre estos mencionó que se prevé licitar otras áreas.

En la actualidad hay cuatro áreas en análisis en el norte del país, como Alta Verapaz o Petén, y posiblemente entre Huehuetenango y Quiché, pero todas ubicadas fuera de áreas protegidas. Se considera que este proceso deberá lanzarse en los próximos meses o, a más tardar, en el primer o segundo trimestre del 2025.

En cuanto a la posibilidad de importar petróleo, es una decisión que tendrá que tomar la empresa interesada en operar esos activos. Si la compañía considera que le resulta económico, será parte de los aspectos que deberá evaluar.

Siguen solicitando presupuesto para el cierre de Xan

En cuanto al campo Xan, el MEM mantiene la solicitud de ampliación presupuestaria para cubrir los costos del cierre técnico de 59 pozos. Este se estima en US$50 millones.

Ventura indicó que, si no se logra hacer una licitación pública, la Ley de Compras y Contrataciones contempla mecanismos como la adquisición directa, pero se respetarán los procedimientos legales.

También se había declarado una emergencia para este caso y se abrieron dos convocatorias de manifestación de interés. Sin embargo, se rectificó que el cierre debe ser cubierto con presupuesto estatal, lo cual obliga a una licitación.

El MEM prepara una nueva licitación del Plan de Expansión de Transmisión PET 4 para el 2026

Luego de haberse declarado desierta la tercera licitación del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión, conocida como PET 3, el MEM se alista para lanzar el cuarto evento, mientras que dos bloques de obras del fallido concurso serán efectuados por el Inde bajo la modalidad de iniciativa propia.

Rosa María Bolaños

19 de noviembre de 2025

|

05:00h

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El MEM y el sector privado expresan la necesidad de continuar procesos para la construcción y expansión de la red de transmisión de electricidad. (Foto: Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, dijo que la licitación PET 3 lamentablemente no tuvo los resultados deseados, por lo que se están haciendo las enmiendas correspondientes y se prepara la PET 4.

Se prevé que sea una licitación más grande y se revisarán y mejorarán las bases en los aspectos que pudieron haber generado dudas entre los inversionistas, agregó el funcionario.

También se revisarán las participación del Estado como oferente, ya que la licitación tuvo un participante de gran calidad —el Inde—, pero fue descalificado. “Ahí la pregunta es cómo es que quizás el agente más serio que podíamos tener en transmisión fue descalificado”, expresó el ministro, al añadir que esperan que ese aspecto no se repita.

La convocatoria al nuevo evento será el próximo año. Para ello, ya se presentó un nuevo plan de transmisión, que actualmente recibe comentarios y se prevé oficializar en enero. Después de ello, se empezará a trabajar y gestionar la PET 4.

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Algunas de las obras de la licitación PET 3 serán ejecutadas por otro mecanismo, con participación del Inde, añadió.

En tanto viceministro de Energía del MEM, Juan Fernando Castro, explicó que las obras de los bloques 2 y 3 que conformaron parte de la tercera licitación, serán realizadas por el Inde, mediante la modalidad de iniciativa propia.

Coincidió con Ventura en que no se puede esperar más tiempo, por lo que se busca que algunas obras sigan avanzando debido a la necesidad de llevar energía a ciertas áreas o reforzar la transmisión existente.

Estos bloques incluyen obras como líneas hacia Lívingston, tres subestaciones en Quiché, dos en Alta Verapaz y dos en Izabal, además de Petén, y de algunas líneas asociadas, explicó Castro.

Según los datos divulgados en las bases de licitación de la PET 3, el bloque 2 busca contribuir a la conexión de las regiones Norte y Nororiente del país, e incluye subestaciones en El Chal, Ixbobó, Lívingston y Tierra Blanca, así como 57 kilómetros en cuatro líneas de transmisión entre Petén, Izabal y Alta Verapaz. Entre ellas figura una línea de Lívingston a Modesto Méndez, de 54 kilómetros.

Con el bloque 3 se busca expandir la red para conectar a nuevos usuarios de Alta Verapaz. De acuerdo con las bases de la licitación anterior, ese bloque comprende seis subestaciones y nueve líneas que suman 267 kilómetros.

Se solicitó la versión del Inde al respecto, pero aún no se ha recibido respuesta.

La Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE) considera conveniente que se puedan lanzar una o más licitaciones para agilizar la expansión de la red a la mayor brevedad, por lo que estiman que es un asunto que no puede atrasarse más, expresó el presidente de la entidad, David Cabrera Palomo.

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Actualmente, la opción del Ministerio es volver a licitar los proyectos de la PET-3 en forma total o parcial, pero se considera que será beneficioso que se lancen lo antes posible.

Transportistas: agilizar procesos y disminuir riesgos

AGTE había señalado algunas dudas de los inversionistas respecto de las bases de licitación y condiciones del contrato de la PET-3. Ahora, indicó Cabrera, para los nuevos eventos deben mejorarse disposiciones como:

A nivel general, la gestión del riesgo debe quedar mejor elaborada. El riesgo tiene que compartirse, y muchas veces no necesariamente debe ser absorbido por el Estado, sino que este debe generar las condiciones para que dicho riesgo se reduzca o minimice.

En la medida en que este punto se logre resolver en la licitación, se atraerá mayor interés.

Entre otros aspectos, se menciona la necesidad de garantías para el cumplimiento del contrato y la separación de las obras en lotes pequeños, ya que mientras más pequeño sea un proyecto, más oportunidades habrá de que participen varios oferentes. Mientras más grandes son los proyectos, se restringe la participación debido a su tamaño.

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Además, en enero, el MEM deberá entregar el nuevo Plan de Transporte, el cual podría abrir la puerta para desarrollar más licitaciones con proyectos de gran importancia e interés para el sistema.

Consultado sobre la posibilidad de que el Inde construya algunas obras de la PET-3 bajo la modalidad de iniciativa propia, Cabrera indicó que la decisión de qué proyectos incluir o no es responsabilidad del Ministerio. No obstante, considera que un diseño óptimo de los proyectos favorece el éxito de las licitaciones.

El directivo de AGTE explicó que, dado que la licitación PET-3 se cerró, cualquier obra puede ser solicitada por cualquier agente de mercado para desarrollarla bajo el modelo de iniciativa propia, incluido el Inde, a través de la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), propiedad de dicho instituto.

Cabrera afirmó que las obras o proyectos que cualquier agente pueda ejecutar bajo iniciativa propia son bienvenidos al sistema, siempre y cuando se cumpla con el proceso correspondiente para su solicitud.

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Otras obras ajenas al PET 3

Castro indicó que, aparte, el Inde trabaja en una línea nueva en Petén, con capacidad de 230, para lo cual ya adquirió un terreno en el municipio de Santa Ana y se encuentra en proceso de Estudio de Impacto Ambiental. También se trabaja en otra línea de 230 para Cobán.

Respecto a la PET 4, Castro explicó que es obligatorio para el país continuar con las licitaciones. El MEM ya presentó el estudio a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), que deberá revisarlo junto con el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), ente operador de la red.

Ventura es actualmente el presidente del Inde, y Castro es el directivo suplente nombrado por el MEM.

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Guatemala necesita una inversión de aproximadamente Q7 mil 500 millones para llevar electricidad a 344 mil hogares y alcanzar la cobertura universal. Alta Verapaz registra la menor cobertura con solo 56.35%, según índice.

Rosa María Bolaños

29 de septiembre de 2025

|

14:30h

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Con proyectos de electrificación rural se busca ampliar la cobertura del servicio. En al país aún casi el 10% de población n o tiene ese servicio en su hogar o comunidad. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) reporta que hay 344 mil hogares que no cuenta con electricidad, lo que equivale a un 9.2% de falta de cobertura en el país, según el Índice de Cobertura Eléctrica (ICE) del 2024.

Dicho índice alcanzó un 90.76% de cobertura nacional, clasificada en cuatro niveles por departamento, desde el más alto hasta el más bajo. El departamento con menor cobertura es Alta Verapaz.

Alta Verapaz alcanza un 56.35% de cobertura, pero algunos de sus municipios no llegan al 50%: Santa María Senahú, 27%; San Agustín Lanquín, 37%; Panzós, 41%; Chahal, 42%; y Fray Bartolomé, 50%, según datos divulgados el lunes 29 de septiembre por el ministro Víctor Hugo Ventura.

En el segundo grupo con menor cobertura se ubican siete departamentos. Después de Alta Verapaz, Petén tiene 81.07%, seguido de Baja Verapaz y Chiquimula, luego Huehuetenango, Quiché e Izabal, todos en un rango de entre 82% y 83%, y Jalapa con 89.17%.

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Siete departamentos tienen cobertura de entre 90% y 95%. El más bajo es Zacapa, con 90.32%, y el más alto, Jutiapa, con 94.64%.

En el grupo con mayor cobertura (95% en adelante) están otros siete departamentos. Totonicapán alcanza 96.14%, y según el ministro, solo tres departamentos “pueden decirse que están totalmente electrificados”: Sacatepéquez, Guatemala y Escuintla, que aparecen con 99.99%, 99.93% y 99.50%, respectivamente.

Ventura añadió que, a nivel internacional, Guatemala solo supera a Haití y a Honduras en cobertura eléctrica.

¿Cuánto se requiere?

El ministro explicó que se necesita una inversión para conectar a los 344 mil hogares restantes mediante sistemas de distribución o sistemas aislados. También se requieren inversiones en redes, líneas de transmisión y subestaciones. La inversión estimada es de entre US$900 millones y US$1 mil millones, equivalentes a unos Q7 mil 500 millones.

“Eso es lo que tiene que invertir el país para lograr la universalización del servicio de energía”, expresó el funcionario.

Desde el inicio del gobierno, las autoridades han anunciado como meta alcanzar el servicio universal de electricidad. Según la Ley General de Electricidad, en el área de generación existen unos 125 generadores, entre privados y el Instituto Nacional de Electrificación (INDE), explicó Ventura.

El INDE sigue siendo un actor importante en generación, pero actualmente aporta entre el 15% y 17% de la producción total de energía, en transporte y transformación operan unas 10 empresas, siendo el INDE responsable de cerca del 45% de estos servicios, según añadió.

La distribución está a cargo de tres grandes compañías: la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), y las dos distribuidoras de Energuate (Deocsa y Deorsa). Además, existen unas 14 empresas eléctricas municipales.

“El Estado como tal no presta el servicio final de electricidad. Sin embargo, a través de nuestro ministerio se coordinan las políticas, planes y programas para que la energía no nos falte”, dijo el funcionario.

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Nuevas licitaciones

Añadió que en el 2025 se lanzaron tres licitaciones, dos en abril y una en agosto.

Las licitaciones lanzadas en abril corresponden a la quinta convocatoria de contratos a largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG 5), mediante el cual las tres distribuidoras buscan proveerse de 1 mil 550 megavatios, a la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión Eléctrica (PET 3), enfocado en cuatro bloques.

En tanto el INDE lanzó en agosto el otro evento, que consiste en la primera de cuatro licitaciones para ejecutar proyectos como parte del Programa de Infraestructura de Electrificación Rural (PIER), con el cual se espera ampliar la red. En la primera licitación estima una inversión de US$17.5 millones, según se dio a conocer en esa oportunidad.

El financiamiento para el PIER proviene de un préstamo de US$120 millones, que brindó por partes iguales del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la cooperación de Corea del Sur por medio del Fondo Coreano de Inversión. Con este se prevé que en total 40 mil hogares nuevos en zonas rurales con población indígena tengan acceso a electricidad. Incluiría nuevas líneas de distribución eléctrica y se prevé que aumente en 2.78 puntos porcentuales el índice de cobertura eléctrica.

Según Ventura, se tienen altas expectativas de participación, ya que con estas grandes licitaciones históricamente podría ser la mayor inversión en el sector energético, con más de US$4 mil millones.

El ministro reconoció fallas en el avance en el área de transmisión, debido a que la última licitación de este tipo, lanzada en 2015, ha tenido muy poco avance en una década. Por ello, la PET 3 incluye requisitos más estrictos para asegurar la participación de empresas idóneas.

En cuanto a la universalización del servicio eléctrico, Ventura dijo que se promueve desde el INDE con apoyo del Gobierno Central, financiamiento externo y recursos institucionales.

Ventura también mencionó que se trabaja en brindar el servicio de energía eléctrica a 52 mil personas, mediante 8 mil 750 proyectos de electrificación rural, con una inversión de Q157 millones, enfocados en Alta y Baja Verapaz, Petén, Izabal, Quiché, Huehuetenango y Chiquimula. Estos serían con fondos propios del INDE por medio de Proyectos de Electrificación Rural.

Guatemala

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Por emergencia, MEM adjudica operación de pozos petroleros en Quiché y Alta Verapaz

La explotación, exploración y cierre técnico de las áreas Atzam y Tortugas, que estuvieron a cargo de Latin American Resources, se concedió a Insersa por un plazo de diez años.

José Manuel Patzán

1 de septiembre de 2025

|

00:06h

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La explotación y exploración petrolera en Quiché y Alta Verapaz se concedió por un plazo de diez años. (Foto Prensa Libre: Shutterstock)

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó, por emergencia, la exploración y explotación de los pozos petroleros Atzam y Tortugas a la empresa Industrial de Servicios, Sociedad Anónima —Insersa, por su nombre comercial—.

Los pozos, que deben someterse a un cierre técnico al cabo de los diez años del contrato, generan rendimientos diarios de alrededor de US$65 mil, de acuerdo con fuentes informadas sobre la extracción petrolera.

El contrato de servicios petroleros de emergencia para el bloque 7a número cero uno guion dos mil veinticinco (01-2025), celebrado el 8 de agosto entre el Ministerio de Energía y Minas e Insersa establece que la contratista podrá realizar los trabajos de exploración indirecta y directa que considere necesarios, para obtener una mayor producción y que los ingresos obtenidos sean destinados conforme a la distribución indicada para la ejecución del cierre, desmantelamiento y abandono.

Por años, los pozos estuvieron administrados por Latin American Resources, compañía vinculada con Gregory Charles Smith, esposo de la excandidata a la presidencia Zury Ríos.

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Señalamiento

La explotación de los pozos Atzam y Tortugas, ubicados en Ixcán, Quiché y Cobán, Alta Verapaz, estuvo marcada por señalamientos de daños ambientales y sociales.

En 2023 el MEM puso fin al contrato con LAR “por incumplimientos legales y contractuales”, de acuerdo con los antecedentes expuestos en el contrato 01-2025 con Insersa. Luego de los trámites internos, en febrero de 2025 el MEM acordó “declarar de emergencia la contratación de servicios petroleros”, según se indica en el contrato “para garantizar la seguridad de las personas y comunidades circunvecinas, el medioambiente , así como las instalaciones, bienes e intereses del Estado” mediante la continuidad de las operaciones petroleras.

Las empresas que buscaron obtener la operación de los pozos son las sociedades anónimas Arcadia Exploraciones; Calidad; Operadores Mineros; Islanda Oil Exploration Services; Tritan Energy Guatemala, e Industrial de Servicios (Insersa).

Insersa se constituyó el 11 de enero de 2024 bajo la fe de la notaria Emily Antonieta Cacoj Pérez. Según registros oficiales, sus socios fundadores son Charles Edward Coates Villacorta y José Ramón Soto Gálvez.

Fuentes del sector petrolero y representantes comunitarios señalan que Insersa podría estar vinculada con las mismas personas que integraban LAR. Los pozos Atzam y Tortugas, según estimaciones, podrían generar rendimientos diarios cercanos a los US$65 mil, lo que explicaría el interés de diversas empresas por mantener su explotación operativa de forma inmediata.

Los representantes de LAR como los de Insersa niegan cualquier vinculación directa.

En 2024, el MEM resolvió cancelar el contrato de LAR por atraso en el pago de regalías, multas y otros adeudos que ascendían a aproximadamente US$1.5 millones, más intereses. Además, las comunidades locales de Alta Verapaz denunciaron reiteradamente promesas incumplidas de indemnización, desarrollo y compensaciones laborales que LAR no cumplió.

Investigaciones de los medios No Ficción y ConCriterio han detallado cómo LAR, bajo diferentes nombres corporativos —como Mexpetrol, Petro Latina o Quetzal Energy—, atrajeron inversiones millonarias desde Australia, cuyos fondos desaparecieron sin generar los beneficios esperados. Algunos exdirectivos fueron señalados por desfalcos y desvío de recursos, mientras que la empresa enfrentaba demandas judiciales tanto en Guatemala como en el extranjero.

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Además, investigaciones periodísticas han señalado que Smith intentó incidir en las decisiones del MEM mediante contactos con funcionarios y aliados políticos, en un esfuerzo por evitar la revocación de los derechos de explotación. Sin embargo, la cartera resolvió dar por terminado el convenio.

Se pidió al Ministerio de Energía y Minas una explicación sobre la concesión del contrato pero durante una semana no se obtuvo respuesta.

Sin conexiones

La exrepresentante legal de Latin American Resources, Andrea María Fajardo López, explicó que trabajó para esa compañía durante más de doce años y que, desde 2018, denunció actos de corrupción cometidos por directivos y funcionarios vinculados con el sector de hidrocarburos. Según relató, ella misma filtró información a medios de comunicación sobre presuntas irregularidades y asegura que, a raíz de eso, ha sido objeto de señalamientos y campañas en su contra.

En cuanto a las acusaciones de que los socios de Insersa —la empresa que actualmente administra los pozos Atzam y Tortugas— serían los mismos que operaban Latin American Resources, Fajardo lo calificó como “100 % falso”. Subrayó que no mantiene ninguna relación con los inversionistas anteriores y que, por el contrario, algunos de ellos formaron parte de empresas competidoras.

Afirmó que Insersa cuenta con respaldo financiero y técnico propio, distinto al de los inversionistas de Latin American Resources. Reiteró que los ataques en su contra responden a los intereses de competidores y exfuncionarios del sector energético.

“No soy dueña, ni socia, ni accionista de ninguna de estas compañías. Lo único que hago es dar la cara y trabajar con transparencia”, afirmó.

Fajardo recalcó que, en su caso, únicamente prestó servicios de consultoría a Insersa para que pudieran participar en el evento. Relató que, en el pasado, enfrentó procesos legales y embargos personales derivados de conflictos con exempleados de LAR.

En relación con los señalamientos de contaminación ambiental en Alta Verapaz por parte de LAR, Fajardo sostuvo que se trató de acusaciones falsas. Según su versión, durante la inspección se comprobó que los residuos encontrados no provenían de la operación petrolera, sino que habían sido colocados por pobladores con aceite quemado.

“Fue lo mismo que ocurrió en Fray Bartolomé de las Casas, un montaje provocado por actores interesados en apropiarse del campo”, afirmó.

La exrepresentante señaló que, en ese entonces, recomendó al presidente de LAR, Gregory Smith, que la empresa debía cumplir con sus pagos de regalías, las cuales ya acumulaban multas y moras millonarias. Según sus cálculos, la deuda total podría rondar los US$5 millones, considerando penalidades e intereses.

Además, Fajardo mencionó que interpuso denuncias en el Ministerio Público relacionadas con la captación irregular de capitales en el extranjero por parte de LAR. Una de estas fue presentada en abril de 2021, pero aseguró que el abogado Steve Galindo, vinculado a la petrolera, logró que se desestimara. Sin embargo, este año el caso volvió a reactivarse, y ella continúa aportando información al proceso.

Aseguran que no hay nexos

Daryn Barahona, director de Industrial de Servicios, Sociedad Anónima (Insersa), negó que exista algún tipo de relación con la compañía Latin American Resources, anterior operadora de los pozos petroleros Atzam y Tortugas, en Alta Verapaz.

“Eso es totalmente falso. Somos una empresa mexicana, 100% independiente y no tenemos nada que ver con Latin American”, aseguró el directivo en comunicación con Prensa Libre.

El ejecutivo explicó que la confusión se ha generado porque Insersa está actualmente a cargo de la explotación de los pozos, luego de que Latin American dejara diversas deudas en el país.

“La gente piensa que somos la misma empresa, pero no es así. Incluso estamos pagando compromisos que no nos corresponden. Lo que queremos es reactivar la economía local”, indicó.

Además, invitó a la prensa a visitar las operaciones en Alta Verapaz para constatar el trabajo en campo.

Sobre Latin American, Barahona señaló que la firma perdió totalmente el control de los pozos por incumplimientos con el Estado. “Ellos no pagaron lo que debían y por eso se les retiró la operación”, afirmó.

El directivo aclaró que los pozos están cerrados desde hace cuatro años, por lo que actualmente “no hay absolutamente nada de producción; es cero”. No obstante, adelantó que Insersa planea invertir de inmediato para reactivar los campos:

“Inicialmente estamos hablando de una inversión de US$3 millones para mitigar la emergencia, pero a largo plazo la cifra podría alcanzar los US$10 millones.”

Sobre el tema ambiental, reconoció que el proceso está en desarrollo debido a la naturaleza de la adjudicación. “Como es un contrato de emergencia, estamos trabajando en paralelo con la actualización del estudio de impacto ambiental. Hay que retomar el que ya existía y luego hacer uno con más detalle”, señaló.

Finalmente, invitó a visitar el área para constatar las condiciones en que recibieron los campos y los trabajos en marcha: “Sería muy bueno que fueran a ver cómo está ambientalmente el estado del campo, el estado de los pozos y las comunidades.”

Precio del gas en Guatemala: cuánto bajó en la última semana y cuánto cuesta el cilindro

Según el monitoreo del Ministerio de Energía y Minas (MEM), los precios de referencia del gas licuado de petróleo (GLP) en todo el país presentan una reducción respecto del inicio de semana.

Rosa María Bolaños

22 de agosto de 2025

|

18:48h

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El precio del gas propano reporta baja que varía según la presentación en cilindro. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

Las cifras divulgadas por la institución con el monitoreo al 21 de agosto, reflejan que por libra el nuevo precio se ubica en Q4.40, lo que significa una baja de Q0.40 por libra, equivalente a 8.33%. Y los precios vuelven a niveles de enero del 2025.

Por presentación en cilindros al 21 de agosto, el MEM reporta estos precios:

• Cilindro de 25 libras: Q110, una baja de Q10
• Cilindro de 35 libras: Q154, bajó Q14
• Cilindro de 100 libras: Q440, disminuyó Q40

Las empresas Zeta Gas y Tropigas informaron en sus redes sociales sobre estas rebajas en las presentaciones citadas.

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Aunque no aparecen en el monitoreo del MEM ni en los reportes de las compañías, al aplicar la baja por libra, el cilindro de 40 libras se estimaría en Q176, con una reducción de Q16, y el de 60 libras en Q264, con una baja de Q24.

Los precios están regresando a los niveles registrados hasta enero del 2025, cuando posteriormente durante febrero se reportaron dos incrementos en ese mismo mes.

Lea más en: Precio del gas propano en Guatemala: ¿Cuánto ha aumentado en los últimos cinco años y qué esperar? 

El MEM aún no informa en su monitoreo las razones de esta variación.

De noviembre del 2021 a junio del 2023 el gas contó con subsidio, debido al alza drástica registrada por las condiciones del mercado internacional. El resto del tiempo ese beneficio ya no se aplicó.

Industria extractiva

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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

Guatemala recupera el Campo Xan después de 40 años de explotación petrolera en plena área protegida

El Gobierno de Guatemala asumirá el control del Campo Xan en Petén el 12 de agosto de 2025, tras finalizar el contrato petrolero con Perenco Guatemala, priorizando la recuperación ambiental del área protegida.

Glenda Burrión

11 de agosto de 2025

|

20:20h

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Infraestructura del Campo Xan, en el Parque Nacional Laguna del Tigre, Petén, que el Gobierno de Guatemala asumirá el control a partir del 12 de agosto de 2025, tras el cierre del contrato petrolero con Perenco Guatemala. (Foto, Prensa Libre: archivo Perenco).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) confirmó que el próximo 12 de agosto el Estado guatemalteco recibirá oficialmente las instalaciones, equipos e infraestructura que operaba la empresa Perenco Guatemala Limited en el Campo Xan, situado dentro del Parque Nacional Laguna del Tigre, en San Andrés, Petén. 

Este hecho marca el cierre definitivo de un contrato que inició en 1985 y que, tras una prórroga, concluye después de 40 años de operación petrolera en una de las áreas protegidas más extensas del país. 

Entre los activos que pasarán a manos del Gobierno figuran la infraestructura del sistema estacionario de transporte de combustible, una pista de aterrizaje, un centro de salud y un ferry que presta servicios de cruce sobre el río San Pedro, en la aldea El Naranjo.

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Estos bienes serán administrados por instituciones gubernamentales para garantizar su continuidad operativa y evitar su deterioro. 

Un contrato con cuatro décadas de historia 

El contrato 2-85 fue firmado en 1985 entre el Estado de Guatemala y la empresa Basic Resources (que posteriormente fue adquirida por Perenco Guatemala) para la explotación del Campo Xan, uno de los yacimientos petroleros más importantes del país. 

Originalmente, el acuerdo tenía una vigencia de 25 años, pero en el 2010 fue prorrogado por 15 años más.

El 12 de agosto del 2025 marca el punto final de este convenio, que ya no podía extenderse debido a la legislación vigente. 

Intentos de reformar la ley o aprobar nuevas modalidades para prolongar la operación fracasaron tanto en el gobierno anterior como en el actual. 

Declaratoria de emergencia y cierre técnico ambiental 

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, explicó que existe un vacío en la legislación petrolera que impide obligar a las empresas a realizar un cierre técnico ambiental al finalizar sus operaciones. 

Esto implica que, sin intervención estatal, los pozos podrían quedar abiertos y representar un riesgo de contaminación para el medio ambiente y las comunidades cercanas. 

Ante esta situación, el MEM declaró un estado de emergencia institucional, lo que permitirá la contratación directa de una consultoría especializada que supervise el cierre técnico de los pozos y la rehabilitación del área. 

Impacto ambiental y controversias 

La operación de Perenco en el Campo Xan ha estado acompañada de críticas por parte de organizaciones ambientales y sectores sociales, debido a que el proyecto se ubica dentro de un área protegida. 

Ambientalistas han cuestionado la ausencia de un estudio de impacto ambiental aprobado bajo las normativas actuales y han señalado riesgos para la biodiversidad de la Laguna del Tigre, uno de los humedales más grandes de Centroamérica y hábitat de especies en peligro de extinción como el jaguar y el tapir centroamericano. 

El viceministro de Ambiente y Recursos Naturales explicó que el proceso de cierre de operaciones de Perenco inició hace un año. El objetivo del MARN y del INAP es recuperar los hábitats naturales del Parque Nacional Laguna del Tigre, con el fin de permitir la restauración ecológica del agua, el bosque, el suelo y la fauna de la zona. 

Por otro lado, defensores de la operación argumentan que la explotación petrolera ha generado ingresos fiscales, empleos y desarrollo en comunidades cercanas, además de contribuir a la producción nacional de hidrocarburos. 

Futuro de la infraestructura y nuevos planes 

Las autoridades del Gobierno anunciaron que se convocarán 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 en Guatemala. 

Este análisis incluirá la viabilidad técnica y financiera de continuar con proyectos extractivos en la zona o bien reconvertir los activos para otros fines productivos o de conservación. 

Marco legal y antecedentes de prórrogas 

De acuerdo con el MEM, desde el 2010 se sabía que el contrato finalizaría en agosto del 2025, lo que ha llevado a cuestionamientos sobre la falta de previsión de gobiernos anteriores para iniciar a tiempo el proceso de cierre y transición. 

La ley actual no establece con claridad la obligación de un cierre técnico ambiental, lo que obligó a las autoridades a declarar la emergencia para actuar una vez que la empresa entregue oficialmente las instalaciones. 

Importancia estratégica del Campo Xan 

El Campo Xan es considerado un punto clave en la producción petrolera en Guatemala, ya que ha sido uno de los yacimientos con mayor volumen de extracción.

Además, contaba con una red de oleoductos que conectaba con la refinería y otras instalaciones de procesamiento, representando un eslabón importante en la cadena energética nacional. 

Petróleo

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Perenco rompe contrato del oleoducto por lo que pasará a control del Estado, así como los pozos del campo Xan y la refinería

El contrato de la operación del oleoducto concluía en junio del 2044 y el Ministerio de Energía y Minas (MEM) analiza su futuro. También recibirá los activos derivados del contrato 2-85 que vence el 12 de agosto.

Rosa María Bolaños

8 de agosto de 2025

|

00:10h

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La compañía Perenco Guatemala Limited opera con el contrato 2-85 el campo petrolero Xan, en San Andrés, Petén, así como la refinería, este vence el 12 de agosto. Aparte, con otro contrato opera el oleoducto. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El Estado recibirá el 12 de agosto los activos y el área del campo petrolero Xan, ubicado en San Andrés, Petén, así como los que corresponden a la refinería y el oleoducto, tres operaciones que están actualmente a cargo de la compañía Perenco Guatemala, informó el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura.

Al menos ocho empresas han mostrado interés en ofrecer los servicios petroleros para el cierre técnico de los pozos, y se prevé que el 23 de septiembre se defina cuál será la seleccionada, según el MEM.

El funcionario explicó a Prensa Libre que Perenco decidió retirarse también del oleoducto, aunque este contrato aún no vence.

El contrato 2-85, que incluye el campo petrolero Xan, los pozos respectivos, así como la refinería, vence el 12 de agosto próximo. Dicho campo genera alrededor del 80% del petróleo producido en Guatemala.

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 El plazo original fue de 25 años y tuvo una prórroga de 15 más; sin embargo, con la ley y el contrato actual ya no había opción de una nueva extensión, y no se lograron aprobar iniciativas legislativas que buscaban, bajo distintas modalidades, alguna ampliación, tanto en el gobierno anterior como en el actual.

“El contrato tiene vigencia hasta el día 12 a las 12 de la noche, entonces los diputados del Congreso tienen la última palabra. Solo ellos tienen la facultad de aprobar o modificar leyes”, señaló Ventura. Añadió que únicamente se podría ejecutar un cierre técnico con aprovechamiento del yacimiento mediante una reforma a la Ley de Hidrocarburos, como la que se planteó.

Oleoducto: Perenco se retira

La refinería, al igual que los pozos, es parte del contrato 2-85 y, por tanto, debe ser entregada al Estado según las condiciones pactadas.

El caso del oleoducto, denominado Sistema Estacionario de Transporte de Hidrocarburos (SETH), finaliza por terminación unilateral del contrato por parte de Perenco, según el MEM. Por ello, también se recibirán los activos e instalaciones.

La compañía administró el oleoducto durante 25 años con el primer contrato, luego dos años más con contratos de emergencia, y en junio del 2019 se le adjudicó nuevamente por 25 años, plazo que finalizaría en junio del 2044.

“Perenco se retira del oleoducto por voluntad propia y, ante ello, habrá que proceder conforme a los mecanismos previstos en la Ley de Hidrocarburos”, dijo Ventura.

Está pendiente de que el MEM informe si en este caso se aplicará alguna multa o fianza por la terminación anticipada del contrato.

El ministro indicó que la refinería y el sistema de transporte podrían seguir operando con la producción de otros pozos del país, gestionados por otras empresas. La intención es reactivar la producción petrolera nacional y buscar nuevos operadores con experiencia.

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Ventura acudió al Congreso a una citación de la bancada Vos, pero se retiró al no iniciar la sesión a la hora prevista, argumentando que tenía otra reunión.

