Para seguir impulsando sus operaciones en Perú, Petrotal reafirma su apuesta por nuevos proyectos con un presupuesto de US$ 140 millones en 2025 en los campos de petróleo Bretaña (Lote 95 en Loreto) y Los Ángeles (Lote 131 en Huánuco y Ucayali). Sin embargo, la producción y las inversiones podrían registrar cambios ante un factor internacional: el precio del crudo a la baja. Conoce los planes de la compañía, en entrevista con su gerente general, Guillermo Flórez.
¿Cómo viene la operación este año?
Hemos anunciado hace pocos días que logramos producción y venta récord por encima de los 23,000 barriles (por día), gracias a que a través de un proyecto habíamos logrado instalar la capacidad para manejar hasta 26,000 barriles de petróleo. Nos mantenemos dentro de la guía de producción, en el primer trimestre hemos estado por encima de los 22,000 barriles (por día, en promedio) que habíamos comunicado y estamos muy atentos a cómo se desenvuelve el precio del petróleo porque está en niveles por debajo del momento con el que corrimos en el presupuesto del año.
¿Qué impacto puede tener ese factor?
Vamos a estar monitoreando y felizmente PetroTal tiene la capacidad y flexibilidad de aprobar o diferir proyectos y, si fuese el caso, tendremos que revisar la guía de producción, pero por el momento no es el caso.
¿Qué proyectos vienen?
Tenemos varios proyectos en cartera, ahora tenemos dos campos, tanto el campo Bretaña (Lote 95) como Los Ángeles (Lote 131). El presupuesto que habíamos anunciado era US$ 140 millones aproximadamente. En el 131 queremos perforar pozos de desarrollo y será posible gracias a un acuerdo que se ha logrado con Perúpetro.
En Bretaña estamos a la espera de la aprobación de la modificación del gestor de impacto ambiental que va a permitir también inversiones para ampliar la planta, ampliar la zona donde se ubican los pozos, porque queremos seguir perforando pozos de desarrollo en Bretaña. De igual manera, tenemos un proyecto muy grande, emblemático, que es el de control de erosión.
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¿Qué falta para iniciar estas iniciativas?
En el caso del Lote 131, estamos esperando la aprobación del informe técnico sustentatorio (ITS); y en el caso de Bretaña, la aprobación de la modificación del estudio de impacto ambiental (MEIA).
¿Cuál es la expectativa en el Lote 131?
El campo de Los Ángeles actualmente ha venido promediando cerca de 600 barriles por día y tenemos expectativas de subir la producción. Este campo tiene una capacidad de planta instalada de hasta 5,500 barriles por día, así que vamos a ver cómo resulta la perforación de estos nuevos pozos y la intervención de los pozos existentes para aumentar la producción.
Guillermo Flórez, gerente general de PetroTal, cuenta los proyectos en marcha en sus operaciones en Perú.
FOTOS: ALESSANDRO CURRARINO / EL COMERCIO
¿Y en el campo Bretaña?
La idea es estar dentro de la guía de producción. Este año se verá el presupuesto para los próximos años. Estamos a mitad de camino, como decimos, en el desarrollo de la Reserva 2P, probadas y probables.
Según la última certificación son 40 pozos productores, tenemos 24 pozos productores y cada cuatro pozos productores se requiere un pozo inyector (de agua). Entonces ahí hay cerca de US$ 500 millones adicionales que pensamos invertir para poder desarrollar al máximo este campo.
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¿Los permisos para estos proyectos llegarían el segundo semestre o todavía podrían tomar un poco más de tiempo?
No, la expectativa es que el ITS y el MEIA salgan muy pronto para poder seguir invirtiendo.
Así, ¿comenzarían de todas maneras el segundo semestre con ambos proyectos?
Bueno, la intención siempre está sujeta a los permisos. Hemos hablado justamente que hay una necesidad para revisar y optimizar los procesos relacionados a permisos acá en el país, porque en muchos casos perdemos competitividad versus otros países. Entonces ya son procesos, permisos que vienen en su etapa final, habiéndose pasado por las diversas interacciones, incluyendo levantamiento de observaciones.
Exploración de petróleo en la selva peruana
¿Qué iniciativas tienen en materia de exploración?
Tenemos un portafolio de exploración en el Lote 95, que tiene 345,000 hectáreas. Nosotros solamente operamos en una pequeña parte del lote, solamente un campo. Hay otros lotes de la selva que tienen 16, 12, 8 campos. Creemos que vamos a poder encontrar algunos campos similares a Bretaña en el futuro. Es necesaria la exploración, es necesario que los permisos se agilicen.
