Petróleo en Guatemala: el fin del Campo Xan, la factura por importaciones y el futuro de la industria

El petróleo en Guatemala vive uno de los momentos más decisivos de su historia reciente. Desde el 13 de agosto de 2025, cuando venció el contrato de Perenco Guatemala y el Estado recuperó el Campo Xan, ubicado dentro del Parque Nacional Laguna del Tigre, en San Andrés, Petén, la producción nacional quedó prácticamente paralizada. Al mismo tiempo, el país enfrenta una factura creciente por importar combustibles, con aumentos que superan el 40 por ciento en lo que va de 2026.

Este artículo repasa en detalle la situación del petróleo en Guatemala: cómo se llegó al fin del contrato, qué pasa con el cierre técnico del Campo Xan, cuánto cuesta importar hidrocarburos, qué ha dicho el nuevo ministro de Energía y Minas, qué opinan los diferentes sectores y hacia dónde podría avanzar la política energética del país.

Un poco de historia del petróleo en Guatemala

Guatemala es el único país de Centroamérica que ha producido petróleo de forma comercial. La explotación petrolera del país se concentra en la cuenca de Petén, al norte, y tuvo su principal impulso con el contrato de operación 2-85, firmado en 1985 con una duración inicial de 25 años y ampliado en 2010 por 15 años más, hasta agosto de 2025, según la información publicada por Prensa Libre.

Durante cuatro décadas, el Campo Xan fue el corazón de la actividad. Según los reportes del Ministerio de Energía y Minas (MEM), este campo aportaba alrededor del 80 por ciento de la producción nacional, un porcentaje que otras fuentes elevan al 85 por ciento. Ese peso explica por qué el fin del contrato, un hito para el petróleo en Guatemala, tuvo efectos tan amplios sobre las regalías, los municipios y la cadena de transporte del crudo.

La industria también estuvo marcada por la controversia. Organizaciones ambientales criticaron durante años que la explotación se realizara en un área protegida, y los debates sobre los términos del contrato, las regalías y la participación del Estado en las ganancias fueron constantes. En el Congreso, algunos diputados cuestionaron las condiciones, mientras otros advirtieron del impacto fiscal de interrumpir la producción.

El fin del contrato con Perenco: qué decidió el gobierno

La decisión de no prorrogar el contrato fue anunciada por el entonces ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, quien explicó que el contrato “no será prorrogado ni renovado” y que el gobierno actuaría “conforme al marco legal vigente”. Entre los argumentos figuraron que la extracción petrolera no puede operar en áreas protegidas y que faltaban estudios de impacto ambiental.

El petróleo en Guatemala quedó así ante un cambio de modelo. El gobierno planteó dos escenarios, según Prensa Libre, y asumió que el Estado debería financiar el cierre técnico del campo, una tarea que el ministro estimó podría tomar unos cuatro años. En la discusión con diputados, el ministerio había advertido que el fin del contrato reduciría los ingresos petroleros en más del 80 por ciento, con efectos en los presupuestos municipales de todo el país.

Del lado de los legisladores hubo posiciones divergentes. Algunos cuestionaron que la industria “moriría” sin Xan, y otros propusieron modelos alternativos, como asociaciones público-privadas con participación estatal mayoritaria. Un diputado señaló que el campo operaba con 32 pozos activos y una producción cercana a 6.000 barriles diarios, una cifra expresada en el debate que conviene tomar como referencia aproximada.

El 12 y 13 de agosto de 2025: el Estado recupera el Campo Xan

El 12 de agosto de 2025, el Estado de Guatemala asumió el control del Campo Xan tras 40 años de explotación, de 1985 a 2025. Según la información oficial, el Estado recibió infraestructura que incluía sistemas de transporte de combustible, una pista de aterrizaje, una clínica médica y un transbordador sobre el río San Pedro, además de los pozos y las instalaciones.

El campo cuenta con 59 pozos, según el MEM. Desde la fecha de vencimiento del contrato, el campo no produce, y los pozos se mantienen con tapones temporales mientras se define el cierre definitivo. El Ministerio de Ambiente anunció planes de restauración ecológica con enfoque en cinco factores: biótico, agua, suelo, desechos sólidos y aspectos sociales.

Un obstáculo legal fue que la legislación vigente no contempla requisitos de cierre ambiental para este tipo de campos. Por ello, las autoridades declararon una emergencia institucional que permitiría contratar de forma directa la supervisión ambiental especializada. Con el paso de los meses, y ya con el petróleo en Guatemala sin producción local, la Contraloría General de Cuentas consideró que no se cumplían los criterios de emergencia para algunas contrataciones, lo que obligó al MEM a recurrir a procesos de licitación pública.