Durante esa citación, el viceministro de Minería, Carlos Ávalos, explicó que, dado que la refinería y el oleoducto no se encuentran en un área protegida, no será necesario desmantelarlos, por lo que se prevé contratar compañías para operarlos.

Ocho empresas interesadas en cerrar pozos

Para el 23 de septiembre debe estar definida la empresa que prestará los servicios de cierre técnico de los pozos, indicó el viceministro.

Tras declarar de urgencia la contratación de esos servicios —incluido el desmantelamiento de instalaciones y el abandono del campo Xan— el MEM publicó un aviso para recibir manifestaciones de interés.

Ávalos señaló que, hasta el momento, ocho empresas han mostrado interés, aunque será la próxima semana cuando se reciban oficialmente las propuestas.

Según un informe presentado al Congreso el 5 de agosto, seis de las compañías interesadas son:

• 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)

Este jueves, Ávalos indicó que dos más se han acercado, sin revelar los nombres.

Tres de las empresas afirmaron tener experiencia en cierres ambientales.

El proceso no será por licitación abierta, sino con base en el procedimiento interno de emergencia, conforme a la Ley de Hidrocarburos y el Acuerdo AG 006-2006.

Las empresas que presenten manifestaciones de interés serán evaluadas. Las que cumplan con los requisitos técnicos y financieros serán precalificadas y podrán presentar sus ofertas económicas.

Señalamientos en el Congreso

Los diputados Orlando Blanco y José Chic, y Carlos Barrera, del Parlacén, todos del partido Vos, solicitaron a la Comisión Nacional contra la Corrupción y a la Contraloría General de Cuentas que auditen el proceso de contratación, debido a presuntas irregularidades.

El 23 de septiembre debe estar definida la contratación de la empresa que se encargará del cierre técnico de los pozos del campo Xan, en San Andrés, Petén, actualmente operado por Perenco, dijo el viceministro de Energía y Minas, Carlos Ávalos, en el Congreso. @prensa_libre pic.twitter.com/xLhcAJEYXu

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) August 7, 2025

Se cuestionó si Perenco está participando de forma indirecta, lo que fue negado por Ávalos. Sin embargo, los diputados advirtieron que esta podría hacerlo mediante un consorcio conformado por Tritan Energy Guatemala y Técnica Profesional Mexicana.

Barrera señaló que la segunda habría financiado un viaje de personal MEM a México para capacitarse en el cierre de pozos, lo que a su criterio podría influir en la selección del oferente y caer en cohecho pasivo. Añadió que Otto Leonel García Quinteros, representante legal de Tritan, fue abogado de Perenco.

El viceministro afirmó que analizarán los datos, pero recordó que así como cualquier empresa puede presentar su expediente, cualquier persona puede presentar o interponer una oposición.

Prensa Libre solicitó declaraciones a Perenco, pero hasta la fecha no ha obtenido respuesta.

Coordinación interinstitucional

Consultado sobre si aún hay tiempo, considerando que el Congreso no ha incluido la iniciativa 6575 en la agenda de esta semana, el ministro respondió: “ya no daría tiempo”.

“A veces, por querer correr a última hora, no salen bien las cosas. Quizá sea mejor a partir del 13 buscar un mejor camino, ya que el 12 el Estado estará puntual recibiendo todos los activos que actualmente tiene Perenco”, expresó.

Este proceso será coordinado con varios ministerios e instituciones gubernamentales para iniciar la tarea correspondiente al Ministerio de Ambiente, que es la recuperación del Parque Nacional Laguna del Tigre. En esta área, solo una parte corresponde al polígono petrolero; el resto está ocupado por actividades no autorizadas, como la ganadería, entre otras, según el funcionario.

La recepción no será a medianoche, sino en el transcurso del día, e incluirá los inventarios ya trabajados. También se definirá quién administrará dichos bienes, comentó Ventura.

La pista aérea será totalmente administrada por el Ejército. Los pozos, la refinería y el oleoducto quedarán bajo supervisión del MEM.

Otra de las medidas es evitar que ingresen invasores, por lo que la seguridad será clave, y tanto la Policía Nacional Civil (PNC) como el Ejército tendrán un papel importante en el resguardo del sitio petrolero y en la recuperación del parque.

Respecto de los pozos, el ministro indicó que de los 59 existentes, algunos son productores y otros inyectores. Todos están asegurados para evitar accidentes por maniobras incorrectas. Reactivarlos no sería sencillo, pero sí viable, explicó.

En cuanto a la estimación de 10 millones de barriles de reservas aún existentes en el área, dijo que son aproximaciones, pero el objetivo es no explotarlos en beneficio del parque nacional.

Destacó que es un gran esfuerzo por parte del país, ya que se compensará dentro de los mecanismos de desarrollo limpio y de lucha contra el cambio climático.

Según el cronograma del MEM, el cierre sin producción de los pozos se extendería hasta el 2028 y costaría unos US$500 mil por pozo, aunque el monto será ofertado por las empresas interesadas. El Estado asumirá ese gasto. El viceministro Juan Fernando Castro estimó anteriormente un total de US$50 millones.

MARN presentará nuevas denuncias contra empresas mineras en Izabal por irregularidades ambientales

El MARN denunciará a empresas mineras en Izabal por irregularidades en proyectos que podrían poner en riesgo el agua de más de 50 comunidades.

Glenda Burrión

21 de julio de 2025

|

20:30h

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El MARN presentará nuevas denuncias penales contra empresas mineras en Izabal por presuntas violaciones ambientales, según informó en conferencia de prensa la ministra Patricia Orantes el 21 de julio de 2025. (Foto, Prensa Libre: Érick Ávila)

El Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN) anunció que presentará nuevas denuncias penales contra empresas mineras que operan en la Sierra Santa Cruz, Izabal, por presuntas irregularidades detectadas en sus proyectos, los cuales podrían afectar fuentes de agua que abastecen a más de 50 comunidades locales. 

El 21 de julio de 2025, en conferencia de prensa, la ministra de Ambiente, Patricia Orantes, indicó que el MARN presentará más denuncias ante el Ministerio Público (MP) por irregularidades detectadas en los proyectos Santa Anita y Santa Anita II, ambos en trámite para obtener licencia minera.

Estas acciones se suman a las denuncias penales previas presentadas el 10 de junio de 2025, tras inspecciones ambientales que revelaron actividades presuntamente ilegales realizadas por las empresas responsables.

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Denuncias por exploraciones ilegales 

El conflicto por el otorgamiento de licencias mineras en la Sierra Santa Cruz, en Izabal, ha escalado en las últimas semanas, luego de que el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN) presentara el pasado 10 de junio de 2025 dos denuncias penales ante el Ministerio Público (MP) contra los proyectos Santa Anita y Santa Anita II, por presuntas irregularidades detectadas durante una inspección ambiental. 

La ministra de Ambiente, Patricia Orantes, reconoció que las comunidades manifestaron su preocupación desde abril de 2025 por la existencia de 10 licencias ambientales otorgadas en noviembre de 2023, durante el gobierno anterior. Señaló que el ministerio está revisando si el proceso fue adecuado y que el 30 de julio se entregará la resolución del procedimiento administrativo.  

“Las comunidades quieren que anulemos las licencias, pero debemos seguir el debido proceso legal. No podemos actuar fuera del marco jurídico”, expresó Orantes en una entrevista radial, en junio. Añadió que los estudios ambientales entregados por las empresas “no son concluyentes ni suficientes” para garantizar la protección de los recursos hídricos. 

De acuerdo con documentos proporcionados por autoridades locales en Izabal en el proyecto Santa Anita se detectaron dos calicatas (excavaciones exploratorias en el suelo), mientras que en Santa Anita II se localizaron cuatro más. Estas actividades habrían sido realizadas sin autorización minera, lo que podría constituir un delito ambiental. 

Ambos proyectos forman parte de las seis solicitudes de licencia presentadas por la empresa Río Nickel S. A., que también impulsa los proyectos Bongo, Santa Anita III, Santa Cruz Caledonia y Coatepeque I. Los otros cuatro proyectos (Tzultaka I, II, III y IV) pertenecen a Producciones del Atlántico, S. A.

Preocupación comunitaria por el agua  

En los meses de abril y junio, comunidades de Livingston realizaron bloqueos en la ruta CA-13, exigiendo la cancelación de las licencias mineras por temor a que estas afecten los nacimientos de agua, esenciales para consumo, agricultura y subsistencia. 

Uno de los puntos más sensibles, es el Cerro 1019, ubicado en la Sierra Santa Cruz, ha sido identificado como un punto estratégico para el suministro de agua potable, riego y subsistencia de al menos 54 comunidades.  

Según un informe técnico de la Autoridad para el Manejo Sustentable de la Cuenca del Lago de Izabal y Río Dulce (Amasurli), la zona posee alta biodiversidad y fue declarada Reserva de Biosfera en 2009 por el Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap).  

El documento advierte sobre posibles impactos ambientales graves, como contaminación con metales pesados, residuos tóxicos y desecación de nacimientos de agua, lo cual pondría en riesgo la salud, la agricultura y la fauna silvestre. 

Protestas y tensión social en la región 

El conflicto ha desencadenado tensión social en Izabal. En junio, se reportaron enfrentamientos y un herido durante manifestaciones. Según la ministra Orantes, hubo agresiones contra vehículos oficiales, incluido el del viceministro de Ambiente. 

Miembros de las comunidades Creek Maya, San Juan, Chocón Machacas, Río Dulce y barrios urbanos de Livingston, han sido quienes han expresado su oposición al proceso de licenciamiento. Los líderes comunitarios han documentaron sus reparos en actas comunitarias, argumentando que el proceso violó su derecho a una consulta previa, libre e informada, como lo establece el Convenio 169 de la OIT. 

Empresas aseguran que no han iniciado operaciones 

En una entrevista telefónica con Prensa Libre en junio, Mark Billings, CEO de Central American Nickel (CAN), empresa propietaria de Río Nickel S.A., negó haber realizado actividades ilegales. 

Sobre las calicatas señaladas, explicó que se trata de procedimientos exploratorios que, según la categorización del MARN, pertenecen a la categoría C más Plan de Gestión Ambiental (PGA), correspondiente a proyectos de bajo impacto. Los dos proyectos de explotación, agregó, se clasifican como categoría B, al tratarse de minería metálica formal. 

Billings también afirmó, en esa ocasión, que hay antecedentes históricos de minería en la zona, incluso desde los años 60, cuando la empresa Inco operó en el área. Entre 2004 y 2014, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) también otorgó licencias a otras empresas, las cuales podrían haber dejado estructuras como las calicatas identificadas en la inspección. 

MEM: “No se han otorgado licencias de exploración ni explotación” 

Por su parte, el MEM aclaró que, hasta la fecha, no ha otorgado licencias de exploración ni de explotación minera a ninguna de las empresas señaladas. 

Además, explicó que el proceso inicia con una licencia ambiental aprobada por el MARN, luego se realiza una revisión técnica y finalmente debe efectuarse una consulta a pueblos indígenas, conforme al Convenio 169 de la OIT. 

Debido a que el proceso aún está bajo investigación, el MEM se reservó el derecho de emitir más declaraciones, pero aseguró que dará acompañamiento conforme a la ley. 

¿Cuál es el proceso administrativo para obtener una licencia de exploración minera en Guatemala? 

De acuerdo con la información proporcionada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN), el procedimiento para que una empresa minera obtenga una licencia de exploración incluye los siguientes pasos: 

1. Solicitud de licencia ambiental ante el MARN: 
   La empresa interesada debe presentar una propuesta de evaluación ambiental, que incluye un plan de gestión ambiental (PGA), según la categoría del proyecto (por ejemplo, C para exploraciones de bajo impacto). 

2. Aprobación del instrumento ambiental: 
   Una vez evaluada, el MARN otorga (o no) la licencia ambiental, con base en los estudios presentados. Esta aprobación es requisito previo para continuar el proceso. 

3. Solicitud de licencia minera ante el MEM: 
   Con la licencia ambiental en mano, la empresa presenta la solicitud formal de licencia de exploración minera al MEM, junto con la documentación técnica y legal requerida. 

4. Revisión técnica y legal del MEM: 
   El MEM analiza internamente la viabilidad técnica, legal y administrativa del proyecto. 

5. Consulta a pueblos indígenas: 
   En cumplimiento del Convenio 169 de la OIT, el MEM debe realizar una consulta previa, libre e informada a los pueblos indígenas en el área de influencia. Esta etapa es fundamental y obligatoria antes de otorgar la licencia. 

6. Otorgamiento (o no) de la licencia de exploración: 
   Tras cumplir todos los requisitos y procedimientos, y si no hay objeciones fundadas, el MEM puede aprobar la licencia de exploración. 

La Sierra Santa Cruz: un conflicto entre desarrollo y sostenibilidad 

El caso pone en el centro del debate el uso del territorio, los mecanismos de licenciamiento ambiental y el respeto a los derechos colectivos de los pueblos indígenas. Mientras las empresas aseguran que cumplirán con los requisitos y que pueden operar de forma sostenible, las comunidades afirman que el desarrollo minero en esta región afectaría irremediablemente sus medios de vida. 

Además, diversas organizaciones locales han recordado que la Sierra Santa Cruz es un área protegida, por lo que cualquier intervención debe considerar su valor ecológico y las leyes que garantizan su conservación. 

En tanto, el proceso legal sigue su curso. Las autoridades del MARN continúan el análisis de los expedientes y las pruebas recabadas durante las inspecciones, mientras que las comunidades exigen la anulación total de las licencias y el respeto a su derecho al agua, al territorio y a un ambiente sano.

Por último, la ministra Orantes invitó a los medios de comunicación y a la población al evento programado para el 30 de julio, según indicó, se presentará toda la información recabada junto a las comunidades afectadas. 

explotación

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Estado asumirá US$50 millones por cierre de campo Xan a cargo de Perenco y el MEM plantea dos escenarios

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el acuerdo para contratar servicios de cierre del campo Xan, en San Andrés, Petén, que concluye en agosto, por lo que se interpreta que el Ejecutivo ya no prorrogará el contrato y que la explotación en esa área llegó a su fin.

Urias Gamarro y Rosa María Bolaños

19 de julio de 2025

|

00:10h

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El MEM publicó los servicios para contratar a una empresa para ejecutar el cierre, desmantelamiento de instalaciones y abandono del campo petrolero Xan. (Foto Prensa Libre: Hemeroteca PL)

Guatemala pondrá fin a la explotación petrolera en los campos Xan, ubicados en San Andrés, Petén, debido a que el contrato de prórroga otorgado por el Ejecutivo en el 2010 por quince años vence en agosto próximo y no será renovado.

En el Congreso de la República se da por hecho que el Ejecutivo no continuará el proceso relacionado con la iniciativa que propone reformas a la Ley de Hidrocarburos y a los contratos de explotación petrolera.

El Estado deberá asumir el costo de alrededor de US$50 millones (Q385 millones) para el cierre técnico y ambiental de los pozos en el campo Xan, a cargo de la compañía Perenco. Según el MEM, se analizan dos escenarios.

Cierre técnico

El MEM anunció que contratará de urgencia a una empresa para ejecutar el cierre, desmantelamiento de instalaciones y abandono del campo petrolero Xan, en el bloque H-2-84, San Andrés, Petén, debido a que el 12 de agosto vence el contrato de explotación 2-85, actualmente a cargo de Perenco Guatemala Limited.

El contrato fue firmado en 1985 por un plazo original de veinticinco años y venció en 2010. Con base en la Ley de Fonpetrol (Fondo para el Desarrollo Económico de la Nación), se otorgó una ampliación por quince años, vigente hasta el 2025.

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Para declarar la emergencia, el MEM emitió el Acuerdo Ministerial 207-2025/SG, el 10 de julio del 2025, publicado el mismo día. Este fue derogado por el Acuerdo Ministerial 219-2025/SG, emitido el 17 de julio y publicado el 18.

Contribuyentes asumirán costos

El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro —firmante del primer acuerdo— explicó que, según la legislación vigente, el Estado deberá asumir el costo del cierre, lo que representará un desembolso de unos US$50 millones. El cierre podría durar cuatro años y se pedirá al Ministerio de Finanzas (Minfin) asignar presupuesto proporcional para este ejercicio fiscal y programar el resto para los años siguientes.

Castro aclaró que el contrato no contemplaba el cierre técnico ni la compensación por pasivos ambientales, aspecto que debió incluirse en la ampliación otorgada en 2010. Reiteró que la posición del MEM es que el contrato concluye por vencimiento.

“El cierre de los pozos no es llegar y echar llave; es un proceso de ingeniería que requiere asegurar el sellado adecuado”, explicó Castro. Agregó que personal técnico del MEM ya inició una capacitación especializada en México.

Inventario y extracción

Castro detalló que hay unos 70 pozos abiertos y se estima que aún hay unos ocho millones de barriles de petróleo. Sin embargo, bajo la legislación y contrato actual, ya no se pueden explotar.

Escenarios posibles

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, en una entrevista radial, explicó que la compañía Perenco operó conforme a la legislación y el contrato vigente. Reconoció que la extracción tiene impacto ambiental, pero recordó que la legislación de 1983 solo contempla el eje económico.

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Ventura indicó que se evalúan dos escenarios: uno con la legislación actual, que implicaría el cierre en unos 36 meses; y otro, si se aprueban reformas para un cierre técnico programado, que permitiría extender el proceso a seis u ocho años, financiado con ingresos petroleros, sin costo para el Estado.

Consultado sobre la posibilidad de que Perenco continúe, Ventura respondió: “Ojalá pudiera ser otra empresa”. Añadió que este segundo escenario permitiría operar la refinería de asfaltos y el oleoducto.

Sin propuesta oficial

El diputado Julio Héctor Estrada, de la Comisión de Energía del Congreso, indicó que desde marzo se alertó sobre el vencimiento del contrato y la necesidad de reformas para un cierre técnico y financiamiento de la recuperación ambiental en la zona de explotación.

Al igual que el ministro Ventura, el diputado, mencionó que la idea era que el Congreso aprobará una ampliación del contrato (temporal) para hacer un cierre paulatino de los pozos de explotación y con la producción petrolera los recursos estuvieran pagando el cierre técnico, la recuperación ambiental y la continuidad de una parte de asignaciones a las comunidades y municipalidades de Petén por tres o cuatro ejercicios.

Confirmó que ni el MEM ni el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales presentaron propuesta después de Semana Santa.

Señaló que existió un borrador de iniciativa, pero no se presentó. Estrada lamentó que el Ejecutivo no enviara la iniciativa y concluyó que ahora se deberá contratar una empresa que realice el cierre técnico, financiado con fondos públicos.

Cuáles son los efectos del alza del petróleo, en qué actividad se refleja antes y qué recomienda el MEM

Los efectos en las actividades económicas del país dependerán de la duración e intensidad del choque petrolero que en la actualidad se deriva de enfrentamiento bélico entre Israel e Irán.  Aunque hay alzas los precios aún no llegan al nivel de crisis anteriores.

Rosa María Bolaños

21 de junio de 2025

|

08:00h

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En la actualidad, el precio del petróleo ha subido en junio derivado del conflicto de Israel e Irán, pero aún se encuentra en niveles inferiores a los de escaladas anteriores como el conflicto de Ucrania y disminución de la producción en el 2022 y 2023, según el MEM. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) expuso cómo los efectos por el alza en el petróleo se van reflejando en las actividades económicas del país.

En la actualidad, el precio ha subido durante junio derivado del conflicto de Israel e Irán, pero aún se encuentra en niveles inferiores a las escaladas anteriores como el conflicto de Ucrania y disminución de la producción en el 2022 y 2023.

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura indicó que los efectos en los precios de los combustibles dependerán de la duración e intensidad del choque petrolero.

En general, los choques petroleros impactan en todas las actividades económicas, pero especialmente en tres ámbitos, además del alza directa en los combustibles, explicó:

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• El primer afectado es el transporte, lo cual impacta tanto el traslado de personas como el comercio y la industria por el traslado de carga, insumos, commodities, mercaderías y otros. Estos efectos pueden darse tanto a nivel nacional como regional o internacional.
• El segundo efecto se da en las actividades económicas de transformación, especialmente las intensivas en el uso de energía como la industria del cemento, alimentos, acero y otros, añadió el ministro.
• Y el tercero afectado es la producción de electricidad; en este caso, el efecto dependerá de la matriz energética de cada país, por ejemplo, del grado de dependencia de hidrocarburos y combustibles fósiles.

La mayor parte de los efectos inciden de forma directa en la producción y comercialización de los commodities energéticos, sin embargo, también afectan desde la demanda o el consumidor final.

Ventura ejemplificó con los impactos más recientes y de mayor magnitud, como la invasión a Ucrania y sus consecuencias, así como la pandemia de covid-19, que en este caso afectó la demanda.

En la actualidad, este impacto se deriva de las acciones de “operaciones militares preventivas”, refiriéndose a los enfrentamientos entre Israel e Irán.

“El petróleo sigue siendo el principal insumo energético; su afectación se transmite inmediatamente a todos los derivados del petróleo, al gas natural y al carbón”, explicó el ministro.

Canales de transmisión

Entre los principales canales de transmisión de los choques petroleros a la economía, Ventura menciona tres:

• El incremento de los costos de producción, que se traduce en una presión hacia los márgenes de ganancia. Al respecto, explicó que en los países desarrollados el uso intensivo del petróleo en las actividades productivas ha disminuido en las últimas décadas; por tanto, el efecto sobre la oferta agregada es menor respecto del observado hace unas décadas. Contrario a ello, los países en vías de desarrollo siguen siendo consumidores intensivos de hidrocarburos; en consecuencia, los impactos son significativos. “En el caso guatemalteco, debe pensarse en el transporte, que sigue presentando eficiencias decrecientes”, recomendó.
• El segundo canal de transmisión corresponde al impacto sobre los precios. En este surgen los riesgos inflacionarios, y la magnitud del efecto depende de la reacción de la autoridad monetaria (relacionado con temas de inflación y tasa de interés líder), pero también de los consumidores, quienes buscarían compensar la reducción de su poder adquisitivo mediante medidas específicas, como el cambio de hábitos de compra.
• El tercer eje de transmisión se deriva de la duración esperada del choque petrolero. Por ejemplo, una duración prolongada debe enfrentarse con grandes transformaciones, como la transición energética, que se refiere al mayor y mejor uso y aprovechamiento de las energías renovables —tradicionales y modernas— y de tecnologías, así como a la modernización del transporte: carreteras, ferrocarril, metro metropolitano, metrobús y otros. Según el ministro, medidas como los biocombustibles también ayudan.

Hay otras medidas de corto plazo que también deben promoverse. En el caso de Guatemala, por ser un país importador de hidrocarburos, las acciones se deben implementar más por el lado de la demanda. Entre ellas, el monitoreo de los mercados y sus posibles implicaciones, que puede dar la pauta para las siguientes acciones.

Precios del petróleo

Refirió que, en la actualidad, el precio se encuentra en niveles inferiores a los de escaladas anteriores, pero lamentó que existen posibilidades de que se alcancen o incluso se superen. Entre los precios más altos respecto a los actuales, datos del MEM refieren el de US$131.30 durante los primeros meses de la guerra entre Ucrania y Rusia, iniciada en febrero del 2022, o el de US$97.01 de septiembre del 2023, derivado de los recortes de producción en Arabia Saudita y Rusia.

Al 20 de junio del 2025, el WTI se reporta en US$74.03 (preliminar, revisar cierre). Las alzas comenzaron en junio, derivadas del enfrentamiento entre Irán e Israel.

“Somos un país consumidor; las medidas tienen que ser tomadas desde el punto de vista de la demanda” para hacer más eficiente el uso de combustibles. Entre otras, mencionó el escalonamiento de horarios, el uso compartido del automóvil (carpooling), el teletrabajo o actividades a distancia donde sea posible.

Mencionó que, según la experiencia en el país, salir a las 5 o a las 5:30 horas implica una diferencia de desplazarse a 30 o 40 kilómetros por hora o desplazarse a 5 kilómetros por hora y perder en el tránsito dos o tres horas. Por ejemplo, esas son las medidas inmediatas que se pueden tomar, así como medidas de ahorro de energía en hogares, industrias o empresas.

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También refirió que existen medidas más severas, pero que habría que estudiar para detectar su aplicabilidad en Guatemala, como la práctica de circulación de vehículos según tengan placas pares o impares, o por días y terminaciones de placas. Sin embargo, advirtió: “Eso requiere estudiarlo más; creo que todavía no estamos preparados para eso”.

El ministro de Energía dijo que es muy difícil indicar cuánto subirá el petróleo y en cuánto tiempo, pero refirió que instituciones especializadas en monitoreo de mercado indican que pudiera llegar a US$90 el barril, y luego empezar a bajar.

Precios del Gas

Respecto al gas propano, el MEM indicó que este no ha subido de precio. Según el monitoreo de precios de la entidad, se mantiene en Q120 la presentación de 25 libras (a Q4.80 por libra), y las empresas aún no han avisado a sus usuarios sobre posibles alzas.

Ventura, consultado acerca de acciones a tomar ante un posible aumento del GLP dijo que se tendría que hacer una inspección más rigurosa en toda la cadena de gas licuado de petróleo (GLP). Mencionó que se ha detectado comercialización ilegal del producto, que se han hecho las denuncias, y que los agentes deben hacer un traslado racional de los sobrecostos que puedan derivarse de los eventos internacionales.

Carpooling y teletrabajo: las recomendaciones del MEM por el incremento al precio del petróleo

Este 20 de junio el ministro de Energía y Minas habló con conferencia de prensa sobre el impacto del precio de los combustibles y dio algunas recomendaciones para los guatemaltecos.

Pavel Arellano

20 de junio de 2025

|

10:20h

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Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas, durante una conferencia de prensa este 20 de junio. (Foto Prensa Libre: Erick Ávila)

Victor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas, habló este 20 de junio acerca del impacto que el conflicto entre Irán e Israel ha causado en el precio de los combustibles y del petróleo.

Durante una conferencia de prensa llevada a cabo en el Palacio Nacional este viernes, el ministro indicó que, el incremento en los precios de combustibles tiene como consecuencias el incremento en los costos de producción.

“Los márgenes de ganancia se comprimen y hay un ajuste de precios, lo que afecta a todos los usuarios, principalmente en el tema de transporte“, dijo el ministro.

Ante esto, Ventura dijo que la población puede emplear diferentes prácticas que puedan hacer más eficiente la movilidad.

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“Somo un país consumidor, y las medidas deben ser tomadas desde el punto de vista de la demanda, por lo que tenemos que efectuar prácticas que nos permitan ser más eficiente el uso del combustible“, dijo el ministro.

Entre las medidas mencionadas por el ministro es emplear el teletrabajo o actividades a distancia en aquellos trabajos donde sea posible y llevar a cabo el carpooling, actividad que consiste en que varias personas utilicen un solo vehículo para reducir el costo.

“Entre salir a las 5 o a las 5.30 de la mañana ya implica una diferencia de que las personas se desplacen entre 30 kilómetros por hora o 5 kilómetros por hora. Por supuesto, también empleamos medidas de ahorro de energía en los hogares e industrias“, señaló Ventura.

Conferencia de Prensa del Gobierno de Guatemala. #LaRondaGt https://t.co/qg6dk0EBZp

— Gobierno Guatemala (@GuatemalaGob) June 20, 2025

Lea también: MARN presenta denuncias penales contra proyectos de minas, empresa minera rechaza señalamientos por posible explotación ilegal

Comunidades exigen cancelación de licencias a proyectos mineros en Lívingston y el MARN promete entregar informe

Comunidades de Lívingston bloquearon la ruta CA-13 durante tres días en rechazo a proyectos mineros. El MARN se comprometió a entregar el 30 de julio un informe sobre 10 licencias ambientales, el MEM indicó que los proyectos aún no tienen licencia de operación y detalla de cuáles se trata.

Rosa María Bolaños, Andrea Domínguez y Óscar García

19 de junio de 2025

|

05:10h

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Los manifestantes han colocado toldos y troncos sobre la carretera para impedir la movilidad, los pobladores piden la cancelación de licencias autorizadas para la actividad minera en ese municipio. (Foto Prensa Libre: Joseph Domínguez).

Tras tres días de bloqueos en un tramo carretero en Izabal, del 16 al 18 de junio, y varias horas de diálogo entre autoridades y líderes comunitarios este miércoles, se tomaron diversas decisiones.

Los pobladores se oponen a varios proyectos mineros, por lo que mantuvieron bloqueado el paso durante tres días en el kilómetro 279.5 de la ruta CA-13, aldea San Antonio Sejá, Lívingston, Izabal.

Las medidas de hecho se extendieron al área comercial. El miércoles 18 de junio, medios locales informaron que grupos de manifestantes se desplazaron por calles del municipio para obligar al cierre de negocios como medida de protesta. Según videos divulgados desde Río Dulce, fueron cerrados varios comercios, y un grupo de manifestantes, algunos portando bates, verificaban que los comerciantes cerraran sus locales.

La comunidad expresó su malestar porque el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN) no llegó el lunes a una mesa de diálogo. Algunos manifestantes afirmaron que, por ello, decidieron tomar medidas de hecho, mientras otros se quejaban de no poder abrir sus negocios.

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Fracasa diálogo y estallan disturbios en Río Dulce por conflicto minero

En una reunión efectuada por la tarde en la sede de la subalcaldía de Río Dulce, el MARN se comprometió a entregar, en seis semanas (el 30 de julio próximo), el informe de las inspecciones realizadas a 10 proyectos mineros ubicados en el área boscosa de Lívingston. Según el ministerio, a estos proyectos se les otorgó licencia ambiental durante 2023, cuando aún ejercía la administración anterior.

Los líderes comunitarios solicitaron que las autoridades del MARN lleguen ese día a Río Dulce para presentarles el informe. Indicaron que podrían levantar el bloqueo el miércoles, pero hasta horas de la noche este continuaba. En esa sesión, expresaron que seguirán oponiéndose a la minería, y que, si la resolución no les es favorable, efectuarán manifestaciones permanentes a partir la fecha de la entrega de dicho informe.

Las autoridades informaron que entregarán el informe, que podrá ser consultado en la alcaldía y en las oficinas centrales del MARN. Sobre su presencia en Río Dulce,  el 30 de julio, explicaron que analizarán la posibilidad si se les garantiza su seguridad, esto lo expresaron antes de que se dieran los disturbios al final de la tarde noche.

Durante la reunión, el ambiente se tornó tenso. Los comunitarios pedían conocer el contenido de las resoluciones de las inspecciones, pero se les explicó que el viceministro de Ambiente, José Rodrigo Rodas, quien participó en la reunión por parte del MARN, no podía emitir opiniones ni anticiparlas, ya que se podría afectar el proceso. Las autoridades, por su parte, pedían el compromiso de desbloquear la vía. Los comunitarios expresaron que podrían hacerlo para respetar el debido proceso, mientras que representantes de la corporación municipal ofrecieron trabajar en conversar con las comunidades para lograr el desbloqueo. Tras unas tres horas y media de reunión, se firmó un acta. Aunque el bloqueo aún continuó por la noche.

