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Oleoducto del campo Xan 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
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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.
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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.
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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.
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