El cierre técnico: Q370.7 millones y una licitación que se demora

Uno de los temas centrales del petróleo en Guatemala es el costo del cierre técnico. El MEM obtuvo Q148.4 millones para 2026, mediante la ampliación presupuestaria aprobada en el Decreto 3-2026, y proyecta un total de Q370.7 millones, equivalentes a unos 48,4 millones de dólares, distribuidos en tres años: Q148.4 millones en 2026, Q116.9 millones en 2027 y Q105.4 millones en 2028.

El viceministro Erwin Barrios, hoy ministro, explicó en su momento que el cierre se haría mediante una licitación pública nacional e internacional bajo la Ley de Contrataciones del Estado, distinta de los intentos previos bajo la Ley de Hidrocarburos. Los pagos al contratista ganador se harían según el avance del cierre, y los montos anuales variarían según las ofertas.

Los retrasos han sido persistentes. Soy502 documentó seis meses sin avances, con obstáculos presupuestarios, legales y administrativos, entre ellos la decisión de la Corte de Constitucionalidad que dejó sin efecto el presupuesto inicial y el paso de un proceso de emergencia a una licitación formal. Según esa publicación, los trabajos “básicos” comenzarían a fines de 2026 y el cierre principal se proyectaba para 2027.

Un año sin operación y la licitación pendiente

A un año del fin del contrato, Prensa Libre informó que el Campo Xan cumplió doce meses sin operar y que el proceso de licitación seguía “en etapa de emisión de dictámenes”, sin fecha de convocatoria anunciada. Las autoridades atribuyeron la demora a los “procedimientos legales establecidos para la formulación de documentos”, sin ofrecer un calendario específico.

Ese reporte contrasta con las declaraciones del nuevo ministro, Erwin Rolando Barrios Torres, quien asumió el cargo el 2 de julio de 2026 en sustitución de Víctor Hugo Ventura. En una entrevista publicada el 6 de julio, Barrios dijo que la licitación se lanzaría “esta semana” en Guatecompras y que la adjudicación podría llegar entre octubre y noviembre de 2026. Al cierre de esta nota, la información más reciente que se pudo verificar indica que la convocatoria aún no estaba publicada.

Para el petróleo en Guatemala, esa diferencia entre el anuncio y la ejecución es relevante, porque cada mes sin cierre técnico significa pozos en espera, riesgos de seguridad y ambientales, y un costo de oportunidad para los municipios que dependían de las regalías.

Seguridad en el campo: robos, sabotaje y presencia militar

Otro frente de preocupación es la seguridad. El MEM reportó intentos de robo de tubería en el Campo Xan y activó protocolos ambientales, además de denunciar sabotajes y el saqueo de equipo eléctrico en tres pozos. Según los reportes, personal militar brinda ahora seguridad en el sitio.

La protección del campo es clave porque cualquier daño en los pozos puede generar derrames o filtraciones en un área protegida de alto valor ecológico. Además, el robo de equipos aumenta los costos que el Estado deberá asumir para completar el cierre técnico, y refleja las dificultades de custodiar infraestructura en una zona remota del norte del país.

Estos episodios muestran que el petróleo en Guatemala no es solo un asunto económico, sino también de gobernanza territorial: controlar un campo en plena selva requiere recursos, coordinación institucional y vigilancia constante.

El oleoducto sin operador

El oleoducto que transporta el crudo de Petén hacia el Atlántico, conocido como Sistema Estratégico de Transporte de Hidrocarburos, también quedó sin operador tras la finalización del contrato con Perenco. Según Prensa Libre, el MEM intentó inicialmente una contratación de emergencia, pero la Contraloría determinó que no se cumplían los criterios para ello, por lo que debía hacerse una licitación pública.

El ministerio preparó entonces dos estrategias en paralelo: lanzar la licitación y continuar las negociaciones con la Contraloría para restablecer la posibilidad de una contratación de emergencia. La licitación podría tomar alrededor de ocho meses, según el reporte, y no se había definido una solución provisional de mantenimiento al momento de la publicación.

Sin un operador, el oleoducto del petróleo en Guatemala corre el riesgo de deteriorarse, lo que complicaría cualquier futura reactivación de la producción. Por eso el MEM exploraba nuevas áreas fuera de zonas protegidas, como Atzam y Chocop, para dar viabilidad a futuros operadores de la industria.