Inspección

El MARN informó el 16 de junio, en un comunicado, que en abril funcionarios de esa institución asistieron a una citación con diputados distritales de Izabal para escuchar a representantes de 53 comunidades de Lívingston, preocupados por el impacto ambiental de la actividad minera en la Sierra Santa Cruz, fuente de agua para la zona. El ministerio indicó que se comprometió a inspeccionar los 10 proyectos mineros, de los cuales dos son de explotación y ocho de exploración. Estos recibieron licencia ambiental en 2023, pero aún no tienen licencia de operación del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

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En el Congreso ya hay tres iniciativas de ley que proponen una moratoria minera

El MARN detalló que las inspecciones concluyeron el 15 de mayo y que el 16 de junio envió los informes a todas las partes interesadas, mientras que el viceministerio está analizándolos hallazgos.

Por la noche el ministerio emitió un boletín indicando que en la reunión de este miércoles la institución volvió a informar a las comunidades que, como resultado de los hallazgos de las inspecciones ambientales realizadas, el proceso administrativo continúa su curso en estricto cumplimiento de la normativa ambiental, y lo cual requiere agotar todos los pasos que establece la ley. Agregó que en aras de la transparencia el ministerio se comprometió con las comunidades a informar de los resultados del proceso administrativo el 30 de julio.

Durante la tarde se mencionó que ya se había presentado una denuncia contra una empresa, aunque no se detalló.

Estatus de los proyectos

Según el MEM, los 10 proyectos son: Bongo, Santa Anita, Santa Anita II, Santa Anita III, Santa Cruz Caledonia, Tzultaka, Tzultaka II, Tzultaka III, Tzultaka IV y Coatepeque I. De estos, cinco son solicitados por Río Nickel, S. A., y uno por Nichromet Guatemala (también de Río Nickel, S. A. según se indicó en las respuestas). Estas empresas tienen otras solicitudes en trámite, pero no operan, añadió el Ministerio de Energía. Otros cuatro proyectos son de Producciones del Atlántico, S. A., indicaron.

Julio Luna, director de Minería del MEM, explicó que ya se aprobó el plan de trabajo y el polígono donde se desarrollará la actividad. El MARN otorgó las licencias ambientales en 2023. Actualmente, el MEM continúa con el proceso de revisión a través de la Unidad de Gestión Socioambiental (UGSA) y posteriormente se efectuará la consulta a los pueblos indígenas, según el Convenio 169 de la OIT.

De las 10 solicitudes, ocho son de exploración y dos de explotación, pero el MEM no ha otorgado licencias mineras, explicó. Luna advirtió que no puede haber extracción de material sin esa licencia porque constituiría explotación ilegal.

El MEM no ha recibido del MARN información sobre las inspecciones. Según Luna, el MEM fue invitado a una mesa de diálogo, pero no asistió porque esperaba respuesta del MARN, que analiza las licencias ambientales por posibles inconsistencias y considera revocarlas.

Hasta el miércoles, el MARN no ha revocado las licencias ambientales, si lo hace lo que procede es que se informe al MEM, y luego este tendría que detener los procesos y cancelar las solicitudes, explicó Luna.

El director de Minería indicó que se espera un entorno propicio para implementar una mesa técnica.

Respecto a las manifestaciones, Luna lamentó la desinformación solicitando la cancelación de licencias mineras, ya que ninguna ha sido otorgada y aún están en trámite.

Ambos ministerios enfrentan presión por los posibles permisos y nuevas protestas si no hay resultados favorables para los comunitarios.

Otros impactos

La Cámara de Industria de Guatemala (CIG) rechazó los bloqueos, que afectan a la industria, educación, comercio y a la ciudadanía. Señaló que estos repercuten en los costos de la cadena productiva y encarecen los productos de la canasta básica.

Mientras que la Cámara de Comercio de Guatemala (CCG), indicó que los bloqueos interrumpen la logística, en este caso en el corredor nororiental que es clave para la conexión con la Franja Transversal del Norte y Petén.

Impactos específicos:

• Miles de camiones de carga detenidos, con filas de hasta 5 kilómetros.
• Riesgo de desabastecimiento de alimentos e insumos básicos en comunidades rurales.
• Pérdidas económicas por entregas incumplidas, cancelaciones y productos perecederos deteriorados.

Productos más afectados:

• Alimentos perecederos (frutas, verduras, lácteos, pescados).
• Víveres y productos básicos.
• Materiales de construcción, insumos agrícolas y bienes de consumo general.

Negocios más afectados:

• Tiendas y pequeños comercios en Río Dulce y Livingston.
• Mercados y abarroterías, con escasez y alza de precios.
• Empresas de transporte y logística.
• Turismo y servicios asociados (hoteles, restaurantes, farmacias).

Sector minero

La Gremial de Recursos Naturales de Minas y Canteras (Grenat) respondió que Río Nickel, es una empresa socia de dicha organización, pero que no opera actualmente y está en trámite de permisos. La Gremial pidió respeto a los derechos de las personas y a la gobernanza, y solicitó que se investigue la causa real del conflicto en la zona y que se respeten los derechos humanos y la legislación nacional.

𝐄𝐥 𝐌𝐢𝐧𝐢𝐬𝐭𝐞𝐫𝐢𝐨 𝐝𝐞 𝐀𝐦𝐛𝐢𝐞𝐧𝐭𝐞 𝐲 𝐑𝐞𝐜𝐮𝐫𝐬𝐨𝐬 𝐍𝐚𝐭𝐮𝐫𝐚𝐥𝐞𝐬 𝐢𝐧𝐟𝐨𝐫𝐦𝐚: pic.twitter.com/yvMeUbjPLD

— Ministerio Ambiente y Recursos Naturales (@marnguate) June 19, 2025

En contexto

El bloqueo comenzó el 16 de junio, en rechazo a proyectos mineros en Lívingston. Medios locales mostraron imágenes de largas filas de transporte pesado. Manifestantes colocaron toldos y troncos para impedir el paso y exigieron la cancelación de licencias mineras.

También se cerraron comercios. En videos se observa a manifestantes, algunos con bates, verificando cierres. Hoteles, restaurantes y farmacias operan con normalidad.

Comerciantes afirman que la situación es tensa y que algunos negocios están cerrados desde el lunes 16. No pueden abastecerse de víveres debido al bloqueo.

Algunos manifestantes indicaron que buscan diálogo con el MARN para proteger los nacimientos de agua en la Sierra Santa Cruz. Advirtieron que, si no son escuchados, podrían ampliar las medidas a otros tramos carreteros.

¿En qué consiste la licitación de ampliación de la red de transmisión eléctrica PET-3? Las líneas en algunas áreas ya están saturadas

El Gobierno divulgó la licitación para ampliar la red de transmisión de electricidad en la que se prevé poner en concurso la construcción de 14 nuevas subestaciones eléctricas y más de 500 kilómetros de líneas nuevas.

Rosa María Bolaños

25 de abril de 2025

|

09:00h

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Las obras para ampliar la red de transmisión son agrupadas en cuatro lotes o bloques, según el Ministerio de Energía y Minas. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

La presentación del evento se hizo junto al lanzamiento de la licitación pública del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG 5) por 1 mil 400 megavatios para 15 años que efectuaron las distribuidoras privadas de electricidad.

Sin embargo, el concurso conocido como la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PET 3) se oficializará el viernes por medio de un acuerdo que se publicará en el Diario Oficial.

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, y el viceministro, Fernando Castro, dieron a conocer los detalles el 23 de abril. Para este viernes se tiene previsto presentar ambos concursos en el Gabinete Económico, según Ventura.

Castro explicó que serán licitados cuatro lotes con un total de 14 nuevas subestaciones eléctricas y más de 500 kilómetros de líneas nuevas.

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Se estiman inversiones por unos US$200 millones. El monto es aproximado, ya que por ejemplo las longitudes qué se muestran de líneas de 1 kilómetro son proyectos bajo una línea existente y si se construye abajo de la línea la inversión es cero y en los términos de Referencia se define un radio de 5 kilómetros, comentó Castro.

Los costos son valores medios de la actividad eléctrica que pueden subir o bajar, otra incertidumbre se tiene en el pago de derechos de vía, normalmente inician con bajo costo y terminan caros, añadió el funcionario.

• Lote 1: Se brindará un punto de conexión a los proyectos de generación solar y eólica de la región suroriente. Incluyen una subestación en Jalpatagua y cuatro líneas, entre estas una que va del Pacífico a Jalpatagua por 115 kilómetros.
• Lote 2: Con esta se busca brindar una red de transporte que pueda contribuir a la conexión en las regiones Norte y Nororiente del país. Dirigido a áreas de Petén e Izabal, con cuatro subestaciones y cuatro líneas, incluyendo una línea de Livingston a Modesto Méndez por 54 kilómetros.
• Lote 3: Se brindará una red de transporte que pueda contribuir a la conexión de nuevos usuarios de Alta Verapaz, agrega el MEM. Son seis subestaciones y nueve líneas que suman 267 kilómetros.
• Lote 4: Se busca brindar una red de transporte que pueda contribuir a la conexión de nuevos usuarios del suroccidente del país. Incluye 3 subestaciones y tres líneas por 69 kilómetros.

Para todo el proceso se prevé un plazo de 6 meses, según la Ley de Contrataciones del Estado.

Las inversiones de las dos licitaciones, Peg 5 y PET 3, pueden superar los US$5 mil millones, dijo Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, mientras que Paulo Parra, gerente general de Deocsa y Deorsa, expresó las buenas condiciones que tiene el país para invertir @prensa_libre pic.twitter.com/gYFnbREGLe

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) April 23, 2025

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

La quinta licitación pública de largo plazo por 1 mil 400 Megavatios del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG 5) para cubrir la demanda de EEGSA y Energuate por 15 años se lanzó en el país, junto con la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PET 3).

Rosa María Bolaños y Natiana Gándara

23 de abril de 2025

|

12:37h

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El Gobierno de Guatemala lanzó las licitaciones de energía y transmisión PEG-5 y PET-3 con una inversión estimada en conjunto por US$5 millones. (Foto Prensa Libre: Óscar Vásquez).

Durante el lanzamiento, se informó que se espera la contratación de hasta 1 mil 400 MW de potencia garantizada como oferta firme eficiente para cubrir la demanda firme y de hasta 150 MW de potencia instalada, a fin de asegurar el suministro a los usuarios del servicio de distribución final.

Esta contratación se regirá por los contratos de Diferencias con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, conforme a lo establecido en la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y tendrá un plazo de hasta 15 años a partir del 1 de mayo del año de suministro.

Las plantas de generación nuevas pueden ofrecer su inicio de suministro para el 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033. Y su adjudicación solo puede ser por 15 años.

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Las inversiones conjuntas de las dos licitaciones, tanto para la PEG-5 y la PET-3, pueden superar los US$5 mil millones, indicó Mario Naranjo, gerente general de EEGSA.

En ese sentido, Paulo Parra, gerente general de Deocsa y Deorsa distribuidoras de Energuate, expresó que es el momento de invertir y las buenas condiciones que tiene el país para ello.

En el evento de lanzamiento participó el presidente de la República, Bernardo Arévalo, el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, el presidente de la CNEE, Luis Ortiz, ejecutivos de las distribuidoras de Electricidad y representante del sector privado,

Arévalo dijo que con las licitaciones se busca atender tres objetivos concretos:

• Garantizar abastecimiento de energía a la población.
• Reducir los costos para los usuarios. al fomentar la competencia de generación y transmisión se puede fomentar mejores precios.
• Ampliar y fortalecer la red de transmisión eléctrica, para llevar servicio a las zonas más apartadas del país.

Arévalo afirmó que el país tiene condiciones para invertir e invitó a los inversionistas a que “no dejen que el ruido de quienes siguen intentando alterar el curso político del país por medio de distintas argucias legales los distraigan, es necesario vivir dignamente y libres de cuadrilla corruptas”.

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Publicarán bases

Las bases de las licitaciones se publicarán este 23 de abril, para todos aquellos interesados en estos procesos de contratación competitivos. Las consultas que surjan de su lectura y revisión podrán ser despejadas durante una reunión informativa que convocará la Junta de Licitación en los próximos días. 

Como adelanto durante el acto del día de hoy, Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) anticipó que en materia de generación buscan asegurar el suministro entre 2030-2045 y su volumen representa el 63% de la demanda regulada que atienden en conjunto todas las distribuidoras. 

“Los contratos que se firmen de todo este proceso serán respetados hasta el final de su vida natural. Todos los participantes pueden tener la confianza de que este proceso fue estructurado con responsabilidad y que la transparencia es absoluta. Sean pues bienvenidos a participar con nosotros en una nueva etapa”, aseguró el titular de la CNEE.

Dos modalidades

Las plantas de generación en operación pueden participar mediante dos modalidades:

• Una es mediante la combinación de tecnología no renovable con renovable, renovable con renovable o con cambio de tecnología; si se dan estas condiciones también será por 15 años y su inicio de suministro tendrá las mismas condiciones que las centrales nuevas, es decir, que de una forma escalonada podrán ofrecer su suministro a partir del 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033.
• La otra modalidad de las centrales existentes que no realicen ninguna transformación de tecnología o no combinen tecnologías con renovables, el periodo de contratación será solo por 5 años a partir del 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033.

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Siguientes pasos

El cronograma para dar cumplimiento al debido proceso de licitación contempla que a partir de este 23 de abril del 2025 da inicio el periodo de adquisición de bases de licitación y reuniones informativas.

Quienes tengan comentarios sobre los pliegos de las bases podrán entregar solicitudes de aclaración hasta el 10 de octubre del 2025. Mientras que, el 31 de octubre será el último día para poder emitir las adendas que corrijan, aclaren, agreguen valor a los documentos.

Todo esto llevaría a que el 21 de octubre se realice el acto de recepción y apertura de las ofertas técnicas de los participantes.

Aproximadamente dos meses después, se haría la evaluación económica de las ofertas, la fecha prevista es el 15 de enero del 2025. Y la adjudicación se efectuaría el 30 de enero del 2025. De allí, los adjudicados tendrán hasta 3 meses para la suscripción de cada contrato de abastecimiento.

Las bases de las licitaciones se publicarán este 23 de abril, para todos aquellos interesados en estos procesos de contratación competitivos.

Las consultas que surjan de su lectura y revisión podrán ser despejadas durante una reunión informativa que convocará la Junta de Licitación en los próximos días.

Verificamos por usted: ¿Subió el precio de la gasolina en Guatemala? 

Este 21 de marzo de 2025, circuló información sobre un supuesto aumento en el precio de la gasolina. Prensa Libre analizó datos oficiales y realizó un monitoreo en distintas gasolineras. 

Glenda Burrión

21 de marzo de 2025

|

18:57h

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Un monitoreo de Prensa Libre y datos oficiales del MEM confirman que el precio de la gasolina en Guatemala no ha aumentado significativamente y, en algunos casos, ha bajado. (Foto, Prensa Libre: Erick Ávila)

Este 21 de marzo de 2025, algunas publicaciones en redes sociales informaban sobre un supuesto aumento en el precio de la gasolina, y señalaban un incremento de entre Q0.50 y Q0.80 por galón.  

Según esta información, los precios alcanzaron los siguientes valores por galón: 

• Gasolina superior: Q29.88 

• Gasolina regular: Q28.17 

• Diésel: Q29.08 

Sin embargo, un análisis de los datos oficiales del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y una comparación de los precios en diferentes estaciones de servicio permiten determinar cómo ha fluctuado el precio de los combustibles en los últimos meses. 

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¿Realmente subió la gasolina? 

Según los registros del MEM, en los últimos 27 meses (enero 2023 – marzo 2025), diciembre de 2024 fue el mes con los precios más bajos del periodo analizado. Con precio por galón entre Q28.63 y Q25.24, según los tipos de gasolina del mercado guatemalteco.

Durante enero y febrero de 2025, se observó un aumento en comparación con diciembre de 2024, aunque sin alcanzar los valores máximos de meses anteriores. 

Además, al comparar los primeros tres meses del año, marzo ha registrado los precios más bajos. 

Los datos del MEM, correspondientes a los monitoreos del 10 y 17 de marzo de 2025, reflejan una disminución en los precios.

Precios en autoservicio, variación de precio entre la semana del 10 y 17 de marzo:

• Gasolina superior: de Q29.88 a Q29.68 (-Q0.20) 

• Gasolina regular: de Q28.39 a Q28.17 (-Q0.22) 

• Diésel: de Q26.81 a Q26.08 (-Q0.73) 

Los datos indican que, si bien los precios de la gasolina han fluctuado, no se ha registrado un aumento significativo en los últimos días.  

De hecho, los valores actuales se encuentran dentro del rango de las últimas dos semanas y, en algunos casos, han disminuido. 

Precios de gasolina según monitoreo de Prensa Libre 

Además del análisis del MEM, se verificaron los precios en cuatro empresas gasolineras ubicadas en distintas zonas de Guatemala.

Los valores registrados este 21 de marzo de 2025 muestran diferencias mínimas entre las estaciones: 

Zona 1, Ciudad de Guatemala 

• Gasolinera A: Superior Q29.69 | Regular Q29.09 | Diésel Q25.79 

• Gasolinera B: Superior Q29.47 | Regular Q27.97 | Diésel Q26.07 

• Gasolinera C: Superior Q29.69 | Regular Q28.19 | Diésel Q25.79 

• Gasolinera D: Superior Q30.59 | Regular Q29.09 | Diésel Q27.69 

Zona 11, Ciudad de Guatemala 

• Gasolinera A: Superior Q30.49 | Regular Q28.89 | Diésel Q25.69 

• Gasolinera B: Superior Q30.77 | Regular Q29.27 | Diésel Q27.67 

• Gasolinera C: Superior Q30.79 | Regular Q29.29 | Diésel Q27.69 

• Gasolinera D: Superior Q29.69 | Regular Q28.19 | Diésel Q27.39 

Zona 8, Mixco 

• Gasolinera A: Superior Q28.99 | Regular Q27.49 | Diésel Q27.49 

• Gasolinera B: Superior Q30.77 | Regular Q29.27 | Diésel Q26.87 

• Gasolinera C: Superior Q29.69 | Regular Q28.19 | Diésel Q25.79 

• Gasolinera D: Superior Q30.47 | Regular Q28.91 | Diésel Q25.67 

Villa Nueva 

• Gasolinera A: Superior Q29.69 | Regular Q28.19 | Diésel Q25.79 

• Gasolinera B: Superior Q29.67 | Regular Q28.17 | Diésel Q26.07 

• Gasolinera C: Superior Q29.69 | Regular Q28.19 | Diésel Q25.79 

• Gasolinera D: Superior Q30.63 | Regular Q30.79 | Diésel Q27.79 

La diferencia en los precios entre estaciones se debe a varios factores, incluyendo la ubicación y el modelo de negocio de las gasolineras. 

Tal como se observa en algunas estaciones incluso los precios están por debajo de los reportados por el ministerio de energía.

¿Por qué varían los precios entre gasolineras? 

En Guatemala, las gasolineras operan bajo un modelo de franquicia. Esto significa que cualquier inversor puede abrir una gasolinera bajo una marca específica, pero los precios pueden variar según la ubicación y los costos operativos de cada propietario de la sucursal.

Aunque un usuario frecuente de una misma marca pueda notar diferencias en el precio, estas dependen de la zona y el propietario no necesariamente de un incremento generalizado del combustible. 

No hay un aumento generalizado en el precio de la gasolina 

Los datos del MEM y de las gasolineras monitoreadas indican que, en lugar de un aumento, el precio de la gasolina ha registrado una leve reducción en marzo de 2025.

A pesar de la información difundida en redes sociales, los registros oficiales y la recolección de datos en diferentes gasolineras y zonas reflejan una tendencia a la baja, al menos en el corto plazo. 

El MEM afirma que las credenciales de exportación de Mayaniquel están en proceso

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que el procedimiento de otorgamiento de las credenciales de exportación de la mina Mayaniquel están a la espera porque falta un requisito que debe cumplir la empresa, sin embargo, esta asegura que hay peticiones tardías y falta de resolución por parte de esa institución.

Natiana Gándara y Rosa María Bolaños

16 de octubre de 2024

|

14:36h

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Aunque la licencia minera fue reactivada por el Ministerio de Energía y Minas, en agosto último, la empresa no puede empezar a operar porque el 70% sale del país y a la fecha no se le ha emitido la credencial de exportación. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca)

Según el comunicado de prensa enviado por el MEM, el procedimiento de otorgamiento de las credenciales de exportación de la mina Mayaniquel están a la espera que dicha empresa cumpla con la información solicitada por la Dirección General de Minería.

El ministerio, también explicó que a finales de 2022 empresas mineras con operaciones en Guatemala fueron sancionadas por parte de la Oficina de Control de Activos Extranjeros de los Estados Unidos (OFAC, por sus siglas en inglés). Esa situación llevó a las referidas empresas a solicitar al MEM, la suspensión de sus actividades.

“Con la administración del MEM, que comenzó el 14 de enero de 2024, las nuevas autoridades iniciaron la revisión de los principales procesos y actividades relacionadas con la minería”, señala la entidad en un comunicado sobre el proceso de la minera Mayaniquel.

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Según el Ministerio, en cumplimiento de la legislación vigente y los principios de transparencia, rendición de cuentas, se revisaron los procedimientos de otorgamiento de las concesiones, licencias y credenciales de exportación, poniendo especial atención en la congruencia de estos documentos. “También se ha documentado y comprobado el contenido de minerales del material que se exportan”, afirmó la institución.

Además, detallaron que la Dirección General de Minería del MEM ha realizado inspecciones, tomó muestras con estricto protocolo de levantamiento de testigos, y realizó el análisis en reconocidos laboratorios y servicios geológicos de países amigos. También realizó análisis en un moderno equipo de reciente instalación en los laboratorios del ministerio.

Sobre la situación de las empresas sancionadas por la OFAC, estas solicitaron al MEM el reinició de sus operaciones una vez aclarada la situación que las motivó a la suspensión (las sanciones de la OFAC habrían sido levantada en los primeros meses de 2024), “las cuales se atendieron diligentemente”, enfatizaron las autoridades del MEM en el comunicado.

Reclaman atrasos

La minera se pronunció, este miércoles por la noche, acerca de lo expresado por el MEM, indicando que la compañía solicitó desde el 20 de diciembre del 2023 una credencial de exportación de productos mineros, pero que a la fecha no ha sido emitida.

Expuso que hasta antes del 11 de octubre del 2024, el ministerio no había notificado ninguna providencia a la empresa en seguimiento a la petición de credencial, pero que ese día les hizo una solicitud, y aseguran que ya se respondió.

Basada en esas fechas, la compañía añade que les llama la atención que luego de 10 meses de haber solicitado la credencial de exportación y tres días después de que denunció públicamente que ésta aún no se les había otorgado, el MEM haya notificado a la empresa respecto a movimientos administrativos relacionados a su solicitud.

En su pronunciamiento la minera asegura que desde diciembre del 2023, cuando hizo la solicitud, ha tenido la solvencia financiera que el MEM requiere y que la institución ha realizado más de una inspección física a las operaciones de la minera en el transcurso del año.

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Proceso de arbitraje

Los accionistas de la minera Mayaniquel, S. A., empezaron el proceso para un arbitraje internacional de inversión en contra del Estado de Guatemala porque no se les ha aprobado la credencial de exportación, informaron ejecutivos de dicha firma.

La intención del reclamo internacional fue presentada al Ministerio de Economía (Mineco) el 13 de junio pasado, y según el procedimiento, se tienen seis meses para conciliar; de no lograrlo, se puede llegar al arbitraje, explicó Estuardo Asturias, director de Asuntos Corporativos de la minera.

En tanto que el Mineco dio a conocer que la solicitud de consultas e intención de arbitraje fue presentada por la empresa International Metal Supply Holding, S. A., en nombre de su subsidiaria guatemalteca Mayaniquel, S. A.

El reclamo asciende a US$100 millones, más gastos y costas, dijo el Mineco a Prensa Libre.

Nota del editor: El presente artículo fue actualizado el 16 de octubre a las 21:45 horas con la postura de la empresa Mayaniquel.

La minera Cerro Blanco y el Marn inician batalla legal por revocatoria de autorización

Cinco días de concluir la administración gubernamental anterior, la empresa obtuvo autorización para operaciones o cielo abierto, lo que fue detenido recientemente por las autoridades actuales.

Rosa María Bolaños

25 de junio de 2024

|

05:00h

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Las operaciones de la mina Cerro Blanco están suspendidas. (Foto Prensa Libre: Cortesía Elevar Resources)

La compañía Elevar Resources presentó ante el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (Marn) una solicitud de revocatoria a la suspensión de la Actualización del Plan de Gestión Ambiental (APGA 2024) para el proyecto minero Cerro Blanco, emitida por dicha cartera.

La minera había solicitado un cambio de modalidad de extracción pasando de subterráneo o cielo abierto, lo cual fue aprobado en enero del 2024, cinco días antes de finalizar el período del gobierno anterior.

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Sin embargo, el 14 de junio último, por la ministra de Ambiente, Patricia Orantes, y el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, anunciaron la medida tomada. Ante esto, la empresa presentó una solicitud de revocatoria el 20 de junio, califica de “notoriamente ilegal” la resolución de enmienda con la que el Marn emitió la suspensión.

La compañía expuso en un comunicado que, al presentar la solicitud de revocatoria, se mantiene vigente la aprobación de la actualización mencionada, aparte de que fue autorizada por ese ministerio después de 26 meses de proceso y aunque se cumplió con todos los requisitos legales y normativas establecidas por el Marn y el Ministerio de Energía y Minas (MEM), tardó más tiempo de lo habitual que se estima en nueve meses.

“La Actualización del Plan de Gestión Ambiental se mantiene vigente, está en regla y continuará implementando acciones que garanticen la legalidad”.

En otra parte de su  boletín, elevar Resources afirma que “ha sido transparente en todas sus acciones y ha proporcionado la documentación que le ha sido formalmente requerida en los tiempos y momentos en que se le ha indicado, por lo tanto, considera que la decisión de dejar sin efecto la resolución de que aprobó el APGA 2024 viola los principios del debido proceso, poniendo en riesgo la certeza jurídica de una inversión que supera los $350 millones, y sienta un mal precedente a nivel internacional en un momento en el que se busca atraer más inversión extranjera directa por parte del gobierno actual”.

Marn: Está suspendido

A la consulta de Prensa Libre, el Marn respondió que la licencia ambiental del proyecto Cerro Blanco “no se encuentra vigente por lo que deberá tramitar una nueva solicitud por ser un proyecto diferente al actual de explotación subterránea”.

Agregó que durante el presente mes, el ministerio decidió enmendar el procedimiento de actualización de la licencia ambiental que fue otorgada el 9 de enero de 2024 por el anterior gobierno.

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Y que derivado de la constantes denuncias internas y externas, el ministerio concluyó que no correspondía una actualización de licencia ambiental, sino que, por ser un proyecto diferente y nuevo, debe presentarse una nueva solicitud de licencia ambiental para explotación a cielo abierto, ya que este nuevo método de minado conlleva potenciales riesgos e impactos ambientales mayores y diferentes.

Además, presentó tres denuncias penales ante el Ministerio Público sobre este caso, mientras que Elevar Resources ha presentado dos amparos, los cuales han sido suspendidos por la Sala Quinta y Sexta de lo Contencioso Administrativo.  

Ante esto, la compañía replicó que una resolución no cobra firmeza hasta que pase el plazo para ser impugnada; en este caso, dentro de los 5 días hábiles para impugnar la resolución se interpuso el recurso se revocatoria, lo cual hace que no cobre firmeza la misma.  En caso la ministra ilegalmente no dé con lugar el recurso de revocatoria, se acudirá a la instancia judicial de lo contencioso administrativo, pues el plazo para revocar la resolución venció en enero del 2024, por lo que ya estaba firme y ejecutada. “Entonces, es notoriamente ilegal y extemporánea este intento de revocación 6 meses después de plazo, es un fraude de ley y violación flagrante de la certeza jurídica que debe de regir todos los actos públicos”.

Argumentos de ambas partes

• La minera Cerro Blanco cuenta con licencias de operación subterránea desde el año 2007.
• En el 2021 solicitó cambio de método de minado para pasar a cielo abierto.
• Elevar Resources expone que esta modalidad permite un aprovechamiento óptimo de los minerales existentes, aspecto que conllevaría más inversión y empleos. Además, que es más seguro para las personas, además de tener una planeación y control minero más sencillos.
• Añade que el cambio se solicita con base a los artículos 39 y 40 del Reglamento de Evaluación, Control y Seguimiento Ambiental (RECSA) y que en 2021 presentó una solicitud de opinión al Marn para consultar el procedimiento para ese cambio.
• Según la empresa, el Marn respondió por escrito que debía presentarse una Actualización del Plan de Gestión Ambiental (APGA), para lo cual también indicó por escrito a la empresa los Términos de Referencia que detallaban lo que debía contener esta solicitud de actualización al momento de presentarse. Y argumenta que esa solicitud se realizó durante más de 8 meses y tuvo un costo de varios millones de dólares, pues participaron firmas nacionales e internacionales de alta reputación, por lo que presentó más de los requerimientos detallados en los términos de referencia del MARN.
• La actual ministra de Ambiente explicó el viernes 14 de junio que la compañía aplicó a la figura de actualización, pero que esta no procedía porque el cambio de actividad implica un proyecto enteramente nuevo y diferente al original.
• El ministerio está solicitando un nuevo estudio de impacto ambiental y presentó una denuncia adicional contra el exdirector de Gestión Ambiental por supuestas irregularidades detectadas.

El caso se trata de la mina Fénix, ubicada en el Estor, Izabal, a cargo de la Compañía Guatemalteca de Níquel (CGN), cuya licencia fue aprobada en el 2006 por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

El presidente de la CorteIDH, Ricardo Pérez Manrique, leyó este viernes la parte resolutiva de la sentencia contra Guatemala, la cual da 6 meses al país para “comenzar a adoptar las medidas requeridas para ofrecer a la comunidad indígena maya q’eqchi’ de Agua Caliente Lote 9 un título comunitario colectivo de sus tierras y adoptar las medias para delimitar y demarcar adecuadamente la propiedad”.

La CorteIDH también ordenó a Guatemala llevar a cabo un “proceso adecuado de consulta” a la comunidad sobre una mina de níquel a cielo abierto que se ubica en la zona de influencia del pueblo.

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Esta consulta debe permitir la participación de todos los miembros de la comunidad de Agua Caliente Lote 9, y como requisito previo, se ordenó “que se realice un nuevo estudio de impacto ambiental y social mediante entidades técnicamente capacitadas e independientes”, con el fin de que los habitantes cuenten con información antes de pronunciarse.

El tribunal también determinó que Guatemala debe abstenerse de realizar actos en los que agentes del Estado o terceros puedan afectar la existencia, el valor, el uso o el goce del territorio de la comunidad indígena y que el Estado debe tomar medidas legislativas para hacer efectivo el derecho a la consulta previa de pueblos indígenas en el país.

El caso se refiere a la responsabilidad internacional del Estado de Guatemala en perjuicio de la Comunidad Maya qeqchí de Agua Caliente por la falta de legislación interna para garantizar su derecho a la propiedad colectiva tras 40 años de solicitudes. El caso también abarca el establecimiento del proyecto minero de níquel a cielo abierto en la zona de influencia del territorio indígena.

