Nuestro petróleo, el de Guatemala, cuya producción, según las autoridades gubernamentales, a lo largo del transcurso de los años, partiendo del sector energía (Ministerio de Energía y Minas), suelen insistir que “la producción nacional podrá incrementarse a una tasa que triplique la producción actual”, o que así, por ejemplo, “con el objetivo de alcanzar los 30 mil barriles por día” (Prensa Libre, 23 de junio de 2018, página 14). Ese mismo petróleo, cuya futura mayor producción podrá ser “en beneficio del país, las comunidades y municipios” (Prensa Libre, Ibíd.).
Frases como las anteriores han formado parte del discurso de gobernantes, políticos e incluso algunos “técnicos” a lo largo de los años, desde fechas en que ya se mencionaba el hallazgo del “oro negro” en territorio nacional, a principios de la década de 1970. Cuando entonces, en crasa ignorancia, se idealizaba a Guatemala en poco menos que como “el Kuwait de las Américas”.
De cualquier manera, se trata de un asunto que merece ser considerado con la debida objetividad, basándonos en realidades geológicas, técnicas y económicas.
Para empezar, aquellas áreas donde se inició la producción de petróleo, sitas en Rubelsanto (Alta Verapaz, noroccidente del país), fueron resultando en estructuras y formaciones geológicas complejas (de tipo kárstico, suelo y subsuelo calcáreos), con reservorios fracturados y, por consiguiente, determinando una disponibilidad de hidrocarburos cuya producción, regularizada a tasas de alrededor de los 3,500 barriles por día, pronosticaba un agotamiento temprano, lo cual finalmente ocurrió.
Consecuentemente, no puede hacerse a un lado el tomar nota de que las operaciones petroleras, tanto en exploración como en producción y desarrollo, significan magnitudes cuantiosas de inversión, siempre sujetas al factor riesgo, esto en cuanto a que se encuentren o no horizontes geológicos con reservas de hidrocarburos que permitan tasas de producción rentables.
Acá, la explotación petrolera se desarrolla a partir de reservorios o yacimientos productores de petróleo de alta densidad o pesado, actualmente con una producción, a lo largo del periodo enero-agosto 2022, en una fracción por arriba de los 5,000 barriles por día. Ello, la iteración a lo largo de los últimos diez años de una tendencia hacia la producción declinante (historial de flujos anuales promedio: en 2012, 9,740 barriles/día; 2020, 6,500 barriles/día. Fuente: Dirección General de Hidrocarburos).
Y es de por sí axiomático que tratar de levantar la producción en cualesquiera de aquellas áreas que se consideraran como apropiadas para el propósito siempre significa inversiones y costos multimillonarios. Dada la actual coyuntura económico-financiera mundial, todo inversionista (para el caso, PERENCO, la única corporación petrolera multinacional como contratista en Guatemala) deberá proceder detenidamente a evaluar este aspecto, frente a otras alternativas extractivas, en diversos escenarios mundiales.
En otro ámbito, la industria petrolera “nacionalizada” (como los casos de Venezuela y México) siempre implica cuantiosos gastos, que debieran de erogar un aparato público que no está, ni mucho menos, en condiciones financieras óptimas.
En el caso de la multinacional PERENCO en Xan, como hemos mencionado arriba, no obstante el predominio ahí, en el área con mayor producción del país, del tipo pesado, bastante similar en características al venezolano Orinoco, cotizados por tanto en la franja baja de los precios del petróleo, es de ya ha décadas atrás el principal tipo de hidrocarburo que exporta el país. Algunos otros contratos de explotación, en áreas de menor escala, con yacimientos cuasiagotados, agregaron alrededor de 25,600 barriles/mes, de enero-agosto 2022. Fuente: Dirección General de Hidrocarburos.
Pasando a otras consideraciones que nos amplían el tema que tratamos.
Es evidente que ningún país en el mundo es independiente o autosuficiente en materia de energía. Esto mismo es lo que determina la compleja interdependencia entre productores, comercializadores y consumidores.
Y no pasar por alto que ha de saberse que toda evaluación seria de áreas consideradas hipotéticamente con potencial para la producción de hidrocarburos, aparte los aspectos económicos y financieros ya mencionados, sea petróleo o gas natural, necesariamente debe fundamentarse en los estudios geológicos y geofísicos indispensables para determinar niveles de reservas probadas y subsiguientemente probables, ello con el debido sustento técnico, certificado con base en normativos y metodología internacionalmente aceptados. Claro está que esto mismo se asocia con el debido análisis de riesgo y la debida inteligencia preventiva, para el inicio tan solo de las operaciones de exploración.
Derivado a lo anterior, de acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, decreto 109-83, regularmente los contratos de operaciones petroleras (de explotación de hidrocarburos) se rigen bajo el artículo 66 de la misma ley, Estipulaciones Mínimas de los Contratos de Participación en la Producción… inciso “a) La participación estatal en la producción de los hidrocarburos compartibles será, como mínimo, de un 30 por ciento en cada área de explotación”.
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