La factura petrolera: Guatemala paga 40.8% más por importar hidrocarburos

Mientras la producción local se detenía, el país enfrenta una factura creciente por la importación de combustibles. Según Prensa Libre, la factura petrolera de Guatemala, es decir, el pago por hidrocarburos importados, aumentó 40,8 por ciento en el periodo de enero a julio de 2026 frente al mismo lapso de 2025.

En términos absolutos, el país gastó alrededor de 3.600 millones de dólares en importaciones petroleras en los primeros siete meses de 2026, aproximadamente mil millones más que el año anterior. El diésel fue el principal motor del incremento, con un alza de 52,2 por ciento en el gasto.

El MEM atribuyó el aumento a tensiones geopolíticas, que incluyen conflictos que afectan la infraestructura energética, la inestabilidad en Medio Oriente, las sanciones estadounidenses al petróleo venezolano y las interrupciones en rutas marítimas que afectan las cadenas globales de suministro. En ese contexto, el petróleo en Guatemala deja de ser un tema solo de producción para convertirse en un asunto de seguridad energética.

Precios al consumidor: diésel casi se duplicó

Los precios en las gasolineras reflejan esa presión. Según el mismo reporte, el precio del diésel casi se duplicó, con un aumento del 96,5 por ciento desde enero de 2026, mientras que la gasolina regular y la superior subieron cerca de 60 por ciento. Estos incrementos afectan los costos de transporte, los precios de los alimentos y la inflación general.

El Congreso aprobó un programa de subsidio mediante el Decreto 21-2026, pero, según la nota, sus efectos estabilizadores estaban pendientes de implementación al momento de la publicación. Para los hogares y las empresas, la expectativa es que el subsidio alivie parcialmente el golpe, aunque no resuelve el problema de fondo.

Para los analistas del petróleo en Guatemala, la dependencia casi total de combustibles importados hace al país vulnerable a los vaivenes internacionales. Esa vulnerabilidad es uno de los argumentos que utilizan quienes defienden mantener alguna forma de producción nacional, mientras que otros sostienen que la prioridad debe ser diversificar la matriz energética.

Etanol y diversificación: el rol del E-10

La respuesta a la dependencia del petróleo importado incluye otras estrategias. El ministro Barrios mencionó en julio que la mezcla de etanol en la gasolina, conocida como E-10, estaba programada para iniciar el 21 de agosto, y aseguró que toda la cadena de suministro estaba verificada. También subrayó la equivalencia técnica entre el combustible actual y el mezclado.

Guatemala cuenta con una industria azucarera que produce etanol, lo que abre la posibilidad de sustituir parte de la gasolina importada con un biocombustible local. Si la medida se implementa de forma eficaz, podría reducir ligeramente la factura petrolera y generar ingresos en el sector agroindustrial.

En paralelo, el ministro destacó que la transmisión eléctrica es un cuello de botella, porque los permisos municipales y los derechos de paso retrasan proyectos que podrían ampliar la generación. Todo ello forma parte de una discusión más amplia sobre cómo reducir la dependencia de los hidrocarburos.

Qué opinan los distintos sectores sobre el petróleo en Guatemala

Las posturas sobre el petróleo en Guatemala están divididas. Organizaciones ambientales celebran el fin de la explotación dentro de Laguna del Tigre y piden que el cierre se haga con los más altos estándares, con restauración efectiva y transparencia en los contratos. Argumentan que los beneficios económicos no justifican el riesgo para un ecosistema único.

Del lado de los sectores que defienden el petróleo en Guatemala como industria, se subraya el impacto en las regalías, los empleos y la autonomía energética. Un exviceministro del ramo, Jorge García Chiu, afirmó que la industria petrolera enfrenta un posible cierre total, porque no hay un reemplazo viable para la producción de Xan, que representaba cerca del 85 por ciento del total nacional.

Entre ambas posiciones, el gobierno ha planteado diálogos con la sociedad civil, autoridades locales y sector privado para decidir el futuro de la infraestructura y evaluar una eventual modernización de la exploración. La clave será encontrar un equilibrio entre protección ambiental, ingresos fiscales y seguridad energética.

Qué viene para el petróleo en Guatemala

El camino inmediato es claro: adjudicar y ejecutar el cierre técnico del Campo Xan, con un costo cercano a los 48,4 millones de dólares y un calendario de tres años. Después, el Estado deberá decidir si el petróleo en Guatemala conserva alguna actividad, si explora nuevas áreas fuera de zonas protegidas o si cierra definitivamente el capítulo.