La CorteIDH encontró a Guatemala responsable por las violaciones a los derechos al reconocimiento de la personalidad jurídica, la integridad personal, las garantías judiciales, a la propiedad, al acceso a la información, a los derechos políticos y a la protección judicial del pueblo indígena, agrega otra agencia.

La Comunidad indígena Maya Q’eqchi’ Agua Caliente Lote 9, está ubicada en el municipio de El Estor, Departamento de Izabal, y cuenta con alrededor de 400 personas y abarca más de 1 mil 353 hectáreas.

En 2006 las autoridades guatemaltecas concedieron la licencia de explotación minera; en 2018 una acción de amparo cuestionó la licencia y en junio de 2020 la Corte de Constitucionalidad ordenó observar la consulta previa y suspendió la explotación minera.

Durante 2021 se llevó a cabo un proceso de consulta con comunidades indígenas, con la participación del Consejo de Comunidades Indígenas Maya Q’eqchi’. A pesar de oposiciones, se firmó un acuerdo para la continuidad del proyecto minero.

La CorteIDH determinó que el proceso de consulta “no se realizó de manera adecuada, careciendo de respeto a las costumbres y formas de organización de las comunidades”.

La sentencia considera además que “la falta de reconocimiento de la propiedad colectiva y la actividad minera impactaron la vida comunitaria y se vincularon a diversos actos de violencia y hostigamiento”.

“Guatemala (es) responsable internacionalmente por la violación de los derechos al reconocimiento de la personalidad jurídica, a la integridad personal, a las garantías judiciales, al acceso a la información, a la propiedad, a los derechos políticos y el derecho a la protección judicial” de la comunidad indígena Agua Caliente, según el fallo.

La comunidad tituló en 1974 las tierras a su nombre, pero no fue hasta 2019, y tras una sentencia de la Corte de Constitucionalidad, que se les hizo entrega formal de los documentos, ya que se habían extraviado, precisó la Corte IDH.

En ese tiempo de demora, en parte del territorio maya q’eqchi’, se instaló el proyecto minero Fénix. La concesión minera “no se realizó de manera adecuada, careciendo de respeto a las costumbres y formas de organización de las comunidades”, advirtió la Corte.

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¿Qué hay detrás de la suspensión de operaciones en Guatemala de dos empresas mineras?

La mina es operada por dos subsidiarias de la empresa suiza Solway Investment Group y suspendió operaciones en marzo pasado, luego de que Estados Unidos le impuso sanciones económicas por una trama de corrupción y tráfico de influencias.

Además, la comunidad fue víctima de actos de agresión y violencia, incluyendo atentados contra la vida, hostigamientos y amenazas a miembros entre 2006 y 2019, mientras aguardaban la entrega del extraviado título de propiedad, reseñó la sentencia, según reportan las agencias internacionales.

Problemas recurrentes

El caso se trata de la mina Fénix, ubicada en el Estor, Izabal, a cargo de la Compañía Guatemalteca de Níquel (CGN). La licencia minera fue otorgada en 2006 por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y en el 2019 fue suspendida temporalmente y posteriormente retomó operaciones. Aunque posteriormente, en marzo del 2023 volvió a suspender sus operaciones por decisión de la empresa, pero no derivado de ese caso, sino de una sanción emitida por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los Estados Unidos basado a dos ejecutivos de la firma. En octubre la mina logró una licencia de la OFAC que le permite comercializar con empresas estadounidenses por lo que anunciaron que retomarían operaciones.

Posturas

Solway Investment Group, indicaron que esta firma y sus subsidiarias “no fueron parte de este caso, pero valoran el proceso transparente y cualquier resultado sensato que establezca principios claros, elimine ambigüedades y beneficie a las comunidades vecinas a nuestra área de concesión. Los desacuerdos sobre la discrepancia en la demarcación de tierras comenzaron incluso antes de que nuestra empresa adquiriera el proyecto. No participamos ni en los procedimientos guatemaltecos ni en los posteriores; tampoco llevamos a cabo actividades en esta zona, ni minería ni exploración geológica, respondió la compañía por medio de su oficina de prensa, al ser consultada al respecto”, respondió a Prensa Libre la oficina de prensa de dicha firma por escrito.

En tanto, Oscar Pérez, viceministro de Desarrollo Sostenible del MEM, indicó que esta cartera analizará la sentencia en detalle para determinar las acciones puntuales a seguir. Si procediera, se sugeriría al Estado de Guatemala por medio de los órganos competentes, plantear algunas consultas en caso de que sea necesario.

Respecto a la consulta a los pueblos indígenas, afirmó que ya se realizó y se incluyó a representantes de esta comunidad, por lo que este derecho minero posee licencia de explotación vigente.

Este lunes 7 de agosto, autoridades del Ministerio de Energía y Minas dieron a conocer cuál es la previsión de los precios para las próximas semanas en Guatemala.

Manuel Eduardo Arita, titular del Ministerio de Energía y Minas, indicó que en mayo y junio los precios de los combustibles estuvieron estables, pero desde la segunda quincena de julio y los primeros días de agosto se registró una tendencia al alza.

“Los productores han reducido su producción diaria en más de 1.5 millones de barriles de petróleo, lo cual ha hecho que los precios de los derivados del petróleo sean más elevados en esta última quincena”, explicó Arita.

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Según el ministro, el precio internacional del petróleo subió Q2.62 por galón, cuyo costo para los derivados como el diésel y la gasolina, subió Q6.24 y Q4.24, respectivamente.

“En cuanto a los precios locales, el alza en los precios ha sido más o menos el mismo. El diésel ha subido en promedio Q6.30 en las últimas dos o tres semanas; mientras, la gasolina, Q4.80”, detalló.

Arita añadió que además de la reducción de la producción, se registran paros en mantenimiento en refinerías en EE. UU. y el incremento de la demanda en el hemisferio norte, lo cual ha afectado.

El ministro indicó que no tienen planificado presentar iniciativas en el Congreso de la República para aprobar subsidios para los consumidores, como se hizo anteriormente.

Nuevos incrementos

El titular del MEM indicó que, respecto a la previsión de precios, durante la semana en curso los precios se mantendrán “estables”.

Sin embargo, aseguró que es probable que durante el resto de agosto se registren nuevos incrementos debido a la tendencia al alza.

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“El día de hoy tenemos la renuncia de dos ministros del Organismo Ejecutivo, y esto se debe a asuntos estrictamente personales del ministro de Economía Janio Rosales y del ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel. El cambio es de urgencia personal y no cambia las condiciones del pacto colectivo de los trabajadores del ministerio de Economía. En las próximas horas se estará dando a conocer el nombre de las personas que asumirán la dirección de ambas carteras de cara al proceso de transición del gobierno”, expuso.

La dimisión de los funcionarios que integran el Gabeco se da 15 días después de la realización de las elecciones generales, y se indicó que el presidente Alejandro Giammattei aceptó ambas renuncias.

Los evalúan bien

Alejandro Ceballos, vicepresidente de la Comisión de Vestuario y Textiles (Vestex) adscrita a la Asociación Guatemalteca de Exportadores (Agexport), comentó que son personas muy capaces que hicieron una buena tarea.

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“Para los efectos de la inversión que vino al sector de vestuario y textiles, que va a representar duplicar la capacidad de producción para llegar a dos millones de libras de tela diaria, ambos funcionarios de gobierno fueron clave. Estamos muy agradecido con ambos, pero especialmente con el extitular de Economía que brindó un gran impulso y con quien se trabajó más de cerca”, añadió.

Sobre las personas que lleguen a ser nombradas, el empresario reiteró que sean personas capaces y que comprendan las necesidades del sector exportador.

En tanto, Juan Carlos Zapata, director ejecutivo de la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (Fundesa), afirmó que durante la gestión del ministro Rosales, hubo un aumento importante de la inversión extranjera directa y un acompañamiento muy claro a la agenda para la mejora de la calificación de riesgo-país.

Resaltó que hubo un esfuerzo para fortalecer capacidades del Programa Nacional de Competitividad (Pronacom) y programas como el del Sello Blanco para apoyar a la pequeño y mediana empresa, por lo que “en términos generales, en la agenda económica hubo buenos avances y el país debe seguir trabajando en temas relacionados”.

En el caso de la gestión de Pimentel, el directivo considera que en su gestión se impulsó una agenda de expansión con la electrificación rural, fortaleciendo las capacidades internas en el sector eléctrico, aunque reconoce que este sector tiene una legislación mucho más robusta y el MEM es un facilitador. También queda pendiente seguir con la licitación de largo plazo por 235 megavatios para la que se recibirán ofertas este año, como parte del Plan de Expansión de Generación conocida como PEG 4.

“En minería hubo avances en las consultas, pero hay un tema pendiente como el reglamento del convenio 169 no solo para el sector minero, sino en general, para ayudar a reducir la conflictividad”.

Respecto a combustibles, refirió que Guatemala es un país importador por lo que tampoco podía hacer mucho con las alzas, y lo que se hizo fueron acciones para poder subvencionar, por medio de iniciativas aprobadas en el Congreso.

Voz disidente

A diferencia de lo anterior, el diputado Carlos Barreda, integrante de la Comisión de Economía del Congreso, señaló algunos aspectos que deja pendientes el exministro Rosales Alegría (no opinó sobre Pimentel), y destacó que no se alcanzaron las cifras anunciadas respecto a la atracción de inversión extranjera directa (IED); tampoco se muestran las cifras reales del capital externo como porcentaje del producto interno bruto (PIB), y Guatemala esta rezagada en la atracción de capitales frescos.

Por otro lado, “mantuvo una actitud conservadora en materia de política arancelaria, en medio de una crisis de precios sobre todo en la división de alimentos; no actuó para liberar aranceles de importación, como sí lo hicieron México, El Salvador y Nicaragua en los últimos tres años para influir en la disminución de algunos precios de la Canasta Básica de Alimentos (CBA)”.

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Sobre el manejo de la inflación, el diputado cuestionó que en la junta directiva de Instituto Nacional de Estadística (INE) entidad adscrita al Mineco, no se han actualizado metodologías para mantener actualizados indicadores importantes como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) desde la gestión del expresidente Jimmy Morales, por lo que hay desconfianza respecto a la precisión de los datos. Tampoco se avanzó en promover una iniciativa de ley de Competencia acorde a la realidad de la economía nacional.

El ritmo inflacionario al primer semestre se ubicó en 4.93%, por lo que el indicador ingresó al rango meta de 4.0% +/- 1 punto porcentual, luego de 12 meses en que estuvo fuera de control.

Trayectorias

Janio Rosales también fungió en esta administración como secretario privado de la Presidencia y fue nombrado ministro el 9 de marzo del 2021, luego de la renuncia del empresario textil Antonio Malouf, quien también dejó la cartera en medio de una espiral inflacionaria y la ausencia de medidas urgentes desde el Estado para controlar el alza general de precios.

En tanto que Pimentel Mata inició su gestión el 14 de enero del 2020 y durante su mandato tuvo a su cargo la ejecución del subsidio a los combustibles y a la energía eléctrica.  Con los decretos 17-2022 (y sus reformas en el 45-2022) y el 5-2023, entre el 2022 y el 2023 se ejecutaron Q624.6 millones, de subsidio al gas, según datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM) al 30 de mayo.

El subsidio a la energía eléctrica también estuvo vigente desde el 2020 con varias prórrogas y reformas. El último monto aprobado fue por Q197 millones y su vigencia finalizó el 30 de junio. Por aparte, según información del ministerio, por el subsidio temporal para la gasolina y el diésel, con base en los decretos 20-2022 y sus reformas, el 28-2022 y el 42-2022, se ejecutaron Q2 mil 339.7 millones.

Pero en el mercado nacional, el precio por libra al consumidor final solo bajó 4.9%, pasando de Q5.68 a Q5.40 (cifras sin subsidio). Si se toma en cuenta el plazo de febrero a mayo representa baja de 23.2%, pero el precio en el mercado nacional no tuvo variación y se siguió en Q5.40 por libra.

En junio sigue la baja en el exterior, según cifras de EIA divulgados en su página electrónica, y el promedio con datos al día 26 de ese mes es de US$0.568, pero en el país continúa a precio de Q5.40 por libra según el monitoreo de precios efectuado por el MEM el 19 de este mes. Al viernes 30 de junio en la página electrónica del MEM permanecía el mismo precio.

Consultado el exviceministro de energía, Jorge García Chiu, indicó que el costo del gas ha bajado alrededor del 50% a nivel internacional, derivado de que los hidrocarburos van a la baja, entre otros aspectos porque con clima cálido disminuye la demanda. Sin embargo, agregó que en Guatemala es difícil que baje en esos niveles porque las empresas importadoras (todas provienen de México), regulan el precio.

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Añadió que el MEM y gobierno no tienen facultades para intervenir, pues los precios son libres, así como el consumidor es libre de comprar; en todo caso, se requiere una denuncia de consumidor en la Diaco para que se investigue si hay algo ilegal, explicó.

No obstante, afirmó que las empresas se ponen de acuerdo y solo basta observar los precios no solo del gas, sino de los combustibles en las gasolineras. Comentó que se ha tratado de fomentar la competencia por parte de MEM y del gobierno, pero es complicado evitar que las empresas se pongan de acuerdo, por las leyes vigentes en el país, aparte de que es muy difícil comprobar una colusión.

En mayo del 2018, en el Congreso varios diputados señalaron una posible concertación de precios. En esa ocasión, en una citación a la Diaco, esta informó que se plantearon 10 denuncias en el Ministerio Público contra empresas que comercializan gas propano, por una posible concertación de precios.

El ministro del MEM en ese entonces, dijo que se abrieron expedientes a tres empresas importadoras de gas: Tomza, Zeta Gas y Dagás, además de 15 expendios de gas propano. Durante el mes de junio del 2023 se consultó al ministerio acerca del estatus de esos expedientes, pero no respondió.

Por aparte, Fernando Spross, analista de la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (Fundesa), que monitorea precios de hidrocarburos, expuso que el precio del gas propano está alineado al del petróleo, por lo que se esperaría que, si a nivel internacional bajan los precios, en el país se debe percibir la misma tendencia, aunque puede ser con algún rezago, tal como ocurre con los combustibles.

Ello indica que el precio elevado que se mantiene no tiene sustento técnico sino más bien son otros factores, comentó.  “Por ejemplo, el mercado del gas propano tiene la particularidad de que tres actores dominan el mercado en Guatemala, tanto de importaciones como de consumo interno, y dos de ellos acaparan el 90% del mercado, lo que los convierte en un oligopolio”.

También es importante notar que esta situación se repite cada cierto tiempo y las autoridades solo pueden monitorear los precios porque el mercado es relativamente libre. “En ese sentido, la ley no nos permite accionar, aunque se calcule un precio de referencia más bajo, las empresas no están obligadas a bajarlo”, añadió Spross.

Además, se debe tomar en cuenta que el gas propano es la segunda principal fuente de energía para cocinar, después de la leña, por lo que además de ser un tema políticamente atractivo, es un tema socialmente sensible, expuso.

Pero David Casasola, analista del Centro de Investigaciones Económicas Nacionales (Cien) dijo que se deben observar varios factores.

El primero, son los inventarios y la manera como se van despachando las unidades, y a qué precio las compraron.

El segundo punto, se refiere a qué tiempo de transformación e intermediación lleva el producto, porque por ejemplo, en el caso del combustible, el petróleo es el insumo básico, pero lleva un proceso de refinamiento, aditivos y se procesa.

En el 2022 parte del incremento en el precio no necesariamente era por el petróleo, sino por esa cadena de procesamiento que estaba sobrecargada y había llegado a un límite, explicó. Para el gas también se debe ver la cadena de valor, pues si en algún momento hay presiones que provocan una baja en el insumo o la materia prima, en el precio final no termina de reflejarse, comentó.

Y el tercero es el monitoreo que periódicamente hace el MEM para ir asegurando y garantizando que los precios que recibe el consumidor van acorde a los precios de inventarios que reportan que se están vendiendo en el mercado.

Casasola comentó que se debe entender la estructura del costo del producto final, porque el hecho de que el insumo base baje, no necesariamente significa que el precio final disminuya, si hay otros costos intermedios de procesamiento que tienen comportamiento al alza.

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Información a medias

Durante el mes de junio se consultó en varias ocasiones al MEM para que expusiera las razones por las que el comportamiento a la baja de los precios internacionales no se refleja en Guatemala y cuándo debería suceder eso, pero no respondió.

El plazo en que estuvo vigente el subsidio al gas propano en varias de sus presentaciones (de 10, 20, 25 y 35 libras), el MEM publicó precios máximos de referencia. Desde febrero hasta el 15 de junio estos se mantuvieron en Q5.40 por libra, menos los Q0.80 correspondientes a esa subvención.

A partir del 16 de junio, cuando ya no hay subsidio, el ministerio no ha publicado precios de referencia, sino el monitoreo de precios promedio en todo el país, reportándolos en Q5.40.

El ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, consultado por periodistas la primera semana de junio del 2023 acerca la proyección de precios internacionales del gas y si podría haber una reducción en el mercado nacional, dijo que sí, aunque sin mencionar una cifra.

En ese momento tenían planificado que, de aprobarse una prórroga, el usuario no percibiría la baja en el precio sino que se traduciría en una disminución del monto que el Estado brinda para ese beneficio “porque la idea es que permanezca el precio que paga el consumidor sin variación”. La iniciativa de ley que presentaron diputados en el Congreso, y que no se ha aprobado, era de mantener el subsidio, pero solo en Q0.60 por libra.

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En tanto el 15 de junio, al consultarle al viceministro Luis Ayala, encargado del tema de hidrocarburos acerca de cuándo se reflejaría una baja, respondió que a partir del 16, las presentaciones regresarían a precios sin subsidio (es decir Q5.40 por libra) pero que en los siguientes días a ese, se podrá estar observando rebajas porque el mercado internacional ha tenido descensos. Posteriormente, el ministerio ya no respondió a las solicitudes de información al respecto.

El 14 de junio, el MEM brindó los conceptos que incluye la estructura de precios del gas propano importado, no así el dato que reflejara el comportamiento de esos rubros ni el precio final al consumidor. Explicó que la estructura de precios es referencial debido a que los precios del gas propano están liberalizados y presentan, en primer lugar, los costos de importación que se obtienen de la factura comercial que envía la compañía importadora al Departamento de Análisis Económico del MEM, y menciona:

• Los costos de importación incluyen el precio FOB, el flete y seguro marítimo y el Precio CIF más los cargos portuarios.
• La pérdida por manejo en planta es una estimación sobre las pérdidas al realizar el llenado de
• El flete terrestre es el costo del transporte desde la planta de almacenamiento hasta las plantas de envasado de
• También está el costo de transporte de la planta de envasado al expendio de
• El margen del envasador se obtiene dela diferencia de la sumatoria de los costos anteriores y el precio del producto puesto en las plantas de envasado de
• El margen del expendedor se obtiene dela resta del IVA y precio del producto en la planta de envasado de cilindros, al precio al consumidor

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Importadoras no responden

Se intentó en varias oportunidades obtener la versión de las empresas de gas en Guatemala, pero a la fecha no han respondido.

En Zetagas, en el número 1792 refiere al 56136000 y de ahí al 66312101 (de la planta en Villa Nueva), pero las veces que se llamó respondía una operadora automática y no se logró comunicación con ninguna persona.

En Dagás, se llamó a los números que le aparecen registrados según consultas en internet. En el 24775656 y 23875700 no responden; en el 24775528 se indica que está fuera de servicio temporalmente; y en el 2477 5554 se dejó mensaje en el buzón.

En Tropigas (Tomza) se llamó al 1765 donde refieren al número de oficinas de la empresa 66359700 (en el kilómetro 14.5 carretera a San Miguel Petapa) y de ahí refirieron al 24197400 de las oficinas en la ciudad capital, el viernes y sábado se solicitó información por ese medio, la asistente del director indicó que se le trasladaría el mensaje y revisarían la agenda para responder o brindar una cita, pero no han respondido al respecto.

Cómo se aplicó el subsidio y cuál era el precio de mercado

El Estado brindó un subsidio temporal por varios meses de Q0.80 por libra para las presentaciones de cilindros en 10, 20, 25 y 35 libras. Las presentaciones de mayor pesaje no contaron con ese beneficio.

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Este año el beneficio cubrió del 1 al 31 de enero y al aplicarlo al Q5.68 que era el precio de mercado, el consumidor pagaba Q4.88 por libra.

En tanto del 1 de febrero al 15 de marzo no hubo subvención, pero el precio en el mercado sin subsidio bajó a Q5.40 por libra.

Luego fue puesto en vigencia el subsidio de nuevo por tres meses, del 16 de marzo al 15 de junio. El de mercado siguió igual a febrero, pero al aplicarle el subsidio el usuario pagaba Q4.60.

A la fecha, ninguna presentación tiene subsidio y el precio al público el viernes 30 de junio seguía en Q5.40 por libra, que muestra que ha estado invariable desde febrero.

Los precios, según el pesaje, son de Q54 el de 10 libras; Q108 el de 20; Q135 el de 25 libras; Q189 el de 35 libras y Q540 el de 100 libras. El MEM no reporta variación en su monitoreo.

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Otros datos

En México, según datos de la Comisión Reguladora de Energía (divulgados en su página electrónica), el precio máximo de referencia por kilogramo de GLP, con IVA, estaba a finales de enero entre 17.83 a 23.91 pesos variando en cada municipio, pero la mayoría estaban entre 19 y 21 pesos. A finales de febrero estuvo entre 18.33 a 23.44, y la mayoría estaba entre 18 y 21. En tanto, al 24 de junio, la referencia era de 15.65 a 19.66 pesos por kilogramo con IVA, y en la mayoría de municipios estaba entre 15.65 y 17 pesos, los cuales reflejan bajas respecto a enero y febrero.

Con la legislación actual, el plazo no se puede prorrogar, por lo que el gobierno ha buscado 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 compañía ya presentó el proceso de restauración ambiental en agosto del 2022 y empezó en marzo el proceso de abandono de pozos, tres hasta mayo pasado.

Lo que el MEM está implementando en este momento es la reforma de la citada Ley, promoviendo discusión en el Congreso y resolviendo todas las dudas que tengan los señores diputados, respondió ayer la entidad por medio de la oficina de Comunicación Social, tras consultas de Prensa Libre.

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La reforma a la que se refiere el MEM, es la presentada en enero de 2022 en el Congreso de la República para modificar el decreto en mención, y 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 por 25 años cada una o hasta que se alcance el límite económico del yacimiento, que es la nueva figura propuesta.

Consultado el ministerio acerca de la posibilidad de una licitación para el área que dejaría de operar Perenco (el campo Xan) respondió que “no se está contemplando ningún proceso de licitación al momento, en virtud de que se tiene la esperanza que la citada reforma sea una realidad”.

En el Congreso la iniciativa ya completó la segunda lectura en diciembre del 2022, pero aún falta la tercera y la aprobación final.

Referente al impacto para el país de que deje de producir el volumen de petróleo que genera ese contrato, el MEM dijo que “se reducen los ingresos producto de la actividad petrolera en más del 80%, aspecto que disminuye el presupuesto de todos los municipios del país”.

Sobre el riesgo de que el oleoducto deje de operar debido a que el usuario más grande ya no producirá, el ministerio solo indicó que la reforma de la Ley de Hidrocarburos fortalecerá a la industria petrolera, incluida la refinería y el oleoducto porque garantizará una mayor producción petrolera.

Según datos en la página electrónica del MEM, el Estado recibió US$38.05 millones de enero a octubre del 2022, entre regalías al Estado, participación del Estado en Hidrocarburos compartibles, y el aporte a Fonpetrol. De ese monto, US$32.9 millones provinieron de Perenco, según los datos oficiales en el MEM.

Según la normativa, para la presentación de 10 libras, la subvención es de Q8 por cilindro, por lo que el precio debe ser de Q46; para el de 20 libras se cubrirán Q16, por lo que el precio de referencia es de Q92; para el de 25 libras, el subsidio es de Q20, y el precio es Q115. Mientras que los cilindros de 35 libras, tendrán una rebaja de Q28 y el precio es de Q161.

Con el subsidio anterior que estuvo vigente hasta el 31 de enero del 2023 el beneficio era el mismo monto por libra (80 centavos), pero los precios del gas eran superiores, ya que el usuario pagaba Q49, Q98, Q122 y Q171 para las presentaciones de 10, 20, 25 y 35 libras respectivamente.

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El subsidio que se está aplicando a partir del 16 de marzo es el mismo, pero los precios del producto son menores ahora que en enero, tanto a nivel internacional, como localmente, comentó el ministro Alberto Pimentel.

También indicó que el subsidio entra en vigencia este jueves, pero es previsible que un envasador que adquirió producto recientemente, mantendrá el precio que tenía el 15 de marzo, hasta agotar esas existencias. Sin embargo, quienes tengan denuncias pueden acudir a la Diaco o al centro de llamadas 1544, agregó.

Los recursos

El nuevo subsidio tendrá un plazo de 3 meses y en total, le costará Q150 millones al Estado, los que se suman a los Q536.04 millones ya pagados por la compraventa de 25.9 millones de cilindros, según el funcionario.

Respecto a la demanda, indicó que el 90% del gas que se comercializa en el país es por medio de las presentaciones que ahora están subsidiadas y de estos, el de 25 libras abarca el 90%.

Consultado por la posibilidad de un nuevo subsidio para combustibles como gasolinas y diésel, Pimentel indicó que no está en consideración. “En estos, los precios están altos si hacemos comparación histórica, pero están mucho más bajos que en meses recientes y en la última semana se ha visto una disminución considerable en el precio del petróleo”, argumentó.

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La normativa aprobada por el Congreso cobra vigencia este martes 7 de marzo y autoriza al Ministerio de Energía y Minas (MEM) erogar los recursos necesarios para cubrir el subsidio durante tres meses, consistente en Q8 por cilindro de 10 libras; Q16 para el de 20 libras; Q20 por tambo de 25 libras; y Q28 por el de 35 libras. Sin embargo, esta disposición legal puede aplicarse hasta que se publique el reglamento correspondiente.

El Congreso también aprobó mediante este Decreto una modificación al Presupuesto General del Estado 2023, por Q150 millones a favor del MEM para cubrir la subvención, que será financiado con recursos de una disminución de caja y bancos de recursos del tesoro.

La decisión del Congreso de prorrogar el subsidio al gas propano, según consta en el decreto, es porque “los precios internacionales del GLP se encuentran por arriba del promedio de los últimos años, y se prevé que se mantenga así por los próximos meses, por lo que se hace necesario destinar recursos para otorgar un apoyo social temporal a los hogares guatemaltecos con recursos limitados”.

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La normativa establece que el MEM determinará mensualmente el precio de referencia del producto en las instalaciones de envasado y el precio de referencia para el consumidor final, y poner la información a disposición pública. La disminución del monto correspondiente al apoyo social en el precio final de venta deberá aparecer reflejado en la Factura Electrónica en Línea que emitan los envasadores de gas propano.

Y de acuerdo con la ley, solo podrán ser beneficiarios del apoyo social temporal, los consumidores que adquieran los productos de empresas envasadoras de gas propano que se encuentren registradas como tal, ante la Dirección General de Hidrocarburos del MEM, antes del 31 de enero de 2023.

De acuerdo con el Censo de Población y Vivienda del 2018, el 54.4% de los hogares guatemaltecos utiliza leña para cocinar y el 43.7% utiliza gas propano, cuya presentación más utilizada es el de 25 libras, y se estima que diariamente la demanda es de 42 mil cilindros.

Varias subvenciones

A finales de noviembre de 2021, el Congreso aprobó el Decreto 15-2021, para subsidiar el GLP derivado del constante aumento de los precios del gas propano, resultado de la variación de los precios internacionales. Posteriormente, amplió el apoyo mediante los decretos 17-2022, 33-2022, 35-2022 y 55-2022.

Durante 2022, el Legislativo realizó modificaciones presupuestarias por Q2 mil 793 millones para cubrir, además del subsidio al gas propano, apoyo temporal a las gasolinas súper y regular, así como al diésel.

Esta subvención, aprobada y prorrogada por el Congreso de la República, y para la cual se destinaron unos Q419 millones, consistía en Q0.80 en la libra de GLP, pero al concluir el apoyo los precios se ajustaron al alza en las presentaciones que incluyó la ley.

De esa cuenta, los precios al público quedarán así: el cilindro de 10 libras sube Q5 y queda en Q54 (con subsidio costaba Q49); el de 20 libras sube Q10 y queda en Q108 (con subsidio costaba Q98); el de 25 libras aumenta Q13, al quedar en Q135 (con subsidio costó Q122); y el de 35 libras se encarece Q18 al pasar de Q171 (con subsidio) a Q189.

La única presentación que baja de precio es la de 100 libras, que ahora costará Q540 y su precio anterior era de Q568 y no estuvo subsidiada.

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El subsidio al propano ya concluyó, por lo que el producto vuelve a su precio normal

Estos precios ya comenzaron a observarse en los expendios y envasadoras del área metropolitana, aunque deberán aplicarse a nivel nacional, explicó el viceministro Luis Ayala, encargado del área de Hidrocarburos del MEM, quien indicó que, con esta medida, “los consumidores no van a sufrir tanto con el retiro del apoyo”.

Citó como ejemplo que el cilindro de 25 libras costaba Q142 antes del subsidio y ahora se estará comercializando a Q135, aunque con la subvención, el precio era de Q122.

“En el mercado internacional del GLP se empiezan a observar pequeñas rebajas y estamos esperando la evolución de precios en el mercado internacional, para ver si es necesario un nuevo apoyo temporal”, apuntó el funcionario.

Mercado local

• De acuerdo con las estadísticas oficiales el cilindro de 25 libras es el de mayor consumo en Guatemala, y se estima que diariamente la demanda es de 42 mil cilindros.
• En diciembre de cada año se registra un alza en el consumo de GLP en los hogares, que va de 8% a 10% en promedio, por efecto estacional.
• En el país operan 66 plantas envasadoras del producto.
• Compañías de Estados Unidos y México son los principales surtidores de GLP para Guatemala.

La medida consistió en un aporte temporal de Q0.80 por cada libra de gas propano para los cilindros de 10, 20, 25 y 35 libras, respectivamente, para lo cual, el Congreso aprobó los decretos 15-2021, 17-2022, 45-2022, así como su ampliación por medio del 55-2022.

También realizó modificaciones presupuestarias por Q2 mil 793 millones para cubrir además del apoyo al GLP, el subsidio a combustibles como las gasolinas súper, regular y el diésel. “Para dar cumplimiento a este apoyo social, el gobierno mediante el MEM invirtió más de Q419 millones 946 mil”, resalta un comunicado emitido por esa cartera. Las estimaciones indican que cada mes se benefició a un millón 800 mil hogares, con ese apoyo temporal.

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En una entrevista con Prensa Libre publicada el pasado sábado 28 de enero, Luis Ayala, viceministro de Energía encargado del área de Hidrocarburos, indicó que se logró cumplir con el objetivo de mantener estables los precios al consumidor sobre todo en los meses de octubre, noviembre, diciembre, enero y febrero cuando debido al invierno en el hemisferio norte, sube la demanda de calefacción y por ende, el costo de los carburantes.

La información del Censo de Población y Vivienda del 2018 reveló que el 54.4% de los hogares guatemaltecos utiliza leña para cocinar y el 43.7% utiliza gas propano, cuya presentación más utilizada es el de 25 libras, que se mantuvo a un precio de Q122 y ahora costará Q142.

Con el vencimiento de esta subvención se esperaría que, a partir del 1 de febrero, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) establezca los nuevos precios de referencia, aunque los envasadores deberán agotar el inventario del producto adquirido a menor precio, para vender al público de acuerdo con esta tabla:

• GLP 10 libras: Q49
• GLP 20 libras: Q98
• GLP 25 libras: Q122
• GLP 35 libras: Q171

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¿Se logró el objetivo?

De momento, no se sabe si en la Comisión de Finanzas del Congreso se discute la posibilidad de una nueva prórroga o si en los próximos días se estará analizando alguna medida similar, pero de momento, el viceministro del MEM encargado del área de Hidrocarburos, Luis Ayala, afirmó que se logró el objetivo de mantener estables los precios al consumidor, sobre todo en los meses de octubre a febrero, cuando tiende a subir de precio por la temporada invernal en Europa y EE. UU.

Luego indicó que el subsidio fue otorgado por medio de las compañías envasadoras y los desembolsos correspondientes están al día, a excepción de la última quincena, pues antes de cada pago se confirma que el beneficio haya llegado a todos los compradores.

Las estadísticas señalan que el cilindro de 25 libras es el de mayor consumo en Guatemala, y diariamente la demanda es de 42 mil cilindros.

Lo que viene

Al preguntarle sobre el futuro de los precios al consumidor, el viceministro remarcó que se está evaluando en la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) cuáles serán los precios de referencia después de que concluya el apoyo estatal, pero todo apunta a que no exista un cambio brusco “porque al final, lo que se busca es que se mantenga un precio estable en los hogares y no haya un impacto en la economía familiar”.

En una entrevista con Prensa Libre el pasado 16 de enero, Miguel Ángel Moir, ex jefe de la Secretaría de Planificación y Programación de la Presidencia (Segeplan), expresó que la implementación de los programas de subsidios estatales a los productos energéticos es un estabilizador social; pero, sobre todo, es un mecanismo para poder prevenir conflictos sociales.

Pero ahora, también por la campaña política, se considera una herramienta para quedar bien con la población votante.

En conferencia de prensa, el ministro de Gobernación, David Napoleón Barrientos; la fiscal general, Consuelo Porras; el ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel Mata, y el ministro de la Defensa, Henry Yovani Reyes Chigua, dieron detalles acerca del operativo desarrollado en el área protegida Montaña Chiclero, Morales, Izabal.

“Hasta el momento se reportan el hallazgo de siete excavadoras, una cuatrimoto, un picop doble cabina, 20 carpas improvisadas, un tanque de oxígeno, tres toneles de metal para almacenamiento de combustible, equipo de construcción y 80 de sacos con Jade que ha sido extraído de manera ilegal”, señala el Ministerio de Gobernación.

De acuerdo con el ministro de Gobernación, David Napoleón Barrientos, fueron 105 agentes de la PNC y 315 soldados los que apoyaron en esa operación.

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Además, el ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, aseguró que no se ha otorgado ninguna autorización de explotación minera en ese lugar.

Hallazgos

• 11 retroexcavadoras
• 2 máquinas tipo taladro
• 2 máquinas tipo tractor
• 3 cuatrimotos
• 1 picop
• 80 bolsas con posible jade con un peso de 85 libras cada uno, aproximadamente.

Las autoridades detallaron que las evidencias fueron ubicadas en dos áreas “en las que se ha explotado posiblemente el material denominado Jade”.

Guatemala enfrenta incrementos en precios de productos de la canasta básica y servicios en los últimos meses, principalmente por la crisis energética mundial que se agravó por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania.

Debido a los incrementos en los precios internacionales del gas y petróleo, autoridades guatemaltecas aprobaron subsidios para beneficio de los consumidores, aunque los precios no dejaron de subir y el beneficio es poco perceptible.

En las últimas dos semanas, los precios han tenido una corrección a la baja que han dado un leve descanso a los consumidores, aunque la previsión de los analistas es que continúen su tendencia alcista.

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Con los precios publicados por el MEM este martes, los consumidores en la capital deben pagar un monto aproximado:

Gasolina súper pasó de Q40.79 por galón a Q39.63, que representa una disminución de Q1.16

Gasolina regular pasó de Q39.54 por galón a Q38.38, que representa una disminución de Q1.16

El diésel pasó de Q37.16 por galón a Q36.36, que representa una disminución de Q.80

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En la provincia, los precios sugeridos son:

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El subsidio aplicado en los precios rige mediante la aprobación de la Ley de Apoyo Social Temporal a los Consumidores de Diésel y Gasolinas Regular y Superior, que establecen una reducción de Q5 para las gasolinas súper y regular y Q7 para el diésel.

A pesar de que el Congreso aprobó sendos subsidios paliar la situación, los usuarios se han quejado de que en poco o nada se ve reflejado el subsidio.

El alza en las gasolinas ha impactado directamente en los bolsillo de la población, que se ha visto afectada por un aumento en casi todos los productos de la canasta básica. 

DE HEMEROTECA:

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Con las reformas hechas por el Legislativo la normativa en mayo último, el subsidio para los combustibles ahora será de Q5 para las gasolinas súper y regular, y Q7 para el diésel, el cual regiría a partir del 31 de mayo.

Para financiar el subsidio, los parlamentarios aprobaron una enmienda para sumarle Q1 mil 515 millones al MEM, el cual ya contaba con Q745 millones para atender ese rubro.

Precios de referencia

Este miércoles 8 de junio el precio de las gasolinas nuevamente registró un aumento en Guatemala.

De acuerdo con un sondeo de Prensa Libre y Noticiero Guatevisión por las estaciones de las vías más importantes de la capital y área metropolitana, la gasolina regular rondaba los Q40, la superior sobrepasaba los Q41 y el diésel los Q35.

De acuerdo con el precio de referencia publicado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el costo de referencia en la capital para la gasolina regular es de Q40.88, la superior 42.13 y el diésel Q34.16.

Esto, a pesar de que ya se aplica el llamado Apoyo social temporal a los consumidores aprobada por el Congreso y de acuerdo con los precios vigentes del 7 al 13 de junio de 2022.

El Ministerio aclara que “a otros municipios del país se deben considerar las condiciones particulares del mercado”.

Molestia

Después de haber mostrado una leve baja en días anteriores el precio de los combustibles, usuarios expresaron su molestia por el nuevo aumento.

“Esto ya es demasiado descaro. Dos subsidios, varios aumentos; somos el país que más caro tiene los combustibles. Es un robo y no hay quien controle a los expendios de combustibles”, dijo Eduardo Reyes.

Agregó que hay gente que en realidad “está pasando un mal momento en nuestro país y el Gobierno no hace más que llenarse las bolsas. Es triste”.

“La ayuda que ofreció el Gobierno no se está reflejando en nada”, dijo, en tanto, Tony Cruz, otro consumidor.

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“Le pedimos al Gobierno que se ponga la mano en la conciencia. La gente ya no puede pagar más de lo que está en sus posibilidades”, agregó Cruz, quien lleva más de 30 años de ser taxista y quien dice que ha vivido en carne propia este aumento de los combustibles.

El Gobierno ha sostenido que el alza se debe a la invasión de Rusia a Ucrania y justifica que es un fenómeno a escala mundial.

“El hombre llamaba insistentemente de diferentes teléfonos (…) mantenía en su oficina cerca de cuatro o cinco teléfonos y era insistente”. Este es parte del testimonio de Luis Armando Córdoba, quien declaró en contra del exministro de Energía y Minas, Érick Archila, buscado por la Justicia por sus vínculos con casos de corrupción.

Córdoba reveló en esa declaración cómo habría entregado más de Q29 millones al exministro Érick Archila de 2013 a 2015.

Según el testimonio de Córdoba, el exministro Archila habría cobró por “obras sociales” y la justificación de esos pagos se basó en la conflictividad social. En su relato, detalló que Archila le habría pedido pagos par hacer “obras sociales en comunidades que se oponían a los proyectos de electrificación”.

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Según el exgerente Córdoba, la compañía Edemtec pagó los Q29 millones a las empresas Conyers Business, S.A., Publicitas, S.A. y Torema, S.A., las tres vinculadas a Archila.

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Según el testimonio presentado por el MP los cheques fueron entregados personalmente a Archila en su oficina del Inde y en oficinas que tenía el exfuncionario en un edificio de zona 10.

Testimonio

“En 2013 le di Q8 millones y en 2015 fueron Q21 millones, en el 2015 -Archila- me llamaba constantemente por los pagos, usaba unos cuatro o cinco celulares desde los que pedía pagos”, expuso Córdoba.

“Directamente me llamaba a las reuniones a mirar el avance de obra y me decía que, según el acuerdo realizado en el 2012, tenía que entregarle los recursos a través de sus empresas para hacer toda la gestión social. Es así que en 2013 tuve cerca de cuatro o cinco reuniones y firme cerca de cuatro cheques por cerca de Q8 millones 722 mil”, dijo.

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En su testimonio agregó que “en el 2015 el hombre llamaba insistentemente de diferentes teléfonos, ya no de esos teléfonos, sino que mantenía en su oficina cerca de cuatro o cinco teléfonos y era insistente. En 2015 firmé cerca de seis cheques que sumaban cerca de 21 millones 521 mil 504 y en un total de los cheques que firmé eran Q29 millones 522 mil 227”.

Además, agregó que en una oportunidad se reunió con Archila en una casa desocupada en zona 14 de la capital. “En mayo (de 2015) me llama urgentemente y me dice que teníamos que reunirnos en una casa de zona 14. Él tenía muchos celulares en su mano, me pide mi celular, me lo quita y lo pone en otra habitación y me dice ´mire ingeniero, resulta que están detrás de mí, me buscan a mí y le voy a solicitar y exigir que destruyan todos los documentos que ustedes han de tener (…) dentro de su organización”, señaló.

Archila se defiende

Archila hizo llegar a Prensa Libre un comunicado por medio de su sobrino Diego Solares, donde afirma, respecto a lo presentado en la audiencia, que:  “El Ministerio Público no ha demostrado indicio alguno, donde yo -Erick Archila- haya recibido un soborno en el ejercicio que tuve  como ministro de energía y minas durante los 3 años de función publica.”

Agrega que: “La contraloría de Bogotá, en informe publico del 2015, demuestra que no encontraron hallazgos en cuanto a algún tipo de anomalías o pagos a mi persona”.

Además, según el comunicado, “las declaraciones de estos testigos, así como la de otros adicionales , claramente indican que jamás me presté a ningún hecho anómalo”.

Agregó que: “Edemtec es una empresa privada… que no tiene contratos con el Estado de Guatemala; trabajó como sub contratista de Trecsa, empresa colombiana que cotiza en bolsa de valores y por lo tanto tiene prácticas altamente amplias y estrictas para el manejo correcto de sus operaciones anticorrupción”.

Nota del Editor:
Esta nota fue re editada el martes 7 de junio, debido a que se hizo énfasis en cuáles declaraciones fueron dadas al MP por el señor Ortiz Mutis y cuáles por el señor Córdoba. Además, se incluyó el comunicado enviado por la familia del exministro Archila.

La CNEE es el ente regulador del sector eléctrico y entre otras funciones, debe calcular y fijar las tarifas de energía, el cargo por distribución y por la transmisión.

El directorio se integra con tres personas nombradas por el presidente de la República, entre nóminas que deben enviar tres entes: el gobierno por medio del Ministerio de Energía y Minas (MEM), así como los sectores académico y eléctrico.

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Estos últimos dos deben entregar su terna al MEM, a más tardar el 29 de abril y según el ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, el sector académico ya la presentó, aunque dijo que no puede dar a conocerla, sino que debe trasladarla al mandatario Alejandro Giammattei.  Los agentes del sector eléctrico tienen otra reunión la próxima semana para elegir su terna.

El actual directorio está integrado por Rodrigo Fernández (quien la preside), Ángel García Martínez y Rafael Argueta.

Tanto Pimentel como Carmen Urizar, expresidenta de CNEE, y Fernández, el actual presidente de ese ente, comentan los retos que debe enfrentar esta nueva gestión.

Nueva licitación

Pimentel indicó que se prevé que los comisionados actuales dejen aprobada las bases para la cuarta licitación de largo plazo (por unos 15 años) correspondiente al Plan de Expansión de la Generación (PEG) conocida como PEG 4 por alrededor de 300 megavatios (MW) para las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y Energuate. La próxima administración deberá apoyar en el impulso del proceso.

Por los plazos de la ley, la adjudicación podría concretarse entre finales del presente año y durante el 2023, agregó.   Además, deberán lanzar posteriormente la PEG 5, dijo el funcionario.

El actual presidente de CNEE confirmó que el evento rondará por los 300 MW y estará abierto tanto para fuentes de generación renovables, como no renovables, pero queda excluido el carbón.

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“Ya estamos en la última fase, en la de revisión de las bases de licitación, y una vez aprobadas por la CNEE, las distribuidoras pueden empezar el proceso”, añadió.

Desde el MEM también se está impulsando una nueva licitación dentro del Plan de Expansión de Transmisión (PET) para ampliar la red.

Cargos y cobros

La actual administración del regulador también dejará aprobado el nuevo pliego tarifario de ambas distribuidoras y las tarifas trimestrales que entrarán en vigencia el 1 de mayo próximo, por lo que la nueva directiva tendrá a su cargo dar seguimiento al resto de ajustes trimestrales.

Además, deberán analizar y aprobar los nuevos cargos por distribución para el plazo de cinco años para EEGSA (entre el 2023 y el 2028) y Energuate (entre el 2024 y el 2029); el Valor Agregado de Distribución (VAD), que es el monto máximo que dichas empresas pueden cobrar a los usuarios por brindarles el servicio; y el cálculo y fijación de los peajes de transmisión o CAT.

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El ministro agregó que el país tiene un mercado de electricidad maduro y dentro de las responsabilidades del nuevo directorio está preservarlo, pero considera que en temas específicos se requerirán mejoras regulatorias. Por ejemplo, aunque no depende directamente de la Comisión, tendrán que apoyar técnicamente al momento de tomar decisiones por parte del MEM en temas que aún no están en las regulaciones, como el de reservas estratégicas del país y la forma de sustitución de la matriz de generación, para incorporar temas novedosos.

Otro tema pendiente es el cambio en la forma de cobro del alumbrado público, para reducir el impacto negativo que aún representa en la factura de los usuarios, que en muchos  municipios llegan incluso a ser más alto que los consumos individuales, indicó recientemente el consultor Jorge García Chiu.

Más desafíos

Rodrigo Fernández, el actual presidente de CNEE, mencionó que dentro de los retos para la nueva gestión hay otros de tipo administrativo y que establece la legislación. Entre estos,  continuar con la modernización de la entidad, adaptándola a la nueva ley antitrámites y siguiendo estrictamente los postulados de la Ley de Acceso a la información.

Mantener la certificación ISO 9001:2015 que obtuvieron, continuar con el proceso de transparencia y publicidad de la información que se pone diariamente a disposición de todos los guatemaltecos en la página electrónica; y continuar con la especialización y formación profesional del personal técnico y profesional.

Además, continuar ampliando la comunicación con los usuarios y desburocratizar los procesos para resolverles a los usuarios con más rapidez y eficiencia, y aunque han avanzado mucho en eso, falta mantener el esfuerzo en el tiempo.

“La tendencia al precio probablemente va continuar con algunas variaciones y la tendencia es al alza moderada (…) estamos viendo cierta estabilidad en los mercados internacionales y ha subido en los últimos 15 días el precio del barril de petróleo y un incremento en el diésel en los mercados internacionales”, dijo el titular del MEM, Alberto Pimentel.

Con el subsidio a la gasolina regular y al diésel en las primeras dos semanas el MEM ha ejecutado unos Q179 millones, mientras que con relación al subsidio al gas el desembolso es de Q21 millones, según Pimentel.

Para el subsidio al propano aprobaron Q150 millones en el Congreso y Q745 millones para la subvención a los combustibles.

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¿Cómo ha sido el comportamiento con el subsidio?

Durante la primera semana de aplicación de la subvención se registró un incremento en el consumo de regular y diésel, mientras que para la Semana Santa aumentó la compra de gasolina regular, pero hubo una merma en cuanto al diésel, considerando que el transporte de carga tuvo restricciones, según Pimentel.

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Según varios lectores de Prensa Libre, en gasolineras ubicadas en carretera a El Salvador, Mixco y Villa Nueva, se habían agotado las reservas de gasolina regular, que ahora se comercializa con un apoyo estatal de Q2.50 por galón, en tanto que el precio de referencia divulgado por la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) era Q34.84.

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Posición oficial

Consultado al respecto, Luis Ayala, viceministro de Energía y Minas encargado del área de Hidrocarburos, comentó que en términos generales hay una evolución positiva con el subsidio y no hay reportes de problemas.

Y que algunas estaciones que aún tienen inventario de productos con el precio anterior, tienen que agotarlo, por lo que aconsejó a los consumidores que busquen los expendios que ya reflejan el apoyo social temporal.

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También descartó que existan problemas de abastecimiento, aunque hay gasolineras que se están quedando sin combustible regular, por lo que hay cierto congestionamiento en las terminales -plantas de almacenaje- ubicadas en Escuintla y Puerto Barrios.  “Si no hay lo que usted busca en una gasolinera busque en otra, porque no hay escasez generalizada”, apuntó.

Cambio de producto

Ayala afirmó que se espera una normalización en los próximos días, cuando también se prevé un cambio de tendencia de consumo desde gasolina súper a regular. “Queremos conocer si el consumidor está migrando de producto con precios diferenciados y vamos a hacer ese corte el viernes”, remarcó el funcionario.

En todo caso, aclaró que puede existir una lógica económica para migrar a un producto diferente, pero desde el punto de vista técnico, cada automotor trae una especificación sobre el combustible a utilizar, y la principal recomendación es revisar los manuales al respecto.

José Briones, director ejecutivo de la Gremial de Empresas Importadoras de Hidrocarburos (Geih), explicó que entre dos o tres días no debe haber inconvenientes para el consumidor, aunque sí se registró un aumento en la demanda de gasolina regular en estos dos días.

“No hay ningún problema serio. Algunos expendios se quedaron sin existencia, pero lo repondrán. En general, el proceso está caminando bastante bien”, puntualizó.

Al igual que el viceministro, consideró muy difícil evaluar la tendencia, aunque en estos dos días aumentó el consumo de regular porque muchas personas decidieron usar este combustible en vez de súper.

Control cruzado

Por otro lado, Fernando Suriano Buezo, intendente de Recaudación de la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT), comentó que ya cuentan con modelos sobre lo que representará la cobranza de impuestos, derivada de un mayor consumo de este combustible, aunque también es prematuro brindar cifras a 48 horas de su vigencia.

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“Se están analizando variables porque el aumento del consumo de gasolina no necesariamente significa una mayor cobranza, pues hay contribuyentes que dejaron de comprar”, mencionó.

Recordó que la ley de apoyo social en los combustibles es similar a la del gas propano -que también tiene subsidio-, y se espera que se regularice el pago de impuestos en toda la cadena. A diferencia del gas, en las facturas por compra de combustible se consigna el apoyo social.

El intendente precisó que este sector es más formal por el tema de las licencias que otorga el MEM, así como por la inversión, ya que es una cadena distinta.

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).

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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.

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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.

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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.

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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.

El funcionario expresó que dicha resolución se aprobó luego de haberse cumplido la consulta al pueblo indígena maya q’eqchi’ que fuera ordenada por la Corte de Constitucionalidad (CC).

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El   proceso de consulta a la población de El Estor (Izabal) y de Panzós (Alta Verapaz) finalizó en diciembre del 2021 y a partir del momento en que la compañía sea notificada podría reiniciar la explotación, se agregó.

La licencia que posee la Compañía Guatemalteca de Níquel (CGN) fue suspendida en julio del 2019 de forma provisional, además el MEM acató hasta casi siete meses después, en marzo del 2021, la suspensión definitiva que la Corte había emitido en agosto del 2020.

La CC también estableció que se debía delimitar el número de kilómetros ya que de los 17 que operaban solo 6.29 tenían estudio de impacto ambiental (EIA).

La empresa informó el año pasado que al ser habilitada podría reanudar operaciones en marzo del 2022 ya que se debía dar mantenimiento al equipo y contratar personal.

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La operación de dicho campo ha generado posiciones encontradas entre habitantes de varias comunidades, mientras unas la apoyan, otras cuestionaron la falta de la consulta a la población además de daños al medio ambiente.

Para Izabal, incluyendo al municipio de El Estor, han sido decretados varios estados de sitio o de prevención por diferentes problemas que enfrentan, incluyendo las controversias por la minera.

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La resolución se firmó luego de concluido el proceso de consulta al pueblo indígena Maya Q´eqchí, ordenado por la @CC_Guatemala y por el cual fuera suspendido el derecho minero y que diera paso a la consulta según el convenio 169 de la #OIT.#UnidosTransformamosGuatemala pic.twitter.com/wEWxSVojEr

— Ministerio de Energía y Minas de Guatemala (@MEMguatemala) January 6, 2022

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Durante un recorrido realizado por Prensa Libre, Christian González, expendedor del combustible, confirmó que les ha llegado el inventario con precios ya aplicando el subsidio de parte de los envasadores, aunque en ocasiones cuesta facturar porque no hay sistema en la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT) para emitir la Factura Electrónica en Línea (FEL).

Pero cuando sí funciona, solo se agrega el Número de Identificación Tributaria o el del Documento Personal de Identificación (DPI) y les aparecen los datos de la persona, comenta.

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Marvin Samayoa, encargado de otro negocio en la capital, dijo que no ha tenido problemas, aunque algunas personas tienen desconfianza de brindar sus datos para la factura; pero se les explica que es necesario para aplicar el descuento y acceden.

La vendedora Idalma Fernández coincidió con lo anterior, y argumentó que muchas personas y en especial las amas de casa, no tienen NIT y son las que regularmente hacen el pedido del gas. En otro expendio, José comentó que ha sido fácil el proceso y como el resto de entrevistados, dijo muchos compradores, inicialmente preguntan si les van a hacer el descuento.

Por su parte, la Dirección de Atención y Asistencia al Consumidor (Diaco) informó que no ha recibido quejas y solo encontró denuncias ciudadanas en redes sociales sobre varios expendios que no quieren dar el subsidio en alguna zona de la capital (como en la zona 18) o en la provincia (como en Chimaltenango). “Pero no se han logrado comprobar porque las personas no dan la ubicación exacta de los expendios”, explicó el vocero de la entidad Carlos Vásquez.

Distribuidores informales

Luis Ayala, viceministro encargado del área de minería e hidrocarburos en el Ministerio de Energía y Minas (MEM) comentó que recibieron información de expendios, principalmente en la provincia, respecto a la resistencia de las personas a brindar sus datos, a pesar de que estos se requieren para poder extender la factura y que el envasador pueda aplicar el subsidio al expendio y este a su vez, al consumidor final.

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Además, se han localizado ventas de propano sin licencia del MEM, a lo que el funcionario indicó que muchos negocios tienen NIT para facturar y han obtenido la licencia para operar en una ubicación específica. Pero luego se trasladan, por la competencia o porque los están extorsionando.

El viceministro agregó que la Diaco les informó que al tercer día de aplicarse el beneficio ya se había agotado el inventario anterior al 1 de diciembre.  El subsidio gubernamental tiene un monto de Q150 millones, que se distribuirán de diciembre de 2021 a febrero del 2022.

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El funcionario explicó que el MEM deber realizar dentro de 15 días hábiles las resoluciones que se consideren para poder reactivar el proyecto minero.

Se estima que a más tardar los primeros días de enero del próximo año podría dictaminarse la reactivación del proceso minero, sin embargo, para que físicamente inicien los procesos de extracción ya queda a discreción de la empresa titular de derecho para establecer qué pasos son necesarios para poder hacerlo, agregó el funcionario.

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Al respecto el director general de CGN, Humberto Matheus, comentó que esperan que entre mediados y finales de enero del 2022 se restablezca la licencia el cual es un proceso administrativo del ministerio, sin embargo estiman que podrían reactivar operaciones a partir de marzo próximo.

Esto se debe a que una vez que la empresa sea notificada deberá preparar la convocatoria para el personal que tiene suspendido su contrato y para la contratación del personal de mano de obra local, este último forma parte de uno de los compromisos asumidos. Entre los dos grupos son alrededor de 100 a 150 personas, se añadió. También se debe verificar la maquinaria y restablecer procesos.

La licencia minera fue suspendida provisionalmente por la Corte de Constitucionalidad (CC) en julio del 2019, la cual ordenó la realización de la consulta, la decisión fue confirmada en sentencia de marzo del 2021. También ordenó la delimitación de la licencia a una extensión de alrededor de 6 kilómetros y no de 17 kilómetros como fue otorgada inicialmente.

Al ser consultado Matheus sobre cuánto volumen se dejó de extraer y las pérdidas monetarias en el plazo de suspensión, respondió la extracción va de la mano con la demanda pero se habla de unas 150 toneladas de tierra la cual dentro de sus componentes posee el níquel que se vende en el mercado internacional. El directivo hizo énfasis que ese es el único componente que tiene valor en el mercado, negando que exista uranio u otros componentes como se ha señalado.

Explicó que el principal cliente de Fénix es Pronico, empresa del mismo grupo, la cual al ser suspendida la extracción se empezó a proveer de Maya Níquel, otra de las empresas del grupo por lo que, según el ejecutivo como grupo no tuvieron grandes pérdidas.

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La firma se comprometió a brindar el equivalente a regalías voluntarias a través de inversiones sociales para proyectos elegidos por las comunidades y autoridades locales, por Q3 millones anuales.

Proceso y acuerdos

El MEM dio a conocer que como parte del proceso de consulta también se logró la suscripción de acuerdos que permitirán generar planes de desarrollo que ayudarán a la población del área de influencia del proyecto y que estos giren alrededor de un plan integral de desarrollo local con ejes principales como productividad y empleo; educación; salud; y cultura y espiritualidad.

También se acordó atender algunas peticiones puntuales de las comunidades como generación de empleo, fortalecimiento de capacidades, emprendedurismo, protección y cuidado del ambiente e infraestructura, añadió la entidad.

El cumplimiento de los compromisos será monitoreado por un Comité de Seguimiento, que se conformará durante los primeros meses del 2022.

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La licencia minera fue suspendida provisionalmente por la Corte de Constitucionalidad (CC) en el 2019, ordenando la realización de la consulta y delimitación de la licencia a alrededor de 6 kilómetros, la decisión fue confirmada en sentencia de marzo del 2021.

Entre los acuerdos logrados están:

• Los pueblos indígenas se comprometieron a trabajar en conjunto con la CGN los proyectos de desarrollo, respetar los plazos que dicha empresa tiene estipulados para la gestión e implementación de los proyectos de infraestructura solicitados y a participar en las jornadas de reforestación del área que se planifiquen en seguimiento a la protección y mejoramiento del medio ambiente.
• Otro compromiso fue evitar realizar la tala inmoderada en las áreas en las cuales existen cuerpos de agua que son vitales para el uso de las comunidades y contribuir en la difusión de medidas informativas o de concientización que puedan derivar del Comité de Seguimiento.
• La CGN se comprometió a dar continuidad al programa de capacitación y educación a los colaboradores, mantener los programas de desarrollo local incluyente y a priorizar la contratación de personal local.
• Además, proporcionará el equivalente a regalías voluntarias a través de inversiones sociales por Q3 millones anuales, las cuales serán realizadas y administradas por la empresa sujetas a la operación continua del proyecto, con supervisión y fiscalización del Comité de Seguimiento.

Las operaciones de la minera han sido señaladas de ser favorecidas por intervención de empresarios rusos que se han reunido constantemente con el actual gobierno según denuncias públicas surgidas este año en el Congreso de la República.

El gobierno decretó el domingo 24 de octubre del 2021 estado de Sitio en El Estor, Izabal, luego de tres días de enfrentamientos violentos entre policías y comunitarios que se oponen a un proyecto minero que opera en el lugar y que mantuvieron bloqueada la ruta por más de 15 días. Se reportaron más de 15 detenidos durante el plazo del estado de Sitio.

Los bloqueos se efectúan por parte de un grupo de comunitarios que se instalaron en lo que denominan resistencia pacífica, y que colocó barricadas en el ingreso al referido municipio. Exigen la incorporación de sus representantes en la fase de preconsulta que lleva a cabo el Ministerio de Energía y Minas (MEM) para el proyecto minero Fénix.

“Se cuantifican pérdidas millonarias a diario. La economía está detenida y a todos nos está afectando. Se nos está violentando un derecho, como la libertad del comercio y del trabajo”, expresó el empresario Juan José Espinoza.

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Comentó que el jueves, luego de que la Asociación de Proveedores de Servicios de la Compañía de Níquel de Izabal (Pronico) se quejó por la inacción del gobierno, llegaron alrededor de 500 agentes de la policía al lugar.

También asistió el gobernador de Izabal, Héctor Alarcón, junto con funcionarios de otras entidades que pidieron entablar una mesa de diálogo.  Hasta el viernes por la tarde se mantenía el bloqueo por parte de los manifestantes, seguía la presencia policial y de otras entidades que mantenían la petición de entablar el diálogo.

El empresario agregó que temen que se tenga que cerrar el horno de Pronico porque no se ha podido transportar material.

En tanto, en un comunicado, un grupo de 250 empresarios expuso el 20 de octubre que la actividad exportadora está detenida porque no hay materiales que exportar derivado de los bloqueos, ya que tienen más de 200 camiones inactivos, lo cual causa grandes pérdidas tanto económicas como de oportunidades de trabajo. Agregaron que esta situación ahuyenta la inversión y la credibilidad como país.

Además, solicitaron la implementación de un Estado de Sitio.

Asimismo, Érick Martínez, otro empresario, argumentó que han tenido que despedir a personal, porque no pueden transportar productos hacia el municipio. Considera que más de mil empleos se han perdido en lo que va del mes.

El Gobernador de Izabal, Héctor Alarcón, señaló que ya no se trata de una manifestación pacífica, y que cuentan con evidencias de acciones violentas por parte de manifestantes, y que ante los bloqueos, las carencias empiezan a ser evidentes en El Estor.

Aunque los empresarios en conferencia de prensa ante medios locales indicaron que no revelarían cifras de pérdidas, los comerciantes organizados de El Estor señalan que más de Q10 millones se han perdido por la falta de ventas durante los días que se llevaban de interrupción, al 21 de octubre.

Por qué protestan

En las reuniones de la preconsulta que empezaron en septiembre para el proyecto Fénix, aparte del MEM, participan los ministerios de Ambiente y de Cultura; la Procuraduría de los Derechos Humanos en su calidad de observador; la Comisión Presidencial del Diálogo (quien podrá actuar como mediador y facilitador); representantes de los Concejos Municipales de Desarrollo y Consejos de Comunidades indígenas Maya Q’eqchi’ del Estor y Panzós; los titulares y suplentes de la Universidad de San Carlos y universidades privadas del área, así como la Compañía Guatemalteca de Níquel (CGN), según ha informado la primera entidad en mención.