Para el petróleo en Guatemala, el futuro depende de decisiones políticas y regulatorias. Hay que actualizar la Ley de Hidrocarburos para incluir requisitos de cierre ambiental, definir un modelo de contratación transparente y resolver el destino del oleoducto. También habrá que decidir cómo compensar la pérdida de regalías en los municipios.

Mientras tanto, y más allá del petróleo en Guatemala como industria, la prioridad para los hogares y las empresas es otra: contener el costo de los combustibles. El debate sobre el petróleo en Guatemala, por tanto, tiene dos dimensiones que se cruzan: la de la producción local que se apaga y la del consumo que depende cada vez más de mercados internacionales volátiles.

Preguntas frecuentes sobre el petróleo en Guatemala

¿Guatemala todavía produce petróleo? El Campo Xan, que aportaba cerca del 80 por ciento de la producción, está inactivo desde el 13 de agosto de 2025. Las autoridades mantienen sus 59 pozos con tapones temporales mientras se define el cierre técnico.

¿Cuánto costará cerrar el campo? El MEM proyecta Q370.7 millones, unos 48,4 millones de dólares, en tres años: Q148.4 millones en 2026, Q116.9 millones en 2027 y Q105.4 millones en 2028.

¿Quién es el ministro de Energía y Minas? Erwin Rolando Barrios Torres, quien asumió el 2 de julio de 2026 en sustitución de Víctor Hugo Ventura.

¿Cuánto aumentó la factura petrolera? 40,8 por ciento entre enero y julio de 2026, con un gasto cercano a 3.600 millones de dólares y un alza de 52,2 por ciento en diésel.

¿Se puede extraer petróleo en áreas protegidas? El gobierno sostiene que no, y ese fue uno de los argumentos para no prorrogar el contrato con Perenco.

Lo que está en juego para las comunidades y los municipios

El petróleo en Guatemala no solo se mide en barriles y dólares. En Petén y otros departamentos, las regalías petroleras alimentaron durante años presupuestos municipales, proyectos de infraestructura y programas sociales. El fin del contrato abre incertidumbre sobre cómo se reemplazarán esos ingresos, especialmente en comunidades que dependían de ellos para obras básicas.

Las autoridades han planteado diálogos con sociedad civil, gobiernos locales y sector privado para decidir cómo aprovechar la infraestructura heredada, que incluye una pista de aterrizaje, una clínica y un transbordador sobre el río San Pedro. La discusión sobre el uso futuro de esos activos será clave para dar continuidad a servicios que las comunidades vecinas han utilizado durante décadas.

Del mismo modo, los trabajos de cierre y restauración podrían generar empleo temporal en la región, siempre que el proceso de contratación incluya criterios claros y supervisión ambiental efectiva. Aprovechar esa oportunidad sería una forma de que el final de la era petrolera deje beneficios tangibles a quienes vivieron de cerca la actividad.

Cómo seguir la información sobre el petróleo en Guatemala

Para quienes quieran seguir de cerca el petróleo en Guatemala, las fuentes oficiales son el Ministerio de Energía y Minas y el portal Guatecompras, donde se publican las licitaciones. Los medios económicos y nacionales, como Prensa Libre, Soy502 y La Hora, ofrecen seguimiento de los avances del cierre del Campo Xan y de los precios de los combustibles.

Se recomienda contrastar las cifras entre fuentes, porque los datos sobre producción y regalías varían según el momento y el emisor, y porque algunos reportes reflejan estimaciones o declaraciones en debates legislativos. En un tema técnico y político como este, la precisión importa.

El petróleo en Guatemala entra en una etapa de transición

El petróleo en Guatemala atraviesa una transición profunda. El Estado recuperó el Campo Xan tras 40 años de explotación, el campo permanece inactivo con 59 pozos en espera de cierre, la licitación para el cierre técnico sigue pendiente y el país paga cada vez más por importar combustibles, un contraste que resume la situación del petróleo en Guatemala.

El nuevo ministro de Energía y Minas, Erwin Barrios, enfrenta la tarea de ejecutar el cierre, resolver el futuro del oleoducto, impulsar alternativas como el etanol y mejorar la infraestructura eléctrica. Los desafíos del petróleo en Guatemala son grandes, pero también lo es la oportunidad de reordenar el sector con reglas más claras y mayor protección ambiental.

En definitiva, el petróleo en Guatemala ya no se mide solo en barriles, sino en decisiones: cómo cerrar bien un campo en una reserva natural, cómo proteger a los consumidores de los precios internacionales y cómo construir una matriz energética más sólida. De esas decisiones dependerá el rumbo del sector en los próximos años.