Sin embargo, aparte del movimiento de resistencia pacífica y los bloqueos, el martes 19 de octubre surgieron denuncias públicas de que se está cerrando el espacio de participación del Consejo de Autoridades Ancestrales Maya Q’eqchi’ para acreditar a sus representantes dentro del proceso de preconsulta y consulta.  Las organizaciones indígenas argumentan que el MEM y la municipalidad de El Estor, actúan de manera parcializada en favor de los intereses de la empresa transnacional minera.

El proyecto Fénix fue suspendido de forma provisional en el 2019, decisión confirmada en sentencia durante el 2020 y se ordenó hacer una consulta comunitaria, pero fue hasta el 17 de febrero del 2021 que el MEM suspendió en forma preliminar la licencia. En tanto en marzo, la CC decidió mantener la suspensión de la licencia a cargo de Compañía Guatemalteca de Níquel (CGN).

Algunos acuerdos

La fase de preconsulta se inició en Izabal en septiembre, y ayer se llevó a cabo la segunda reunión en San Juan Chamelco, Alta Verapaz. La tercera se prevé efectuarla en la capital.

Según el MEM, se establecieron tiempos y avanzó la construcción de la metodología de preconsulta al pueblo queqchí.

Los acuerdos alcanzados fueron la “aprobación de la hoja de ruta para el desarrollo de la preconsulta y consulta, quedando así: finalización de la preconsulta el 4 y 5 de noviembre; traslado de información durante tres semanas, y diálogo intelectual durante dos semanas”, informó esa cartera.

Desalojo

Antimotines de la PNC desalojaron a quienes mantenían el bloqueo. Se reportaron personas intoxicadas. La Policía aseguró que los agentes fueron atacados con piedras y palos.

“Lo que pasa en Reino Unido me atrevo a decir que no impactará en Guatemala porque nosotros no importamos del Reino Unido combustible”, enfatizó.

Sin embargo, el funcionario dijo que lo que sucede en Texas sí le preocupa mucho.

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“Efectivamente, en Texas lo que estamos viendo es una disminución de los inventarios de petróleo, no de combustibles”, expresó.

Aseguró que lo de Texas sucedió porque en semanas recientes hubo “fenómenos climatológicos que afectaron la costa del Golfo de México”.

“De esa cuenta el desabastecimiento no lo vemos como lógico en el futuro cercano, lo que sí es cierto es que la reducción de inventarios sí es parte de lo que está impulsando el precio de los combustibles a nivel mundial”, refirió.

Las declaraciones las ofreció Pimentel después de una interpelación en el Congreso este martes. 

La crisis de desabastecimiento que afecta al Reino Unido está causando estragos en las gasolineras, con largas colas de conductores que buscan acaparar hasta la última gota de combustible pese al auge de precios y las “primeras señales” de estabilización anunciadas por el gobierno, de acuerdo con la agencia EFE.

Aunque la demanda de gasolina se sitúa en el 90% de los niveles prepandémicos, y las refinerías británicas cuentan con suficientes reservas, la mayoría de gasolineras en el Reino Unido acumulan días de sequía a causa de la escasez de transportistas.

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En Guatemala, debido a un “efecto rebote” en los precios, de enero al 13 de septiembre de este año el precio del galón de gasolina súper acumulaba un incremento promedio de Q7.17; el de regular, Q7.29; y el de diésel, Q5.86 en las estaciones del área metropolitana.

Esos movimientos se han observado en la factura petrolera, que registra el costo, importación y consumo de esos derivados, ya que Guatemala depende del mercado internacional para abastecerse de esos productos y, como consecuencia, el consumidor debe desembolsar más para adquirir combustibles.

En cuanto al costo del propano, el cilindro de 25 libras ha subido Q32, según los registros de la Dirección General de Hidrocarburos (DGH), adscrita al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

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El año pasado, la factura petrolera representó un ahorro para los automovilistas gracias a los precios bajos, pero ahora se presenta un desahorro, debido a la tendencia internacional. La gasolina, el diésel y el gas licuado de petróleo son los principales productos de este tipo que se importan y consumen en el país.

El registro

Los cuatro productos con mayor demanda en el mercado local registran una tendencia alcista sustancial respecto del 2020, año irregular, por los efectos de la pandemia, que presionó a la baja el precio del crudo.

Por ejemplo, la factura petrolera de enero a julio es de US$1 mil 713 millones, mayor en el mismo período del 2020 a los US$938 millones.

Esa variación representa un aumento de 82%, o sea US$775 millones —unos Q5 mil 967 millones—,   monto que los consumidores han pagado por la importación y consumo de los combustibles.

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La variable está vinculada con los precios internacionales del petróleo, que es la referencia: en el 2020, el costo promedio, según estadísticas del Banco de Guatemala (Banguat), fue de US$39.40, pero en el primer trimestre de este año se ubicó en US$57.84 y en el segundo trimestre, en US$66.07.

Para este ejercicio, la banda de precios que ubica la banca central del barril de crudo es de US$49.50 como bajo; medio, US$64.43; y alto, US$70.67.

Costo por producto

El diésel es el principal derivado del petróleo que se importa en Guatemala y el que más se consume en el transporte de bienes para la industria, comercio, construcción, agricultura y otras actividades, así como por el movimiento de pasajeros.

De enero a julio de este año, por ese combustible se han pagado US$675 millones, o  72% más, al compararlo con el mismo período del 2020.

Por gasolina superior, el monto es de US$439 millones, 134% más; en la regular, US$398 millones, 91% más; y GLP, US$200 millones, 32% de incremento.

Para el consumidor, el aumento acumulado de enero a septiembre de este año en el galón de súper es de Q7.17; regular, Q7.29; y diésel, Q5.86, lo que da como resultado un aumento de 25% en promedio, según los registros de la DGH.

Al 20 de septiembre, el precio del galón de gasolina superior en la modalidad de autoservicio en  el área metropolitana era de Q29.27; regular, Q28.58;  y diésel, Q23.77.

Para el cilindro de GLP de 25 libras, el aumento es de Q32, al venderse en Q132, luego de un ajuste, el pasado 17 de septiembre.

Lectura

Luis Ayala Vargas, viceministro de Energía y Minas, explicó que la principal causa es el movimiento alcista que durante este año registra el barril de petróleo, influenciado por los efectos de la pandemia a escala global.

Por otra parte, afirmó que la reactivación económica mundial tiene como consecuencia un alza de esta materia prima, así como en el consumo.

Para Enrique Meléndez, director de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina (Ageg), de agosto de 2020 para el mismo mes de este año el precio del barril de petróleo ha subido cerca del 80%, y el mercado experimenta una recuperación de precios, por el lado de la oferta, liderado por la   Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y sus aliados, que han mantenido una restricción del suministro.

Medidas y acciones

Leonel Leal, consultor en temas logísticos, manifestó que las empresas deben optimizar el uso de los vehículos para sus operaciones productivas, ya que algunos negocios no pueden absorber la escalada de precios.

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El mismo mensaje va dirigido a los consumidores particulares que utilizan   vehículo como medio de transporte diario.

Para una operación de distribución de productos, por ejemplo, lo recomendable es diseñar las rutas de despachos con base al espacio, a fin de hacer un solo recorrido de entrega y que sea solo una unidad que anteriormente era cubierta por dos.

Para las familias lo recomendable es diseñar rutas diarias para hacer el recorrido en un solo viaje y evitar “estar entrando y saliendo”.

La sugerencia central es  utilizar los vehículos lo menos posible, para ahorrar combustible, pues el mercado es impredecible, y debido a que Guatemala no produce estos combustibles, no tiene más remedio que importar.

El cilindro de 25 libras -que es el de mayor consumo- pasó de Q120 a Q132 con un ajuste de Q12; el de 35 libras, subió de Q168 a Q185 o sea Q17; y el tambo de 100 libras subió Q48, para situarse en Q528.

Luis Ayala Vargas, viceministro de Energía y Minas encargado del área de Hidrocarburos, informó que en las tres presentaciones el incremento equivale a 10%, en comparación de lo que costaba el producto el jueves anterior.

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“Fuimos informados por las distribuidoras de gas de que hay un incremento en todas las presentaciones y estamos atentos a los precios internacionales de este producto; y hemos visto incrementos en algunos meses, que se han venido acumulando”, remarcó el viceministro.

La Defensoría del Consumidor de la Procuraduría de los Derechos Humanos, advirtió que uno de los posibles efectos inmediatos del alza del gas en las familias, se verá en el costo de los alimentos preparados, así como las tortillas y el pan, para cuya preparación se utiliza este insumo.

Variaciones

Los datos de la DGH señalan que de enero a septiembre se han presentado cinco ajustes de precios, que representa un alza acumulada de 33%.

Por ejemplo, el cilindro de 25 libras se cotizó el 4 de enero en Q99, una semana después a Q107, y luego subió a Q116; el 16 de marzo volvió a incrementarse a Q120 y por casi siete meses se mantuvo estable, hasta el incremento de ayer a Q132.

Para el cilindro de 35 libras, el año con Q139 y escaló a los Q185, mientras que el de 100 libras pasó de Q395 a Q528.

Los precios acumulan un incremento de Q33 para el cilindro de 25 libras; Q46 para el de 35 libras y Q133 para el de 100 libras, según las cifras del MEM.

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Ayala Vargas, aseveró que según el ajuste observado esta semana, la libra de GLP pasó de Q4.80 a Q5.28, mientras que el consumo diario de este combustible en Guatemala es de 42 mil cilindros de 25 libras.

Tendencia

Al preguntarle sobre los motivos de estas variaciones, el viceministro declaró que el precio internacional ha aumentado, en comparación con el año pasado, cuando el consumo estaba deprimido por la incertidumbre generada la pandemia tanto a nivel local, como internacional.

Y la reactivación económica, provocó que los derivados del petróleo y otras materias primas tuvieran un repunte, como consecuencia del aumento de la demanda.

Ayala agregó que el aumento en el consumo de GLP de enero a la fecha es de 18%  y esa situación de demanda no solo repercute en Guatemala, sino en muchos países.

“El precio del gas se ha incrementado debido a que está creciendo el consumo en diferentes países en esta época del año”, enfatizó.

Guatemala recibe un embarque cada 45 días de GLP, que es la rotación, a diferencia de las gasolinas, que es de 10 a 12 días, justificó el viceministro.

Insumo esencial

Andrea Stella, vicepresidenta de la Gremial de Restaurantes de la Cámara de Comercio de Guatemala (CGC), dijo que respecto al GLP, el sector ha venido sufriendo incrementos desde principio de año de una forma descomunal.

“El gas has tenido incrementos de Q70 cada vez en el año y se compra por libra o cilindro en tambos industriales o recargas. El incremento representa 25% cada vez. El gas es esencial para el sector restaurantero y esta alza afecta la estructura de costos, ya los empresarios están soportando los ajustes”, remarcó la directora.

El defensor del consumidor Fernando Trabanino aconsejó a los consumidores mantener un uso racional del producto, verificar el estado de los cilindros y calibrar las estufas, aparte de programar la preparación de las comidas.

Golpe a la economía

Trabanino, afirmó que en el año hay un incremento de Q32 solo para el cilindro de 25 libras, que impacta en los gastos familiares para la elaboración de comida y productos de consumo masivo como la tortilla y el pan.

Por lo tanto, instó a la DGH a fortalecer los procesos de fiscalización en las empresas envasadoras de gas. Por otra parte, manifestó que es necesario que el MEM formule planes para que ingresen al mercado otras compañías y que amplíe la oferta, para contar con precios competitivos.

Recordó que cuando existen alzas de precios en el mercado internacional, de manera inmediata se refleja en el mercado local y el consumidor lo percibe con mucha facilidad, pero cuando hay disminuciones, estas no se dan con celeridad.

“Cuesta mucho que se refleje en el mercado local y permanecen precios altos a pesar de que hay bajas, argumentando inventario y existencia de producto caro”.

Añadió que el llamado es para los funcionarios del MEM porque ellos pueden ver esta estructura de precios y verificar, pero lamentablemente no cuentan con tanto personal para llevar a cabo estas acciones, lo que al final repercute en que no exista protección al consumidor.

Movimiento rebote

Pero el gas propano no es el único derivado del petróleo que experimenta alzas, pues los combustibles (gasolina y diésel) también se han encarecido en el transcurso del año.

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Enrique Meléndez, director ejecutivo de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina, (Ageg), informó que hace una semana se reflejaron alzas en el galón de gasolina, por Q0.30.

Reconoció que de enero para septiembre los precios se han incrementado en 26% con relación al 2020, y lo asoció a un efecto rebote de precios en los últimos 12 meses.

De agosto de 2020 a agosto último, el precio del barril de petróleo ha subido 80%, y el mercado está experimentando un aumento de precios, pues los países que integran la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, han acordado restricciones de suministro y eso mantiene la tendencia alcista desde el inicio del año.

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Uno de estos es que la investigadora independiente Claudia Dary será la profesional que lidere el equipo que efectuará el estudio de impacto cultural y espiritual del proyecto minero Escobal en el pueblo xinca. La realización del estudio fue acordado de forma previa en la reunión preparatoria en el 2020.

Dary es antropóloga social, egresada de la Universidad de San Carlos de Guatemala (1984), realizó estudios de maestría (en la Universidad de Pittsburgh en el año 2000) y de doctorado (Universidad Estatal de Nueva York, SUNY (2008) en la misma disciplina, según información de su perfil profesional.

También se acordó que el MEM facilitará el listado con la información que cada institución proporcionará al Parlamento Xinca para que esta autoridad proceda a trasladarla a las respectivas comunidades.

La otra medida aprobada es que a solicitud de dicho parlamento el MEM proporcionará, en coordinación con las instituciones correspondientes, una recomendación del perfil de asesores que podrían apoyar en el análisis de la información que se presentará, dijo Pimentel.

Además, se acordó que la próxima reunión se llevará a cabo el 20 de junio próximo, también en la sede de dicha organización ubicada en Cuilapa, Santa Rosa.

El funcionario dijo que en esa oportunidad se analizará y discutirá la información que será proporcionada previamente, según los acuerdos anteriormente descritos, respecto a los términos de referencia de la primera evaluación de impacto cultura.

Durante la preconsulta se definirán fechas, metodología y duración tanto de este proceso como el que podría requerir la consulta, por lo que no hasta ahora no han puesto fecha o plazo máximo. En la segunda y tercera reunión serán donde se defina la metodología se podrán ver plazos, agregó.

“Lo que estipula la Corte en su sentencia es que se consulte al pueblo xinca respecto de la medida administrativa en cuestión” y en ese caso fue la licencia minera que en su momento otorgó el MEM, expresó Pimenten agregando que “lo que se necesita es una visión sobre ese proyecto, sobre el otorgamiento de una licencia de explotación minera y el alcance de la consulta dependerá de lo que el pueblo xinca diga”.

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Por ejemplo, dijo el ministro, si tienen dudas respecto al proceso minero, las medidas de mitigación ambiental contenidos en el estudio de impacto ambiental, o por cuestiones que consideran que puedan vulnerar al pueblo, tendrán que ser llevadas a la mesa para que se acuerde la forma en que esos impactos mineros puedan ser mitigados.

El funcionario atribuyó el atraso en el inicio del proceso de preconsulta a la falta de entendimiento y comprensión de parte del gobierno respecto de lo que el pueblo xinca reclamaba y que este podría ser representado a través de las instituciones que ellos mismos decidieran, y la administración anterior solo permitía que tuvieran dos representantes pero debido a la cosmovisión del pueblo xinca ellos explicaron que sus representantes era 59 autoridades, pero el año pasado se dialogó al respecto y se aceptó esa representación.

Arana del Parlamento del Pueblo Xinca, dijo que están complacidos con que se haya iniciado con este proceso, el cual venían reclamando desde el 2009 como el derecho a la consulta. “Esperamos que esta buena voluntad con la que iniciamos, en las próximas reuniones se siga manifestando.  La consulta es de buena fe, esperamos que se respete el derecho a la libre determinación y derecho a la consulta, que tenemos como pueblo indígena xinca”, agregó.

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La compañía Pan American Silver Guatemala (antes Minera San Rafael) indicó por medio de un comunicado de prensa ve positiva el inicio de las reuniones y que esperan participar cuando y como lo indique el MEM.

“Respetamos el derecho del Pueblo Xinca a ser consultado y esperamos que este sea un proceso inclusivo bajo el marco del Convenio 169 de la OIT, con un diálogo y una comunicación abierta” dijo la compañía al indicar que se comprometen a escuchar para comprender sus preguntas inquietudes y percepciones del proyecto el Escobal, y dan a conocer su deseo de un diálogo abierto para construir relaciones respetuosas.

La mina Escobal permanece suspendida temporalmente y no se tiene un cronograma para el posible reinicio de actividades, agregó la compañía.  Por ello actualmente realizan actividades de cuidado y mantenimiento de los requisitos del permiso ambiental y actividades limitadas de relacionamiento comunitario, y se comprometen a realizar las actividades de buena fe y pleno respeto.

El MEM argumentó que no se permitió el ingreso a los periodistas a la reunión debido a los protocolos de bioseguridad por la pandemia del coronavirus, y al final de la sesión brindaron una conferencia de prensa.

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La reunión se efectuará este viernes 21 de mayo en las instalaciones del Parlamento del Pueblo Xinca de Guatemala ubicado en el kilómetro 57.5 carretera a El Salvador, San Juan Arana en el municipio de Cuilapa en Santa Rosa.

Óscar Pérez Ramírez, viceministro de Desarrollo Sostenible del Ministerio de Energía y Minas (MEM) dijo que se prevé la asistencia de entre 85 a 100 personas de las diferentes entidades convocadas (con base a la sentencia del 3 de septiembre de 2018, expediente 4785-2017, de la Corte de Constitucionalidad (CC)) que ordena la realización de la consulta.

Estas son: Concejo Municipal del área de influencia, Comunidades indígenas del área de influencia (que serán representadas por el Parlamento Xinca), los ministerios de Cultura, de Ambiente y Recursos Naturales, de Energía y Minas. También los Consejos Comunitarios de Desarrollo del área de influencia, Minera San Rafael, Procuraduría de Derechos Humanos, Universidad de San Carlos de Guatemala y Universidades Privadas representadas en el Consejo Departamental de Desarrollo del área de influencia y la Comisión Presidencial de Diálogo.

• La licencia (suspendida desde julio del 2017 y con sentencia de la CC de septiembre del 2018) es de la empresa Minera San Rafael.
• La entidad representante de las comunidades será el Parlamento Xinca con 59 personas.

El funcionario indicó que la preconsulta podría tardar entre 1 a 3 meses, dependiendo de cómo avancen las discusiones del proceso. Es una forma de diseñar o acordar de manera conjunta con el pueblo Xinca, cual debería de ser la forma y el tiempo en que se desarrolle el proceso de la consulta, que información se les debe trasladar, acordar el tiempo, y es posible que los representantes del pueblo Xinca requieran expertos para analizar la información que se les proporcione.

La realización de esta preconsulta se acordó en una reunión de octubre del 2020, se estableció que sería en abril del 2021 pero debido a las restricciones gubernamentales por un aumento de contagios de covid-19 en esas fechas se trasladó para este 21 de mayo.

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El MEM llevará propuestas metodológicas, pero no se impondrán sino se discutirán en la reunión para construirla de forma conjunta, se agregó.

Entre los acuerdos alcanzados se menciona que el proceso se efectuará dentro del marco de la cosmovisión, instituciones y sistemas propios de toma de decisión del Pueblo Xinca, refirió tanto Pérez como Quelbin Jiménez, abrogado del Parlamento Xinca.

Jiménez mencionó que sigue en pie la participación de la comunidad representada por dicha organización siempre y cuando se cumpla con ese acuerdo en mención.

La primera acción dentro del proceso de preconsulta será la realización de la evaluación de impacto cultural y espiritual del proyecto minero El Escobal en el pueblo Xinca, comentaros Pérez y Jiménez al referirse a otro de ellos acuerdos alcanzados el año pasado.

La consulta se hace a través de sus instituciones representativas, en este caso el Parlamento Xinca, no es comunidad por comunidad, sino a través de valores espirituales y la cosmovisión del pueblo Xinca.

#ConsultaMEMgt | La pre-consulta y consulta a Pueblos Indígenas son parte de los compromisos adquiridos por el Gobierno de Guatemala a través del Convenio 169 de la OIT. pic.twitter.com/byX3GZ1UGN

— MEMguatemala (@MEMguatemala) October 16, 2020

El MEM ha estimado un presupuesto de Q3 millones para efectuar estos procesos.

Juan Carlos Zapata, director ejecutivo de Fundesa, dijo que hacer estos procesos ayudarán a dar certeza jurídica a las inversiones en Guatemala y a la actividad minera, y podrán permitir que se reactiven operaciones que estaban paradas. La suspensión de operaciones de este tipo de actividad económica no solo provoca caída en la recaudación fiscal sino impacta el crecimiento económico, agregó.

La mina empezó a operar en el 2014. El MEM no hizo las consultas comunitarias previas a la entrega de licencias de explotación minera, argumentando que los registros del Instituto Nacional de Estadística (INE) y del Registro Nacional de Personas (Renap) referían que no había población xinca registrada en el área de influencia del proyecto minero. Sin embargo, en el 2017 fue suspendida la licencia en forma provisional y en el 2018 de forma definitiva y se ordenó la consulta a comunidades indígenas de lugar, en este caso a los xincas.

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Dicho yacimiento de la Minera San Rafael es considerada la segunda mina subterránea de plata más grande del mundo y se estimaba producir 22 millones de onzas de plata en un año, muy similar a las cifras de años anteriores a la suspensión, expusieron en el 2018 ejecutivos de la firma.

Otros procesos

• El 23 de marzo el MEM recibió la ejecutoria del proceso de amparo relacionado al derecho minero Fénix, ubicado en El Estor, Izabal por lo que están en la fase preparatoria para realizar el proceso de consultas.
• Respecto a la mina Progreso VII Derivada (también conocida como El Tambor o La Puya) en San José del Golfo y San Pedro, el MEM aún no ha recibido la ejecutoria por lo que no se puede empezar el proceso preparatorio. Esta sentencia aún no está firme porque la CC debe resolver ampliaciones que las partes presentaron, agregó el MEM.

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La convocatoria es parte de los procesos dictados en la sentencia emitida por la Corte de Constitucionalidad (CC) en el 2018 por el caso de dicho campo propiedad de Minera San Rafael, y en el cuál están suspendidas las operaciones desde julio del 2017.

Los representantes que se convocan son de las entidades:

• Concejo Municipal de San Rafael Las Flores.
• Pueblo Indígena Xinca, representado por el Parlamento del Pueblo Xinca de Guatemala.
• Ministerio de Cultura y Deportes.
• El Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales.
• Los Consejos Comunitarios de Desarrollo (Cocodes) que funcionan en el municipio de San Rafael Las Flores del departamento de Santa Rosa, que constituyen el área del proyecto.
• El titular de los derechos mineros del proyecto de explotación con licencia El Escobal.
• El Procurador de los Derechos Humanos.
• La Universidad de San Carlos de Guatemala y las universidades privadas que integran el Consejo Departamental de Desarrollo en Santa Rosa.
• La Comisión Presidencial de Diálogo.

Esta mesa es la que debe preparar la ruta que deberá llevar el proceso de consulta a las comunidades indígenas del área de influencia del proyecto minero, establecido en el convenio 169 de la OIT.

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La compañía solicitó la licencia en el 2011, y le fue autorizada en el 2013, sin embargo, el Estado decidió no hacer consulta comunitaria argumentando que según las estadísticas del Instituto Nacional de Estadística (Ine) y en el Renap no había registros de existencia de comunidades indígenas en el área de influencia. Años después diversas organizaciones presentaron amparos en contra.

La reserva de plata de El Escobal es considerada una de las más grandes en el mundo.

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En autoservicio en Q27.27 por galón, el alza en esta es 24.46%.

La gasolina regular se sitúa en el servicio completo en Q27.56, Q5.42 más, que representa la mayor alza por galón en términos monetarios de las diferentes modalidades. En tanto en autoservicio llegó a Q26.47 y registra el mayor aumento porcentual en términos de porcentaje, con 25.39%.

El diésel ha subido entre 22% y 23%, situándose en Q21.68 y Q22.79 respectivamente.

MEM: Precios se estabilizarían en mayo

El ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel dijo que se podría ver incremento todavía unas semanas más y se espera que haya estabilidad de precios en mayo, ya que disminuye el consumo por fin del invierno en otras partes del mundo, sin embargo también se está a la expectativa de las decisiones de la OPEP respecto a la producción, entre otros.

“Alrededor de mayo o después de ese mes, el precio tendrá que estabilizarse, hasta que llegue el invierno de nuevo al Hemisferio Norte en noviembre próximo”, agregó el funcionario.

El ministro dijo que el impacto se está sintiendo más fuerte “porque partimos de un año particular como el 2020 donde el precio del petróleo y los combustibles se desplomó, aunque tampoco es fuera de lo usual los incrementos en esta época”.

La demanda de combustible en el 2020 bajó en alrededor de 12% o 13% en el país, según los importadores, aunque es una cifra significativa, no se considera tan grande “si tomamos en cuenta que estuvimos tres meses en nuestras casas”, añadió Pimentel.

Explicó una clara recuperación en el consumo, ya que después de octubre empezó en el país una tendencia de incremento sostenido de la demanda, aunque en una forma diferente porque cambió el tipo de movilidad.

Pimentel comentó que en el caso del mercado de hidrocarburos, los movimientos de oferta y demanda nacionales afectan poco, porque el país importa el 100% de lo que se consume.

El mercado es sensible a los vaivenes de la política internacional, a las decisiones de la OPEP, a la entrada del invierno en el Hemisferio Norte, aunado a incremento de la demanda de la recuperación económica después dela pandemia.

Incluso afecta también la suspendieron de la vacunación en varios países por determinada marca, “es un mercado volátil”, agregó.

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“Una mezcla de factores”

Fausto Velásquez, gerente de Ventas de Uno Guatemala, coincidió y dijo que en el país por ser importadores se observa el reflejo de los mercados internacionales y si se analiza el mismo período, de finales del 2020 a la fecha, los combustibles como gasolinas y diésel han manifestado un incremento promedio de entre US$0.60 y US$0.70 el galón.

También coincide con el tema del recorte de la OPEP a su producción por alrededor de 7 millones de barriles al día, también empiezan a manifestarse elementos como las acciones de Estados Unidos para incentivar su economía.

Además del avance de la vacunación aspecto que da idea que las economías van a despertar va a demandar mayor energía e hidrocarburos.

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“Una mezcla de estos factores, que son los más relevantes están haciendo mantener la tendencia que se ha estado llevando desde principio de año”, dijo Velásquez.

“Lo que estamos viendo en el mercado local es lo que sucede en los mercados internacionales y en la medida en que las compañías hagan la reposición de inventarios se está viendo reflejado”, añadió.

Precios promedio

Precios promedio al 15 de marzo, según el monitoreo semanal del MEM en el área metropolitana

En autoservicio

• Gasolina superior: Q27.27, alza de Q5.36 que representa 24.46%
• Gasolina regular: Q26.47, aumento de Q5.36, 25.39% más
• Diésel: Q21.68, subió Q4.07 es decir 23.11% más

En servicio completo

• Gasolina superior: Q28.36, subió Q5.39 (23.47% más)
• Gasolina regular: Q27.56, aumentó Q5.42 (24.48%)
• Diésel: Q22.79, alza de Q4.12 (22.07%)

Petróleo se cotiza en US$64

El petróleo recuperó los precios de la prepandemia e incluso son mayores a los de abril del 2019 donde se situaban en US$63.9 el barril, expuso Fernando Spross, analista de la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (Fundesa) Spross en el boletín económico mensual que emite esa entidad.

Al 11 de marzo, el precio se ubicó en US$63.51, el doble que en marzo 2020, cuando empezó a impactar los cierres por la pandemia.

Considera que el comportamiento de los precios refleja las condiciones del mercado internacional y coincide en las razones expuestas por Velásquez respecto a la reducción de la oferta de la OPEP.

Añade los eventos climáticos como el frío extremo en Estados Unidos que aumentó de forma drástica la demanda de combustibles para calefacción y daños en infraestructura petrolera.

Según Spross también hay aspectos locales que afectan los costos de logística como la infraestructura.

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El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) para los contratos de futuros del WTI para entrega en abril cerró el martes 16 de marzo con un descenso del 0.9% y se situó en US$64.80 el barril. Es la tercera baja diaria consecutiva.

La baja se da entre expectativas de un nuevo incremento semanal en los inventarios de crudo debido al parón causado por la tormenta invernal en Texas.

Sin embargo, el mercado operó con pesimismo debido a la suspensión de las vacunas contra el covid-19 de AstraZeneca en varios países por posibles efectos secundarios serios, pese a que la OMS ha pedido seguir utilizándola.

“Ahora la velocidad de la recuperación de la demanda de petróleo vuelve a estar en riesgo, y dependerá en gran parte para los países que están usando la vacuna de AstraZeneca y la han pausado, de cuán rápido las campañas de vacunación se retomen”, explicó el analista Bjornar Tonhaugen, de Rystad Energy.

*Con información de Efe

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Entre estas ahora prevén la de la minera Fénix, para la cual estima que se necesitará entre Q1 millón a Q1 millón 200 mil, aunque podría variar, añadió.

El proceso podría efectuarse en El Estor. Además, el tiempo estimado entre las fases de preconsulta y de consulta es de entre 6 a 8 meses, con base a los tiempos estándar estimados, dijo el funcionario.

Para el proceso pendiente de Minera San Rafael se estima un monto de Q1.5 millones el cual posee el MEM en su presupuesto. En este caso se estimas tiempos de 3 meses de preconsulta y 6 meses para la consulta. Esta se hará en sede del Parlamento Xinca.

Se trata del campo El Escobal, a cargo de San Rafael, y para el cual se tiene programada la preconsulta para abril próximo.

Ambas consultas deben llevar a cabo procesos informativos y de organización, entre otros gastos.

“Se tiene la capacidad de realizarlas de forma simultánea”, agregó el ministro.

También está pendiente una por el proyecto minero El Tambor o Progreso VII Derivada, conocida como La Puya, pero en este caso aún falta que se resuelvas aclaraciones o ampliaciones por parte de la CC, comentó el funcionario.

Por aparte se deberán efectuar consultas que no se derivan de resoluciones judiciales.

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Caso Minera Fénix, nueva resolución

La minera Fénix deberá seguir suspendida, además el Ministerio de Energía y Minas (MEM) debe delimitar el área de la licencia de explotación y efectuar una consulta comunitaria por el proyecto que se ubica en El Estor, Izabal, según confirmó la Corte de Constitucionalidad (CC).

Pimentel, dijo que es una noticia positiva que se haya resuelto los recursos legales pendientes en este caso, sin embargo hasta el martes por la tarde no había sido notificado el ministerio.

El proceso legal que sigue es que después de la notificación la CC tiene que remitir el expediente a la Corte Suprema de Justica (CSJ), la cual debe emitir la ejecutoria de la sentencia, al momento de serles notificada esta se puede empezar a cumplir con las disposiciones ahí establecidas, explicó.

Las operaciones de extracción de la minera Fénix deben seguir suspendidas hasta que no se efectúe la consulta comunitaria con base a la resolución de la CC en el 2019, la sentencia del 2020 y la resolución que emitió el lunes 1 de marzo del 2021 acerca de las solicitudes de aclaración y ampliación que hicieron las partes.

La licencia original emitida por el MEM en el 2006 era de 247.99 kilómetros cuadrados (Kms2), pero según la CC en su sentencia del 2020, solo 6.29 Kms2 cuentan con el Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA), por lo que pidió al MEM delimitarla a esa área.

Además, declaró sin lugar las aclaraciones y ampliaciones solicitadas por varias partes. Una de estas fue presentada por la empresa operadora del proyecto solicitando que se reconocieran 17.05 Kms2 y no solo los 6.29 kms2 que se estableció en la sentencia.

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Se argumentó que el Ministerio de Ambiente y de Recursos Naturales (Marn) había aprobado una ampliación al área del proyecto para esa extensión en el 2018, pero la CC refirió en un comunicado que al momento de aprobarse esa extensión por el ministerio ya se había emitido la licencia por lo que no podía reunir el carácter previo que exige la ley.

El MEM había suspendido la licencia el 17 de febrero recién pasado, casi un año y medio después de que la Corte emitiera su primera resolución al respecto en julio del 2019.

David Orellana, gerente de Relaciones Públicas de CGN-PRONICO, dijo que respecto a las nuevas resoluciones de la CC se pronunciarían hasta recibir la notificación y analizarla.

Mencionó sin embargo que están en riesgo unos 2 mil empleos, que por la reciente suspensión la empresa ya había suspendido 75 contratos de trabajadores y en la primera quincena de marzo se preveía suspender otros 300.

La empresa asegura que se cumplió con todos los requisitos necesarios, como la aprobación del EIA por el Marn, con los Informes de Producción Anual y el pago de impuestos establecidos según la normativa legal vigente.

“Al cancelar definitivamente las operaciones del proyecto, se ven en peligro más de 2 mil empleos directos de los cuales; más de 1 mil 100 puestos de trabajo son de habitantes del municipio de El Estor, Izabal”, se agregó.

Al menos 11 sectores económicos serán impactados por el cierre, debido al incumplimiento de contratos con más de 300 proveedores que generan unos cuatro mil empleos de forma indirecta, añadió la compañía.

Según datos de la firma la inversión actual del proyecto oscila en US$700 millones (unos Q5 mil 300 millones de quetzales) mientras que “la cancelación de este desincentiva al sector y refuerza un mensaje negativo a cualquier potencial inversionista que tenga la intención de invertir en el país”.

Se añade que se seguirán cumpliendo con las obligaciones legales y compromisos ambientales adquiridos en la Licencia Ambiental como las acciones de mitigación ambiental y monitoreo hidrogeológico de las áreas de trabajo.

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Por aparte, Rafael Maldonado, abogado que ha asistido a la Gremial de Pescadores de El Estor, que impulsaron el amparo contra el proyecto minero, expuso por medio de un mensaje escrito que la sentencia emitida por la CC en el caso de la licencia minera Fénix el año pasado queda firme con la nueva resolución de la Corte con la cual rechazó los recursos de ampliación y aclaración interpuestos por varias partes.

Confirmó que se debe reducir el área de la licencia menos de 7 kms2 y aparte de desarrollarse un proceso de consulta a los pueblos indígenas por este campo, si se requieren nuevas licencias mineras, los pueblos indígenas deben ser consultados.

Tanto la Gremial de Pescadores como los abogados se sienten satisfechos de este fallo, con el fin de que los derechos de los pueblos indígenas no puedan ser vulnerados y violentados, agregó.

Piden reglamentaciones para implementar consultas por el convenio 169 de la OIT

La Cámara de la Industria de Guatemala (CIG) compartió su preocupación por al menos a 11 sectores económicos que se verían impactados y el riesgo de pérdida de empleo indicando que son alrededor de 2 mil puestos de trabajo directos y mil indirectos, además que de nuevo se atenta contra el Estado de Derecho y a certeza jurídica del país.

En un comunicado emitido la noche del lunes, antes de que se conociera la nueva resolución de la CC, la Cámara había instado a dicha Corte a resolver los recursos legales pendientes con el fin de que se forma inmediata se pueda iniciar el proceso de consulta a los pueblos indígenas.

La Gremial de Industrias Extractivas también analizará la resolución antes de emitir un pronunciamiento, según dijo el vocero Alfredo Gálvez. Sin embargo adelantó que es perjudicial la suspensión de las actividades ya que el impacto que tiene el proyecto en la economía del país es grande hay y afectará a diversos proveedores de bienes y servicios que demanda un proyecto de esa magnitud como el consumo de electricidad, carbón, maquinaria, equipo de seguridad para el personal. “Dentro de estos perjudicados hay empresa familiares y pequeños negocios, micro y pequeñas empresas, el país no se puede desarrollar si cerramos la puerta a las oportunidades de negocios”, agregó.

La suspensión de actividades de la Mina Fénix afecta a la economía e imagen del país, disminuyendo la atracción de inversión.

No permitamos que se pierdan las oportunidades de trabajo formal. #CIG pic.twitter.com/1EqrE9GojX

— Cámara de Industria de Guatemala (@industriaguate) March 2, 2021

Gálvez dijo que el plazo para la consulta va a depender de la voluntad del Estado el cual la debe de llevar a cabo y cubrir los gastos, y puede requerir varios años. Sin embargo dijo que en el presupuesto del MEM para este año no hay recursos asignados directamente para la consulta de Fénix.

El vocero de la Gremial refirió además que el gobierno debe reglamentar la aplicación de las consultas, definir qué actividades son sujetas de consulta y los procesos. Agregó que se hizo dos intentos, una durante el gobierno del presidente Álvaro Colom y otra en el de Jimmy Morales, pero en ninguna de los dos se llegó a la implementación.

El MEM por aparte refieren en su página electrónica que el Convenio 169 de la OIT referente a las consultas, es una ley vigente en el país y su aplicación es obligatoria, además que el Gobierno es el responsable de realizarlas por lo que dicha entidad trabaja en que se cumplan.

Sin embargo el ministerio refiere que derivado de la ausencia de un marco legal vigente que regule la realización y en cumplimiento de las sentencias emanadas de la Corte de Constitucionalidad para la realización de las consultas se sigue un proceso consistente en seis fases o etapas básicas, precedidas de una fase de pre consulta, salvaguardando la integridad cultural y de reparación de daños si los hubiera.

Fases y tiempos, según proceso detallado por el MEM:

Preconsulta

• Fase 0: 6 meses, gestiones administrativas internas
• Fase 1: 3 meses, identificación y reconocimiento de los pueblos indígenas
• Fase 2: de 2 a 3 meses, Convocatoria y preconsulta
• Fase 3: 3 meses, planeación y diseño de la consulta

Consulta:

• Fase 4: de 3 a 4 meses, evaluación y entrega de información
• Fase 5: 3 meses, diálogo intercultural
• Fase 6: indefinido, monitoreo y seguimiento

Además, se han instalado mesas de dialogo, cuyo objetivo y naturaleza es monitorear y evaluar el avance del cumplimiento de los acuerdos alcanzados, en tanto que las mesas conformadas de forma voluntaria y que tienen por objetivo fortalecer los lazos de comunicación y entendimiento ente los involucrados, se agregó. Se explica también que en la actualidad el Viceministerio de Desarrollo Sostenible del MEM está en coordinación con otras instituciones, como el Ministerio de Trabajo, el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales y el Ministerio de Cultura para agilizar la aprobación de los instrumentos legales relacionados con este tema.

#ComunicadoMEM | Las autoridades del @MEMguatemala se pronuncian respecto a la información proporcionada por la @CC_Guatemala sobre el caso del Derecho Minero Fénix.#JuntosSaldremosAdelante pic.twitter.com/XsX0G2bbmU

— MEMguatemala (@MEMguatemala) March 2, 2021

De igual forma que la CIG y la Gremial de Industrias Extractivas, la Cámara de Comercio Guatemalteco Americana (Amcham) manifestó la semana pasada su preocupación porque la suspensión afecta la minería y desincentiva la atracción de inversiones, según declaraciones de Juan Pablo Carrasco, presidente de dicha Cámara.

Agregó que envía una señal negativa porque se perciben como expropiación de inversiones que ya estaban establecidas en el país, que lo ven esas decisiones como un partidismo judicial y no  objetivas. Expuso que siendo proyectos que ya vienen ejecutándose de años  pasados y tienen inversiones vigentes no se debería suspender la operación sino que ésta continúe mientras siguen los procesos que dispongan las autoridades.

A su criterio, al desincentivar la inversión no se protege los derechos de los pueblos indígenas sino que se les vulneran porque se les cortan las posibilidades de fuentes de trabajo, ingresos y mejores condiciones de vida, por lo cual migran.

Además, Amcham menciona la importancia de regular por medio del Organismo Ejecutivo el proceso de consulta bajo el convenio 169 de la OIT.

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Además, declaró sin lugar aclaraciones solicitadas por varias partes que adujeron que el Ministerio de Ambiente y de Recursos Naturales (Marn) había aprobado una ampliación al área del proyecto para una extensión de 17.05 kilómetros cuadrados, ya que al momento de aprobarse esa extensión por el Ministerio, ya se había emitido la licencia, por lo que no podía reunir el carácter previo que exige la ley.

Por ello, se mantiene la orden de recudir la licencia minera a un área de 6.29 kilómetros ya que solo esta extensión poseía Estudio de Impacto Ambiental  (EIA).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) deberá cumplir con delimitar esa licencia además de realizar la consulta a las comunidades indígenas del área de influencia del proyecto, que se ubica en El Estor, Izabal.

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El MEM había decidido el 17 de febrero pasado suspender en forma preliminar la licencia un año y medio después de haberse emitido la primera resolución de la CC. La empresa señaló en esa ocasión que estarían en riesgo entre 300 a 2 mil empleos.

La Cámara de Industria de Guatemala (CIG) había emitido la noche del lunes un comunicado pidiendo a la CC que resolviera las ampliaciones y aclaraciones.

La suspensión de actividades de la Mina Fénix afecta a la economía e imagen del país, disminuyendo la atracción de inversión.

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Cálculos del Instituto Nacional de Electrificación (INE) y del Ministerio de Energía y Minas (MEM) del 2018, en el país solo el 88 por ciento de los hogares son parte de la red eléctrica nacional.

Eso quiere decir que 287 mil 438 familias no cuentan con ningún tipo de energía eléctrica, un dato que podría aumentar según se vayan estudiando los efectos de la pandemia.

Alta Verapaz es el departamento que menos población electrificada tiene —44 por ciento de cobertura—, pese a que en su territorio se ubica la hidroeléctrica Chixoy, la más importante del país y la que representa el 60 por ciento del total de la energía generada por el Inde.

“Aunque en el último censo realizado se menciona que el 91 por ciento de la población cuenta con energía eléctrica, no especifica la fuente de energía, ya sea por paneles solares individuales o lámparas de gas, por ejemplo”, explica la investigadora guatemalteca Cristina Domínguez, quien actualmente se encuentra en Zúrich, Suiza, estudiando las diferentes energías renovables que se pueden implementar en Guatemala para que la cobertura de la energía llegue al cien por ciento de la población.

Según Domínguez, aunque el censo cuente que el 91 por ciento de la población tiene acceso a este servicio, sigue siendo bajo ya que la media en América Latina es del 97 por ciento, y a nivel centroamericano, Guatemala se encuentra arriba únicamente de Nicaragua, que tiene el 87 por ciento de la cobertura.

El acceso de la energía es la puerta de entrada a una serie de servicios básicos que se han vuelto indispensables en tiempos de pandemia, como la telefonía móvil y el internet. Aunque el Ministerio de Educación aún no ha dado los datos de cuánto es la deserción estudiantil en 2020, existe la preocupación que hayan sido miles los niños los que no pudieron estudiar debido a que no tenían acceso a un teléfono o a una computadora.

“Hay gente que vive con apagones constantes y muchos más que no tienen ni siquiera para encender un foco, entonces lo hacen mediante candelas o lámparas de queroseno que producen mucho humo y las familias lo respiran todo el tiempo; esto causa bastante daño a la salud”, dice Domínguez.

Quienes deben movilizarse para recolectar leña u otro tipo de combustible para tener luz en las casas invierten entre seis y siete horas diarias, “esto generalmente lo hacen los niños y las mujeres; es tiempo para que pudieran invertir en su educación o en su desarrollo personal en el caso de las mujeres, ahí empieza la brecha”, dice la investigadora, quien actualmente trabaja en un doctorado en el Instituto Federal Suizo de Tecnología de Zúrich.

Energías renovables

Para ayudar a cerrar la brecha, Domínguez estudia el potencial que existe en el país para el uso de energías renovables. Junto a profesionales de la Universidad del Valle de Guatemala estará en los próximos dos meses trabajando con comunidades en Huehuetenango, Quiché, Totonicapán, Quetzaltenango y Alta Verapaz.

En su primer diagnóstico, indica que la energía solar fotovoltaica, es decir, a través de los paneles solares, tiene mayor potencial en los departamentos de la costa sur como Escuintla y Suchitepéquez.

La tecnología de las hidroeléctricas es más utilizable en lugares como Alta y Baja Verapaz, Quiché y Huehuetenango que cuentan con bastantes recursos hídricos como ríos. Por otro lado, la energía eólica se puede utilizar en la región oriental como El Progreso, Chiquimula, Santa Rosa y Jutiapa.

A decir de Domínguez, la clave para que el MEM pueda cumplir con su Plan Indicativo de Electrificación Rural 2020-2032 para lograr el 99.99 por ciento de cobertura, está en las minirredes creadas con cualquiera de las opciones anteriormente descritas para que se puedan conectar a la red nacional.

Sin embargo, podría salir muy caro conectar a las comunidades más alejadas ya que se debe crear la infraestructura, por eso también señala como importante llevar paneles solares, crear plantas eólicas o minihidroeléctricas para que la energía llegue a toda la población.

Pero el otro reto es involucrar a la población desde el inicio para no aumentar la conflictividad que actualmente existe en el tema.

“Los conflictos inician con la falta de conocimiento y porque los grandes proyectos no han involucrado a la población desde el inicio”, puntualizó.

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Según Alberto Pimentel Mata, ministro de Energía y Minas, desde diciembre de 2020 hay una tendencia al alza en el precio de los combustibles, que se espera que continúe así.

Ese comportamiento, añadió, obedece al invierno en el hemisferio norte que eleva la demanda, así como la reactivación económica mundial debido a los efectos de la pandemia del coronavirus.

Según Fernando Trabanino, defensor del consumidor de la Procuraduría de los Derechos Humanos (PDH), el precio de las gasolinas aumentó en 80 centavos de quetzal por galón y el diésel en 60 centavos por galón.

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El alza en el gas propano fue de Q8 en el cilindro de 25 libras.

Al 12 de enero, según el Ministerio de Energía y Minas, los precios promedio estaban en Q22.39 el galón de gasolina superior, Q21.59 la regular, Q17.69 el diésel y Q99 el cilindro de gas en presentación de 25 libras, pero no registraba aún el alza.

Los precios de esos productos, no obstante, son inferiores respecto a enero de 2020, que estuvo en Q25 por galón.

En el caso del gas, en enero del 2020 la presentación del cilindro de gas de 25 libras estaba en Q100, luego subió a Q105 en febrero y en abril bajó a Q99.

“Guatemala importa el 100% de los combustibles que consumimos. El incremento de precios responde a que los hidrocarburos a nivel mundial han subido desde noviembre, son razones estacionales que tiene que ver con el invierno en el hemisferio norte y el avance de la reactivación económica mundial porque al final el mundo está aprendiendo a convivir con la pandemia y las economías se han ido abriendo”, apuntó Pimentel.

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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.

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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.

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“El próximo paso será trabajar en mesas técnicas con diferentes sectores para acordar dicha política y beneficiarnos como lo han hecho ya a nivel mundial la mayoría de países”, agregó.

Para ellos se tiene previsto para el jueves 3 de diciembre la primera reunión de las tres mesas de trabajo por conformadas por representantes del ministerio de Ambiente, de Economía, de Energía, la Asociación de Importadores de Vehículos y de Motos, la Asociación de Expendedores e Importadores de Combustibles. El fin es asegurar que los pasos siguientes sean bien fundamentados, se agregó.

Los resultados

Las entidades participantes en el plan piloto dieron a conocer los principales resultados luego de 10 semanas de pruebas con etanol mezclado con gasolina en 5% y e 10%:

• Se evidenciaron que los 34 vehículos a prueba están en perfecta condición mecánica tras el uso de la mezcla de etanol con gasolina, con el combustible que han denominado ecopower.
• Por ello, indicaron, no es necesario modificar los carros para usar 10% de etanol, de hecho, los manuales de la muestra así lo indican.
• Los resultados refieren que el etanol aumenta el octanaje de la gasolina, por lo que el uso del biocombustible con la mezcla de gasolina con el 10% de etanal (denominado ecopower E10), incrementó 3 octanos al combustible.
• Con esto se demostró una reducción sustancial de los gases de combustión de hasta un 74.71%.
• El usar el biocombustible en mención contribuiría a la eficiencia del consumo de combustible ya que según los resultados de este plan, el 64% de la muestra mejoró rendimientos con el uso 10% de etanol en comparación con la mezcla de 5%.

“Los resultados de esta última fase del plan piloto sumaron evidencia a un hecho que por más de 20 años se ha demostrado a nivel mundial: la gasolina mezclada con etanol disminuye la emisión de componentes con efectos dañinos, nocivos e inclusive, letales para la salud de los guatemaltecos y el medio ambiente del país”, apuntó Gamaliel Zambrano, director del Centro de Procesos Industriales de la Universidad del Valle de Guatemala (UVG).

“Podemos afirmar que no se van a reducir los bosques con este tipo de proyectos, tampoco consumiremos pesticidas dañinos y afirmamos que se reducirá a un 70% la emisión de gases de efecto invernadero” afirma @apimentelmata respecto a los mitos del etanol. pic.twitter.com/lhM9866blp

— Movilidad Verde GT (@movilidadverde_) December 2, 2020

Agregó que la calidad de esa mezcla cumple con la normativa nacional y también es considerado un biocombustible por la cantidad significativa de oxígeno que contiene. Además, explicó que el etanol a base de caña de azúcar reduce en al menos en un 70% la emisión de gases de efecto invernadero en comparación con la gasolina.

Guatemala ya produce y exporta etanol bajo certificaciones internacionales de sostenibilidad que exigen el no uso de pesticidas y agroquímicos de franja roja, prohibidos internacionalmente, así como aseguran que su producción no generé deforestación ni afecté la seguridad alimentaria, lo que hace este producto nacional amigable con el medio ambiente, informó la coordinación del plan piloto por medio de un boletín.

El país produce etanol hace más de 35 años y cuenta con una capacidad instalada de 65 millones de galones al año. Esas condiciones permitirían suplir una mezcla del 10% en las gasolinas del país y no se requiere más área cultivable, se agregó.

En la iniciativa participan el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la UVG, la Municipalidad de Guatemala y la Asociación de Combustibles Renovables (ACR), así como diversas empresas y personas que participaron con sus vehículos en las pruebas.

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El funcionario, quien también preside el Consejo Directivo del Inde, explicó que en la propuesta del Organismo Ejecutivo para el Presupuesto del Estado 2021, se incluyeron Q250 millones para brindar un aporte.

Además, el Inde tiene previsto aportar Q328 millones de sus recursos propios.

Sin embargo, para el resto se deberán buscar fondos, agregó.

La estructura del subsidio está diseñada para cubrir 1.8 millones de contadores (unos 9.2 millones de personas) en el 2021 con los rangos de consumo de 0 a 60 y de 61 a 88 kilovatios hora al mes, con el fin de que los usuarios solo paguen Q0.50 y Q0.81 por kilovatio hora en cada rango respectivamente.

“En el proyecto de presupuesto logramos incluir Q250 millones y quedarían desfinanciados en Q232 millones, para que los usuarios solo deban pagar Q0.50 y Q0.81 por kilovatio hora”, agregó.

Sin embargo, en la reunión de la Comisión de Finanzas del Congreso para conocer el presupuesto del MEM, diputados cuestionaron que el Inde tiene suficientes fondos en caja para poder pagar tanto el subsidio como para hacer más inversión incluyendo para electrificación rural.

Pimentel respondió que esa entidad posee Q1 mil 800 millones, pero son para el mantenimiento de las plantas generadores y redes de transmisión de la que son propietarios.

De 1999 a la fecha el Inde ha brindado con fondos propios Q13 mil 904 millones, con esos recursos la entidad pudo haber duplicado sus activos, agregó.

Proyectos para el 2021

El MEM está pidiendo Q95.2 millones de presupuesto.

Se incluyen fondos para lanzar diversos proyectos entre estos:

• Licitación de 5 áreas petroleras ubicadas en Petén para exploración y explotación petrolera. En el 2012 se hizo una licitación, pero no tuvo el éxito esperado.
• El fin es aumentar la producción petrolera, ya que el país tiene potencial par allegar a 35 mil barriles diarios, pero a la fecha está en alrededor de 10 mil.
• También han incluido fondos para efectuar las consultas comunitarias ordenadas por la Corte de Constitucionalidad, en los proyectos de minería metálica suspendidos. Incluyendo Minera San Rafael, La Puya y Fénix (aunque este último está pendiente de otras resoluciones de la CC).
• La adquisición de equipo y contratación de personal para fortalecer la fiscalización y pruebas de hidrocarburos y material que extraen las mineras es otro aspecto para el cual el MEM solicita fondos. Pimentel indicó que por falta de equipo no se puede controlar si las mineras están excavando tierras raras, por ejemplo, o como está conformado el gas que se produce o se comercializa en Guatemala.

También incluyeron presupuesto para poder ejecutar los planes de expansión de transmisión y generación, así como el Plan de Electrificación Rural (PER) con el fin de lograr en el 2023, una cobertura de 93.50%.

En la actualidad hay 380 mil hogares que no cuentan con servicio de electricidad, y de estos se busca llegar a 3 mil 300 en el 2021, y a 187 mil al 2023.

• En este caso el MEM efectuaría los estudios para definir las áreas y usuarios beneficiarios para implementar el PER.
• Respecto al PER el Inde se encargaría de ejecutar el plan para lo cual ya presupuestó Q43 millones, y dispone de otros Q240 millones provenientes de la liquidación de un fideicomiso que deberá aprobarse en el Consejo también para aumentar la electrificación.

Por aparte, en la propuesta de presupuesto del Estado ya incluido un proyecto multianual, el cual para el 2021 necesitaría Q235 millones con el fin construir una de las redes de transmisión de energía más grande del país para conectar el occidente, el sur del país y aumentar la capacidad de la interconexión eléctrica con México.

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El plazo de pruebas será de 10 semanas, plazo que finalizará a finales de octubre próximo.

Se empezará con la mezcla de 5% de etanol por varias semanas y luego se aumentará a 10%.

Dentro del proceso del plan se efectuará un análisis de emisiones de gases de efecto invernadero usando combustibles con y sin mezcla de etanol, se divulgarán los resultados del impacto del proyecto.

Y con base a esos resultados trazar una ruta y definir una política del uso de combustible para el país.

Aparte del Ministerio de energía y Mina (MEM) participan la Asociación de Combustibles Renovables de Guatemala (ACR), el Banco Interamericano de Desarrollo y la Universidad del Valle de Guatemala (UVG).

El plan iniciará con 25 vehículos de entidades estatales, empresas y organizaciones privadas y medios de comunicación, para lo cual se han requerido diferentes tipos de vehículos, marcas y modelos.

El viceministro del MEM, Mario Pérez explicó que se lanza el plan con varios objetivos ya que se han detectado beneficios ambientales, económicos y a la salud.

Añadió que se usará etanol de caña de azúcar, el cual ya es producido por la agroindustria del país por lo que se puede aprovechar, además que en la coyuntura actual puede ayudar a reactivar ese sector.

En el país hay una capacidad instalada de producción de 65 millones de galones de etanol al año, según datos de Asociación de Azucareros de Guatemala (Asazgua). La mayoría se exporta a mercados como Países Bajos, Corea del Sur, Estados Unidos, Japón y Reino Unido.

El etanol avanzado producido con caña de azúcar reduce en alrededor de 70% de los gases de efecto invernadero, agregó el funcionario.

El producto nacional cumple con los requerimientos internacionales de sostenibilidad que verifican el cambio de uso de suelo, biodiversidad, deforestación y cumplimiento de derechos humanos agregó.

Además, fortalece la economía de forma sostenible porque ayuda a la generación de empleos directos e indirectos.

En el 2014 el MEM y la Organización de Estados Americanos (OEA) también realizaron un plan piloto con etanol, pero a la fecha no se ha llegado a aprobar ninguna normativa para su uso en el país. En esa ocasión la primera fase se hizo con mezcla de 5% de etanol con gasolina superior en los vehículos  y permitió una baja de 30% en la emisión de contaminantes  aunque variaba según el recorrido que hacía cada vehículo, además sin generar problemas en el funcionamiento de los vehículos, se indicó. En ese mismo año se aumentaron las pruebas con el 10% de etanol. En esa ocasión se indicó que se aprobarse una mezcla del 10% el país necesitaría 36 millones de galones para su uso y dejaría de importar un volumen similar de combustibles de derivados de petróleo.

Observan beneficios

Entre los beneficios ambientales mencionan que se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero y mejora la calidad del aire.

Además, ese combustible posee un alto octanaje (entre 105 y 114), y su contenido de oxígeno mejora la combustión, ayuda a una mejor eficiencia térmica del combustible.

No produce compuestos de azufre y reduce en alrededor del 70% los gases de efecto invernadero en comparación con la gasolina, entre otros.

Como beneficios económicos el viceministro indicó que se reactiva la economía agrícola e impulsa la recuperación económica poscovid-19, además impulsará la industria nacional, promueve el ahorro de divisas porque se debe importar menos combustibles derivados del petróleo, y por eso mismo ayuda a brindar independencia energética del petróleo internacional y genera más fuentes de empleos en el país.

El uso del etanol ayuda a que el precio de los combustibles al consumidor se mantenga estable.

En tanto en los beneficios de salud se mencionan la mejora de la calidad del aire porque se reduce el material en el tubo de escape lo cual disminuye en unos 8.5% los gases de efecto invernadero y reduce el evita el uso de aditivos de la gasolina que son considerados cancerígenos y reduce en 20% el riesgo de cáncer de pulmón, según la Asociación americana Pulmonar.

Desventajas

A pesar de que con los años se ha ido experimentado con el mundo con el etanol como combustible para vehículos, aún se mencionan algunas desventajas:

• El costo de producción es muy alto y en Guatemala se debe analizar qué efecto tendría en el precio del combustible al usuario final.
• Aún se logra poco combustible en comparación al terreno explotado, el uso de grandes extensiones de tierra para los cultivos necesarios para el etanol es uno de los cuestionamientos que persisten.
• El uso de pesticidas y herbicidas para la producción y cuidado del cultivo.
• Tiene una sostenibilidad cuestionable dado que para su producción se necesitan combustibles fósiles.
• Debido a que el 90% del etanol producido en Guatemala, se tienen dudas si la industria podría hacer sostenible la oferta para el mercado nacional.
• Según un informe de la FAO una de las posibles ventajas de los biocombustibles de segunda generación es su capacidad de valorizar las plantas perennes. Sin embargo, el uso de plantas perennes también presenta desventajas en cuanto a la flexibilidad desde el punto de vista de la utilización de la tierra, ya que su cultivo no es fácilmente reversible a diferencia de los cultivos anuales en el supuesto de que la tierra tuviera que destinarse rápidamente a la producción alimentaria.

Estudio exploratorio para la producción de bioetanol de la Universidad de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas Chile, gruponovelec.com, y el informe de Biocombustibles y seguridad alimentaria, publicado en la página de FAO y elaborado por el Grupo de alto nivel de expertos sobre seguridad alimentaria y nutrición (el Grupo de alto nivel o HLPE).

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El ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, explicó que esa cartera propuso que en el caso del servicio de energía la prohibición de corte sea solo por tres meses a partir de la vigencia de la ley. Los tres meses de vigencia se cumplirían el 22 de agosto próximo.

Según Pimentel, con delimitar esos parámetros se bajaría la presión o riesgo que han expresado empresas del sector de electricidad, respecto de que si el mayor porcentaje de usuarios dejan de pagar las distribuidoras ya no podrán pagar a los generadores de energía por el suministro brindado y se pondría en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

El ministro explicó que la propuesta fue trasladada al Organismo Ejecutivo y se encuentra en revisión de la Secretaría General de la Presidencia.

El reglamento podría estar listo el fin de semana, pero deberá ser aprobado por el gabinete de gobierno, el cual decidirá si acepta o modifica los parámetros propuestos por el MEM.

El decreto 15-2020 prohíbe el corte de servicios de agua, electricidad, telefonía e internet.

El sector privado se opone al contenido de esa ley, indicando que no fija plazos y tipos de usuarios, lo cual pondría en riesgo la estabilidad de los servicios. Ese pronunciamiento fue efectuado este viernes de nuevo por el Cacif.

Pronunciamiento del Sector Empresarial Organizado sobre publicación del Decreto 15-2020: pic.twitter.com/JsTuKcQjZW

— CACIF Noticias (@CACIFnoticias) May 22, 2020

Primentel explicó que el 94% del total de usuarios se encuentra en el rango de consumo de o a 300 kilovatios y es beneficiado con el subsidio por el aporte social, y el subsidio temporal de tres meses para reducir los impactos del covid 19 en la economía familiar.

El subsidio se refleja de forma inmediata en la factura del consumidor, quien debe pagar el resto. A las empresas se les traslada los montos subsidiados (por medio del Instituto Nacional de Electrificación), en un plazo de alrededor de mes y medio después de haber emitido las facturas, agregó.

¿Reduce el riesgo limitar a los beneficiarios?

La Asociación Nacional de Generadores (ANG) informó esta semana que el impacto de esa ley provocaría un agujero de alrededor de Q530 millones por mes por los ingresos que dejarían de recibir las tres grandes distribuidoras y las empresas eléctricas municipales, sobre el total de Q915 millones que facturan mensualmente.

Respecto a las limitaciones que el MEM busca implementar en el reglamento del decreto 15-2020, Gabriela Roca, abogada de ANG, recordó que no han sido aprobada. Pero expuso que si se aplica la prohibición de corte del servicio de electricidad solo por tres meses y solo para los usuarios de hasta 300 kilovatios hora al mes, ese agujero se reduciría la tercera parte, y quedaría en unos Q150 millones mensuales.

Ivette Zambrano, vocera de EEGSA, dijo que aún no pueden comentar acerca del efecto que este tendría en una disminución de riesgos para el sector, ya que antes desean conocer el contenido de dicho reglamento.

Fernando Spross, analista de Fundesa expuso que se tendrá que analizar el impacto, pero que el reglamento debería ser discutido también con el sector, en busca de que su contenido sea adecuado para ambas partes, para los usuarios y para las empresas.

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Las disposiciones representan aumentar ese beneficio a quienes consumen de 1 a 88 kWh al mes en Q0.10 extra además de integrar al subsidio hasta quienes consumen 125 kilovatios hora (kwh)  al mes y para ello ya se incluyeron fondos en la Ley de Emergencia aprobada por el Congreso esta semana, informó el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Pero de lograrse la aprobación del Congreso de la ampliación presupuestaria por Q7 mil millones que presentó el gobierno a ese organismo, se podría cubrir segmentos de mayor consumo, como quienes consumen de 126 a 200 kWh al mes, se añadió.

Para las nuevas medidas, en medio de la crisis generada por el coronavirus, se requieren Q120 millones mensuales, según la institución.

Cómo se aplicará el subsidio

Se van a agregar alrededor de 430 mil usuarios al beneficio del subsidio al ampliar el beneficio a 125 kWh.

En la actualidad se brinda subsidio a 1 millón 850 mil 905 usuarios (contadores conectados) que consumen de 1 a 88 kilovatios hora (kWh) al mes, y con la medida anunciada por el gobierno se sumarán a quienes consumen de 89 a 125, que representa un grupo de 437 mil 621 usuarios.

La Tarifa Social actual para las distribuidoras es de Q1.24 por kWh al mes para los usuarios de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA). Para las dos distribuidoras de Energuate las tarifas son: Deorsa, Q1.72 y Deocsa está en Q1.82.

Sin embargo, con el subsidio actual y con la nueva propuesta se pagaría así:

Segmento de consumo de 0 a 60 kWh al mes

• Los usuarios que consume en ese rango solo pagan Q0.50 la diferencia la paga el Inde.
• Con el nuevo subsidio temporal se ampliará el subsidio en Q0.10 y ya solo pagarán Q0.40.

Segmento de 61 a 88 kwh al mes

• Este grupo paga en la actualidad Q0.81 por kWh al mes.
• Con la ampliación solo pagará Q0.70

Consumo de 89 a 125 kWh

• En la actualidad ya no tienen subsidio,
• Con el nuevo beneficio temporal pagarían solo Q0.70.

Segmento de 126 a 200 kWh al mes

• En la actualidad no posee subsidio
• De aprobarse los fondos por el Congreso en la ampliación presupuestaria presentada por el gobierno, pagarían solo Q0.90 por kWh al mes. en Deocsa y Deorsa podría significar bajas de casi  50% por kWh.

Se trata de una ampliación temporal mientras que dure el estado de Calamidad, insisten las autoridades.

Se propuso ampliar el aporte del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) a la tarifa social, esto con el objetivo de incrementar el número de beneficiarios y el monto del subsidio de quienes gozan hoy de esta medida, se añadió.

Quienes consumen entre 1 y 88 kWh al mes se trata del segmento de la población con bajos ingresos. En la actualidad consta de 1 millón 850 mil 905 usuarios, que representan alrededor de 9.2 millones de personas según datos del MEM.

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Al ampliar el segmento de 89 a 125 kWh se integraría a 437 mil 621 usuarios alrededor de 2.2 millones de personas más.

El segmento de 126 a 200 kWh al mes, representa a 369 mil 935 usuarios, y representa aproximadamente 1.8 millones de personas.

El presidente Alejandro Giammattei informó el jueves 26 de marzo que el subsidio se brindaría para el cobro de alumbrado público, pero se aplicará para la energía consumida por los usuarios.

Consumo y aparatos

Los segmentos de 1 a 74 kWh al mes son familias pequeñas, que poseen en su hogar de 2 a 3 focos, 1 televisor pequeño y 1 radio pequeño.

Los segmentos que gastan entre 74 a 125 kwh al mes suelen tener 3 a 4 focos, un televisor y un radio, una plancha, un cargador de teléfono, una computadora. Algunos expertos mencionan que pueden tener una refrigeradora o un horno microhondas, aunque Energuate explicó en otra ocasión que al añadir alguno de los dos se sale de ese rango de consumo.

En todos los segmentos mencionados no incluyen aparatos como calentadores de agua ya sea de ducha o general para el hogar, lavadora, secadora, y, aunque incluye plancha refieren que tienen pocas horas de uso. Aunque hay oficinas o comercios que por su bajo consumo también entran en estos grupos.

De 125 a 200 pueden ser hogares grandes, o donde hay cierta maquinaria de poco consumo como una pequeña empresa o comercio.

Hay que hacer nota que expertos en el tema de electricidad han mencionado en ocasiones anteriores que hay oficinas, clínicas u otr os que no tienen gran consumo y que se encuentran en Tarifa Social subsidiada aunque no se trate de hogares de bajos recursos.

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Marn suspende licencia de Hidroeléctrica Pontila, señalada por afectar ecosistema en Cobán

La licencia del MEM fue aprobada el 13 de enero del 2020 por el acuerdo gubernativo 19-2020, un día antes del cambio de gobierno, por el entonces ministro de Energía y Minas, Luis Chang.

Dicho acuerdo fue publicado el 27 de enero y establece que se tienen 30 días a partir de la publicación para firmar el contrato. Según el MEM ese plazo vencería el 9 de marzo.

El actual ministro, Alberto Pimentel, firmó la derogatoria por medio del acuerdo 101-2020 emitido el 5 de marzo de este año.

En la parte de considerandos del documento se expone que el proyecto no cuenta en la actualidad con licencias del Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (Marn).

Para el proyecto hidroeléctrico de 40 megavatios, y que busca instalarse en Cobán, Alta Verapaz, el Marn aprobó desde el 2016 al 2019, tres licencias ambientales.

En sus exposiciones el MEM detalla que la primera licencia emitida por Ambiente quedó suspendida por una decisión judicial y de la Corte de Constitucionalidad (CC), mientras que la segunda y la tercera emitidas en el 2018 y en diciembre del 2019 fueron canceladas por el mismo Ministerio de Ambiente en febrero del 2020. Por ello no puede mantenerse vigente el permiso que brindó el MEM, se agregó.

El Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap) y el Instituto Nacional de Bosques (Inab) señalaron inicialmente, en el 2016 y 2017, que la posible operación de la hidroeléctrica conlleva riesgos al ecosistema del lugar aledaño al Parque Nacional Laguna Lachuá.

El @MEMguatemala derogó hoy el acuerdo con el cual el gobierno anterior dejó aprobada la licencia para el proyecto hidroeléctrico Central Rocja Pontila que busca instalarse en #AltaVerapaz @Economia_pl @prensa_libre pic.twitter.com/OLRpIDslS8

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) March 6, 2020

Aún así en el 2016 el Marn le otorgó la licencia aunque luego fue suspendida por las cortes.

En el 2019 la empresa logró un nuevo dictamen de la oficina regional de Conap en Las Verapaces donde refieren que no afectaría el afluente al Parque y actualizó su expediente, pero la oficina central de esa institución mantuvo su decisión en contra del proyecto.

Empresa accionará contra derogatorias del MEM y del Marn

La empresa sostiene que el proyecto no se encuentra en el área protegida del Parque en mención, además de que no afecta el ecosistema o afluentes aledaños y que con los programas sociales que impulsa apoyará el desarrollo de las comunidades en la zona.

El director técnico del proyecto Aurelio Asturias, refirió también que es ilegal derogar un acuerdo ministerial basado en la cancelación de una resolución ambiental que no está firme porque la decisión del Marn se encuentra en un proceso de revocatoria planteado por la empresa.

Agregó que “la acción cometida en Marn también es ilegal y se está favoreciendo a un sector que no quiere más competencia, damnificando a las poblaciones más pobres y vulnerando la certeza jurídica del país” y que da una mala señal que la decisión del MEM se haga un día antes de vencerse el plazo para la firma del contrato.

En tanto Edgar Sandoval, director de la empresa expuso que tal decisión manda un mal mensaje para cualquier inversionista ya que no existe certeza jurídica para las inversiones del país. Agregó que no se escucha a la población que pide desarrollo en el lugar.

Sandoval comentó que la empresa accionará legalmente para corregir el rumbo que califica como “equivocado de las autoridades, que se deben a la población no a intereses oscuros”.

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Las cifras de la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) revelan que hubo una ligera reducción de 0.8% con relación al 2018, cuando la importación alcanzó los US$2 mil 41 millones.

La diferencia fue de US$21 millones menos.

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Estados Unidos es el principal suplidor de estos productos, sin embargo, también se importa de México y de países de Suramérica.

Guatemala es un país dependiente de estos productos, para el transporte de mercancías, personas y la industria.

El informe de la política monetaria, cambiaria y crediticia, el precio promedio del barril de petróleo en 2019 fue de US$56.54 y para 2020 se proyecta en US$57.77, valores inferiores al US$64.77 del 2018, por lo que se espera un ahorro en la factura petrolera.

Por productos

Por la importación de diésel la factura fue de US$1 mil 72.3 millones (Q8 mil 256.7 millones) y registró una tasa de crecimiento de 3.5% con respecto al 2018.

Esa variación significa un incremento del US$37 millones y es el principal producto que se importó el año pasado.

“El diésel es el principal combustible para la industria del transporte y en términos generales se mantuvo estable en 2019”, expresó Milton Mendoza, presidente de la Gremial de Transporte Extraurbano de Pasajeros (Gretexpa), al recalcar que las tarifas se mantuvieron invariables el año pasado a los usuarios de rutas cortas y largas.

Por la importación de gasolina regular el monto fue de US$572.5 millones (Q4 mil 408.2 millones) y creció 8% con respecto al 2018.

Mientras que por la compra de gasolina superior la factura ascendió a US$564.4 millones (Q4 mil 345 millones) y tuvo una caída de 5.9%.

Enrique Meléndez director ejecutivo de la Asociación de Expendedores de Gasolina (Ageg) detalló que la demanda de regular viene con un crecimiento en los últimos años ya que algunas empresas importadoras ya ofrecen octanaje de 91 en este tipo de combustible.

“Hubo mayor importación a menor precio, pero se mantiene la estructura en las gasolinas y diésel”, destacó el ejecutivo.

El precio al consumidor del galón regular es de Q1 menos a la superior, recordó.

Por otro lado, también hubo una caída del 15% en la importación de gas por un valor de US$295.2 millones (Q2 mil 273 millones) o sea menor en US$53 millones.

Estos cuatro productos suman US$2 mil 504 millones y representan el 92% de la factura, según las estadísticas de la DGH.

Otros productos que registraron incremento fue el bunker con US$101.4 millones (Q780.7 millones) con un incremento del 5% y asfalto US$8.4 millones (Q64.6 millones) y crecimiento del 93.7%.

Volumen importado

Con respecto al volumen importado también hubo variación alcista.

Las importaciones alcanzaron 41.6 millones de barriles (de 42 galones) y tuvieron un incremento de 4.2 millones de barriles con respecto al 2018. En ese período el volumen importado fue de 37.5 millones de barriles.

Al igual que en la estructura del costo, la importación de diésel fue de la más alta con 13.1 millones de barriles y un crecimiento del 14.6%; la regular, 8.2 millones de barriles y aumento del 23%; superior, 7.6 millones de barriles y crecimiento de 7.3%.

Meléndez aseguró que este comportamiento refleja que hubo mayor importación, pero a menor costo al comparar 2018 con 2019.

Finalmente, en la importación de gas el volumen fue de 6.5 millones con un crecimiento de 5.86%.

El volumen importado de esos productos es de 35.4 millones de barriles y representa el 85% en la estructura.

De acuerdo con las proyecciones para este año se espera un crecimiento del 3% al 4% en el volumen de importación y el indicador está en sintonía con el crecimiento de PIB en ese mismo rango.

Aumenta recaudación

El impuesto sobre la distribución de petróleo y sus derivados (IDP) registró el año pasado un incremento del 9.5% y la cobranza alcanzó Q3 mil 743.4 millones con respecto al 2018 cuando fue de Q3 mil 417 millones.

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Por la regular el monto fue de Q1 mil 492 millones y aumentó 15%, la superior Q1 mil 461 millones con variación de 4.8% y diésel Q733 millones con crecimiento de 8%.

Para el galón de superior el IDP es de Q4.70, regular, Q4.60 y diésel Q1.30,

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El precio que se proyecta para ese mes significaría 13% menos que el promedio registrado en enero recién pasado, añadió.

En febrero se prevé que cierren en Q21.53 el galón de gasolina superior; Q20.53 el de regular, y Q16.10 el diésel. Se prevé que para el cierre de mes la reducción respecto a enero del 2020 llegue a 9%, agregó.

Sin embargo, tanto Guerra como el Julio Paredes, subdirector de comercialización, explicaron que las cifras mencionadas son proyecciones con base al comportamiento de los precios internacionales de los combustibles de las últimas semanas.

“Esa es una proyección que está sujeta a acciones geopolíticas, podría suceder cualquier cambio que vulnerara está proyección que tenemos”, dijo Paredes, al explicar que en la actualidad el precio del petróleo WTI y el precio de los combustibles refinados ya están teniendo incremento.

Tal proyección se hizo en función de cómo estaban con los precios comparados en enero y podrían mantenerse solo si no hubiera alguna acción geopolítica que hiciera que el precio volviera a tener alzas, agregó Paredes.

Consultado al respecto Enrique Meléndez, director ejecutivo de la Asociación Guatemalteca de Expendedores de Gasolina dijo que en el tema de combustibles no se atreve a hacer pronósticos porque hay muchos factores que inciden sobre el precio.

El directivo mencionó que hay varios factores, entre los cuales no solo se fundamentan en situaciones económicas, sino que también hay factores políticos o geopolíticos que inciden sobre el precio, además de las decisiones de la OPEP que restringe su oferta.

También expuso que no se tiene con claridad como va a reaccionar la demanda, por ejemplo, cuánto tiempo va a seguir China sin retomar operaciones en ciertas industrias y comercio y cuándo empezaría a normalizarse con lo cual subiría su demanda de combustibles.

El precio del galón de gasolina superior bajará en promedio 9% en febrero respecto de enero. Y se prevé que baje 13% en marzo comparado con enero según estimaciones dijo el Director de Hidrocarburos del @MEMguatemala Hugo Guerra. @Economia_pl pic.twitter.com/HTNE4keyLs

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) February 17, 2020

El precio más bajo en el mercado internacional se registró la primera semana de febrero, pero la semana pasada el mercado reaccionó con varias alzas, agregó Meléndez y añadió que “no podemos decir para donde va a ir, porque el punto de inflexión fue el 4 de febrero, el punto más bajo, y de ahí ha venido subiendo y bajando”.

El director de la Asociación también comentó que se debe tomar en cuenta que en la estructura precio está constituido en alrededor del 87% por los impuestos y los costos CIF (Cost, Insurance and Freight o Coste, seguro y flete, puerto de destino convenido).

En el país hay más de 1 mil 500 gasolineras o expendios de combustibles.

Nuevas bajas esta semana

Según el monitoreo semanal del MEM los precios por galón de los combustibles reflejan nuevas disminuciones a este 17 de febrero del 2020.

El promedio de autoservicio, según ese ente:

• Gasolina superior, bajó Q0.26 a Q23.32
• Regular, disminuyó Q0.28 a Q22.30
• Diésel, bajó Q0.49 a Q18.31

El promedio en servicio completo, según el MEM:

• Gasolina superior, bajó Q0.19 a Q24.20
• Regular, disminuyó Q0.19 a Q23.17
• Diésel, bajó Q0.52 a Q19.10
• La kerosina se mantuvo igual a Q30.

Comportamiento internacional

Los precios del petróleo terminaron al alza el viernes 14 de febrero. Registraron su primer avance semanal desde el comienzo del año a pesar de las incertidumbres que pesan sobre la demanda mundial debido al nuevo coronavirus de Wuhan

• En Londres, el barril de crudo Brent del Mar del Norte para entrega en abril subió US$0.98 centavos es decir 1.7% y llegó a US$57.32.
• En Nueva York, el barril WTI de Estados Unidos para marzo ganó US$063, o 1.2%, para terminar en US$52.05.
• Durante la semana pasada, el Brent aumentó 5.3% y el WTI 3.4%, marcando su primera semana en verde desde la que terminó el 3 de enero, según datos de la agencia AFP.
• El petróleo ha caído alrededor de 20% desde enero pasado después de que el virus se extendió ha afectado a la demanda de China, el mayor importador mundial de petróleo, alimentando las preocupaciones por el exceso de suministros, agregó Efe.

Herramientas débiles de control

En el país existen débiles herramientas de control y seguimiento para castigar el abuso en los precios de los combustibles y controlar la calidad, denunció el lunes 17 de enero el diputado Carlos Barreda.

A esto se añade la denuncia pública efectuada por el Sindicato de Trabajadores del MEM respecto de que ese ministerio no posee las herramientas o equipos necesarios para hacer establecer legalmente la calidad de los combustibles, según mencionó en el Congreso Margarito Tuchan, secretario de actas de esa organización.

Actualmente lo que se hace son pruebas físicas de los combustibles, explicó al mencionar que el equipo que poseen en la actualidad no está normado.

Al respecto Meléndez, consultado por aparte, dijo que lo que debe hacer el ministerio es certificar sus laboratorios para hacer esas pruebas.

Silvia Escobar, jefe de la Dirección de Atención y Asistencia al Consumidor (Diaco), dijo que hay un laboratorio móvil de referencia que fue donado por la Comunidad Económica Europea, con el cual se hace una medición de la calidad del octanaje que están prorporcionando las estaciones de servicio. “Solo son de referencia, ahora tomamos nota de lo que ellos (sindicalistas) nos están indicando para poder ver que instrumentos puedan fortalecer directamente de todo el sistema de verificación que se esté realizando”.

Los precios de galón de gasolina superior llegarían en marzo del 2020 a Q20.59. La regular a Q19.89 y el diésel a Q13.87, según el comportamiento de precios internacionales, expuso Guerra, director de Hidrocarburos del @MEMguatemala @Economia_pl pic.twitter.com/vFK0WUsqmv

— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) February 17, 2020

El MEM, por medio de Paredes, respondió por la tarde que es la institución encargada de verificar la calidad de los productos petroleros que se comercializan en el país y que cuenta con un laboratorio técnico en donde se realizan los análisis en concordancia con la Nómina de Productos Petroleros vigente, de acuerdo a los muestreos correspondientes dentro de la cadena de comercialización de hidrocarburos.

Paredes agregó se cuenta con equipos y metodologías de análisis certificadas con trazabilidad comprobable a efecto de garantizar la calidad.

Respecto al octanaje en las gasolinas dijo que el equipo está debidamente calibrado y en correlación con el método 2699 prueba de motor, este método está respaldado para su uso como método alternativo en dicha nómina.

También se pueden fortalecer los laboratorios para mejorar tecnologías y ampliar el alcance con el cual cuenta actualmente el laboratorio “pero eso no significa que no se vele por la calidad de los combustibles en el país”.

Denuncian no prosperaron

Otro de los cuestionamientos es que el MEM desestimó las denuncias, por las cuales abrió expediente contra varios importadores y expendedores de combustibles que se originaron en el 2018 y 2019 por señalamientos de coacción y concertación de precios. Paredes explicó que las empresas pudieron desvanecer con pruebas los señalamientos por lo que no se les multó.

Escobar mencionó que la Diaco presentó en esos años denuncias ante el Ministerios Público y que, agregó que, ahora que acaba de ser nombrada de nuevo en el cargo de Directora de esa institución, pedirá conocer la fase en que se encuentran los expedientes y lograr avances en los procesos.

También por la tarde el MEM complementó la información acerca de los expedientes abiertos por señalamientos en mención. Se indicó que en su momento fueron concluidos ya que se desvaneció la imposición de sanciones por posibles figuras como coacción y concertación de precios en la comercialización de Hidrocarburos. Esto “derivado que no fue posible comprobar que existiera una infracción que se pudiera encuadrar en estas figuras, en un futuro se podría proceder a la creación de nuevos expedientes si el departamento técnico competente de la DGH determina y recomienda que debe procederse a abrir nuevos expedientes por dichas causales”, dijo Paredes.

El viceministro de Economía, encargado de Inversión y Competencia, Lisardo Bolaños, indicó que se revisarán unos 600 expendios o gasolineras con el plan Centinela que efectúa en conjunto la Diaco y el MEM.

Barreda recomendó que en todos se incluya a la SAT para que tengan más efecto, pero agregó que se debe implementar otras acciones como investigar el mercado de los combustibles desde las importaciones hasta que llega al consumidor final.

Por aparte Escobar mencionó que tanto la Diaco como el Ministerio de Economía tienen en agenda seguir impulsando la creación de la Procuraduría de Defensa del Consumidor. Se analizarán las propuestas existentes, y también si podría ser una entidad autónoma o descentralizada.

Pero eso dependerá también de cuántos votos se logren consensuar para su aprobación en el Congreso ya que la primera opción requiere de mayoría calificada, es decir 105 votos, y la segunda opción necesita 80.

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Hidroeléctrica recibió licencia del MEM con documentos contradictorios de Inab y Conap

Según el documento entregado a la Corte de Constitucionalidad (CC) el acuerdo en mención viola 7 artículos de la Constitución como el 1, 3, 12, 44, 66, 97 y 154.

Estos se refieren a la protección de la vida humana, el derecho de defensa, el debido proceso, la certeza jurídica, el ambiente, el equilibrio ecológico y las personas. Además, refiere que se afecta el orden y la gobernabilidad no obstante el crecimiento de la conflictividad social, según se explica en el documento.

Así como las facultades que la ley establece para los funcionarios y la responsabilidad que los cargos conllevan.

“El problema es que el Ministerio de Ambiente y el Ministerio de Energía y Minas jugaron la vuelta a la resolución que la Corte de Constitucionalidad dio anteriormente, volvieron a sacar la licencia sin tomar en cuenta lo que la CC resolvió” dijo el jefe de bancada Carlos Barreda.

En el documento se argumenta que las aprobaciones de ambas carteras se dieron a pesar de que existen dictámenes en contra del proyecto emitidas por el Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap) y el Instituto Nacional de Bosques (Inab). La Procuraduría General de la Nación (PGN) emitió dictamen en el cual no brindó el visto bueno a la aprobación del proyecto por de parte del MEM debido a las incongruencias en las opiniones del Conap y del Inab porque la empresa agregó documentos donde esas mismas instituciones emiten dictámenes favorables.

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La Une agregó que luego de ser suspendida la primera licencia ambiental se realizó una consulta comunitaria, pero el MARN creó un nuevo expediente con otro número por lo que consideran que es necesaria otra consulta.

Empresa defiende proyecto

Por parte del proyecto Central Rocja Pontila, respecto a la inconstitucionalidad planteada, se indicó que los políticos se están oponiendo al desarrollo de la zona, aspecto que no es congruente con el discurso que brindan.

Se agrega que la Laguna Lachuá no será afectada y que el proyecto no se ubicará en área protegida y tampoco está como área Ramsar (Convención Relativa a los Humedales de Importancia Internacional). “Lo único que han dado los políticos a esa zona es pobreza y migración”, se agregó.

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Con base al Estudio de Impacto Ambiental, EIA-0139-2015, que aprobó el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN), este mismo ministerio autorizó la licencia ambiental 06904-2016 para el proyecto hidroeléctrico Central Rocja Pontila, con capacidad para 40 megavatios.

Tanto el Consejo Nacional de Áreas Protegidas (Conap) y el Instituto Nacional de Bosques (INAB), emitieron dictamen desfavorable entre el 2015 y el 2016. Sus opiniones iban dirigidas al daño que el uso del caudal del río Icbolay podría causar a la Laguna Lachuá, ya que afectaría el afluente hacia este lugar y a su área de influencia. En el caso del instituto agregó riesgos al ecosistema del área que posee fauna y flora.

En junio del 2017 fue suspendida provisionalmente por la Corte de Constitucionalidad (CC) y en forma definitiva en noviembre de ese mismo año, luego de un amparo presentado por representantes de varias comunidades.

Meses después la empresa Proyecto de Desarrollo Integral Pontila, S. A. reactivó su solicitud en el MARN el cual se otorgó dos nuevas licencias, una identificada como 07518-2018, sobre la cual el MEM empezó a consultar su situación jurídica para emitir la autorización de bienes de uso de dominio público.

En medio de ese proceso se presentaron diversos documentos, incluso algunos que, siendo de las mismas instituciones se contradicen en lo dictaminado. Finalmente, el MARN emitió licencia ambiental como 08136-2019 con vigencia del 18 de diciembre del 2019 al 17 de diciembre del 2021.

Para el proceso reiniciado en el 2018 el MEM consultó de nuevo al Conap y al Inab, a la PGN y a la empresa interesada.

Dos opiniones diferentes de Conap

El Conap le respondió mediante el informe técnico legal conjunto del 28 de octubre del 2019, en el cual ratifican su postura emitida en el 2016 respecto de opinión no procedente. Sin embargo, refieren que es el MARN el ente rector respecto a instrumentos ambientales por lo que si se emite una nueva licencia dentro del proyecto “es competencia y responsabilidad estricta del Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales”. Este oficio fue firmado por Horacio Ramírez, director de Gestión Ambiental del Conap, por Juan Francisco García de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría del Conap, y con el visto bueno de Óscar Alexander Gaitén, director de dicha unidad.

Mientras que el INAB envió su respuesta mediante el Informe Técnico-CEFE-01/2019, firmado por Silvia Anaité López Alquijay, jefe de conservación de ecosistemas forestales estratégicos y con el visto bueno de José Gilberto Cifuentes, director de Manejo y Conservación de Bosques. Con este ratifican la opinión emitida el 7 de enero del 2016 “debido a que se mantienen las mismas condiciones”. El documento de esa fecha detalla 8 debilidades del EIA para el proyecto lo establece como no procedente. Y, también refieren que si se emite una nueva licencia es bajo responsabilidad del MARN.

La empresa Proyecto de Desarrollo Integral Pontila, S. A. envió un oficio al MEM argumentando que cumplieron con todos los requisitos. Entre estos menciona que, aunque el Conap y el INAB emitieron opinión estas no deben verse vinculada a la decisión final del ente rector en instrumentos ambientales (en este caso el MARN).

Sin embargo, para fortalecer su postura, la firma recurrió a otras direcciones u oficinas de las dos entidades en mención, y logró posturas a favor del proyecto. La empresa solicitó a la Dirección de Análisis Geoespacial del Conap la ubicación del proyecto y el dictamen otorgado el 25 de octubre del 2019 es que está fuera.

Mientras que a la Dirección Regional Verapaces (DRVE) de ese Consejo le respondió el 28 de octubrea la empresa que según una inspección de campo el proyecto se encuentra fuera del área protegida de la laguna además que por los lugares donde se ubican el río y el proyecto, no puede haber flujo de ese río hacia la Laguna, agrega que tampoco se encuentra dentro del área reconocida como sitio Ramsar (reconocimiento internacional de humedales).

El documento fue firmado por el director regional Pablo César Valdéz Aguilar.

Sin embargo, en el documento 121-2015 emitido por la misma DRVE en el 2015, si bien mencionaba que el proyecto no estaba en un área protegida se estableció que sí se contravenía el Plan Maestro del Parque Nacional de la Laguna Lachuá, debido al área en que se propone colocar la toma de agua del cauce del río Icbolay es un lugar donde el río conecta en un espacio de sumideros y luego surge en el lugar denominada El Renacimiento.

La oficina de Comunicación de la oficina central del Conap emitió un comunicado el 30 de enero del 2020 recordando que en el 2016, mediante dos resoluciones se emitió dictamen no procedente para el proyecto y el cual sigue en vigencia. Agregó que no fue consultado sobre un nuevo instrumento ambiental. La opinión anterior se basa en el Estudio de Impacto Ambiental presentado por al Empresa y aprobada por el MEM en el 2015.

Las posturas del INAB

Respecto al INAB, la compañía buscó la opinión de la Dirección Regional II (Las Verapaces e Ixcan). Esta oficina le respondió a la empresa que la proyecto no presenta cobertura forestal por lo que no es necesario un plan de aprovechamiento para cambio de uso de suelo, además le recomienda con qué plantas efectuar la reforestación que el proyecto propone. Agrega que la restauración que se pretende efectuar contribuirá al desarrollo y mejora de la diversidad de la región, por lo que es factible su ejecución”.

El documento fue emitido en Cobán Alta Verapaz el 30 de octubre del 2019 y fue firmado por Ulicer Cleotilde López Armas, coordinador técnico; y con el visto bueno del director regional, Carlos Ernesto Archila Cardona.

Presentan oposición en el MEM

Sin embargo, Leocadio Juracán, representante de varias comunidades que en el 2017 accionaron contra la primera licencia, presentó, junto a otros comunitarios una oposición ante el MEM por la nueva licencia cuestionando las incongruencias en los dictamenes y cuestionan que la empresa recurra a oficinas regionales para lograr respuestas favorables a los proyectos.

PGN: no dio visto bueno, hay posturas incongruentes

Luego de ser consultada por el MEM, la Procuraduría General de la Nación emitió el 2 de diciembre del 2019 su dictamen y no le dio el visto bueno a los dictámenes del MEM para aprobar la hidroeléctrica.

Citó en su análisis los argumentos por las diferentes partes del proceso, incluyendo el dictamen conjunto favorable (877-IX-2019), en el que el Departamento de Desarrollo Energético de la Dirección General de Energía, así como la Unidad de Gestión Socioambiental y la Unidad de Asesoría Jurídica del MEM, indican que es procedente la autorización del proyecto.

Sin embargo, la PGN hace ver que incongruencia en las posturas emitidas en los diferentes documentos emitidos por el Conap y el INAB.

En el requerimiento que hizo el MEM a esas dos entidades debieron abordar todos los elementos necesarios con el objeto de no generar incertidumbre, independientemente que las dependencias sean en la ciudad de Guatemala o se trate de direcciones regionales”, agrega el documento firmado por Carlos Eduardo Anleu Jiménez, abogado y consultor legal de la PGN. El dictamen del del abogado de la Procuraduría tiene el visto bueno de Luis Joel Recancoj Mejía, director de consultoría y el Procurador Luis Donado Vivar.

Agrega que si bien se permite autorizar una nueva licencia siempre que las circunstancias varíen, pero considera que no se efectuaron modificaciones, y lo actuado carece de certeza debido a que se presume que los escenarios de fondo que motivaron dejar en suspenso la primera licencia no se corrigieron para la segunda.

Cita que tanto el INAB como el Conap respondieron al MEM que las condiciones se mantienen, menciona que la empresa que solicita la aprobación del proyecto, incorporó otras ponencias de ambas instituciones incluyó otros documentos la cuales según refiere la PGN no son contradictorias con las anteriores, “sí denotan cierto tipo de incongruencia al existir pronunciamientos disímiles de las mismas dependencias” de esas dos entidades.

Decisiones de diferentes entes

La autorización definitiva para usar los bienes de dominio público para instalar la generadora en la Aldea Rocja Pontila que se ubica en el municipio de Cobán, Alta Verapaz, fue aprobada el 13 de enero del 2020 mediante el Acuerdo 019-2020 del MEM, un día antes del cambio de gobierno, y fue firmado por el entonces ministro Luis Chang.

Las actuales autoridades del MEM analizan el expediente ya que el acuerdo, publicado el 27 de enero del 2020, establece que dentro del plazo de 30 días siguientes a la fecha de publicación de dicho documento deben firmar el contrato.

En el documento de la PGN se menciona que el viceministro de ambiente del MARN argumentó que en la sentencia donde se suspendió definitivamente la primera licencia emitida en el 2016, no se prohíbe la extensión de una nueva licencia, ni agregan requisitos para otorgarla.

La empresa añade que se subsanó las razones por las que se suspendió la licencia anterior, porque se efectuó por el MEM la consulta a los pueblos indígenas según el convenio 169 de la OIT.

Tanto las nuevas autoridades del MEM como el MARN indicaron que se pronunciarán luego de haber analizado el expediente en su poder, postura similar asumió el Conap.

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