Y saludamos la iniciativa que tiene el Minem, que está planteando permisos para agilizar la exploración, tanto de sísmica como de pozos exploratorios, incluyendo las pruebas de producción. Eso es necesario porque hace mucho tiempo que no se perforan pozos exploratorios y se requieren para aumentar las reservas, reponer reservas y aumentar producción.
¿Este año tienen proyectos de pozos exploratorios en Bretaña?
No, no tenemos ningún pozo exploratorio en Bretaña. Es un campo que viene siendo desarrollado. Lo que tenemos en el lote era la posibilidad de hacer sísmica, pero no se ha obtenido aún (el permiso). Y estamos viendo la posibilidad de perforar algunos pozos que se llaman slimholes, que son pozos estratigráficos, que te pueden dar una mayor claridad también de la presencia de hidrocarburos. Y a partir de ellos, redefinir el programa de sísmica. Entonces, en el 95 tenemos estas alternativas.
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¿Y en el Lote 131?
Hay horizontes, arenas y formaciones más profundas que podríamos explorar. Y si son positivas, podríamos tener una buena historia que contar en el futuro con dos convenios de evaluación técnica que hemos firmado en áreas muy cercanas al 131. Básicamente, lo que hemos hecho es sumarle áreas al campo Los Ángeles y reconstruir lo que era originalmente el lote 131. Entonces, ahí esperamos hacer algún tipo de reprocesamiento de sísmica, principalmente.
¿La mayor intensidad en exploración se vería a partir del 2026?
No me quiero adelantar a planes de futuro. Estamos a la expectativa de obtener buenos resultados y poder aprobar algunos proyectos exploratorios.
En el Lote 107, ¿el avance es mucho más preliminar?
En el 107 seguimos buscando un socio que nos acompañe en el proyecto. Tenemos la meta de perforar dos pozos exploratorios antes de febrero del 2027, conforme al contrato de licencia. Nos mantenemos muy cautos, pero vemos que hay muchísimo potencial. Hay toda una zona, una cuenca por donde creemos que puede haber migrado el hidrocarburo y podríamos encontrar algo grande.
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Operación logística y precios
¿Cómo vienen transportando el petróleo del Lote 95?
Siempre vendemos una parte de nuestra producción a la refinería de Iquitos, que está operada por Petroperú. Y luego hemos batido récord de exportación en la ruta que va por el Amazonas y el Brasil hasta el Atlántico, y de ahí se exporta a otros mercados. Son las dos rutas que tenemos vigentes. Se hizo un piloto el año pasado para llevar crudo al Ecuador y se llegó a enviar solamente de una parte del lote que se tenía pensado.
Lamentablemente hubo factores externos de una vaciante histórica en los ríos de la selva norte y la barcaza casi no podía avanzar. Por el momento no tenemos pensado utilizar esta ruta.
¿Hay acercamientos con Petroperú para emplear el oleoducto norperuano?
En la actualidad no tenemos un contrato vigente de transporte de crudo. Estamos esperando poder sentarnos con Petroperú, ver las condiciones que sean apropiadas para poder llevar crudo al oleoducto.
De otro lado, ¿vienen monitoreando el precio del petróleo?
En esta industria es común revisar el precio de la forma diaria, varias veces durante el día. Lo bueno es que uno tiene mucha disciplina financiera, en manejo del capital como Petrotal, y es donde uno tiene control, mantener los costos operativos bajos y ser muy disciplinado con las inversiones.
Tenemos cobertura de precio de una parte de la producción del año, así que mantenemos la expectativa de que suba a niveles donde estábamos a inicio del año, que era por arriba de los US$70.
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¿En los resultados financieros del segundo trimestre se podría dar esta revisión de la guía de producción y de inversiones?
Sí, correcto. Cuando estemos anunciando los resultados del segundo trimestre, cuando posiblemente anunciemos cualquier cambio o confirmemos la guía de producción. Claro. Asumiendo los niveles de precios actuales, uno no sabe realmente cómo se va a mover el precio.
¿Esa coyuntura condiciona la visión de seguir expandiendo la presencia de la empresa?
Se mantiene en marcha, simplemente los análisis económicos como siempre se hacen con diferentes niveles de precios, ahí puede haber más o menos apetito por ciertos activos. Pero sí estamos siempre mirando oportunidades de crecer. No podría comentar al respecto, no hemos anunciado nada al mercado.
Bajo la figura de acuerdos de evaluación técnica, ¿han visto más oportunidades de reprocesamiento, de revisión de información geológica?
Por el momento, lo concreto es lo que tenemos. Estamos también viendo alguna posibilidad de otra área, en la selva. Pero por el momento con muchas expectativas de aumentar la producción en el 131 y tener oportunidades en estas dos áreas de las TEAS que tenemos, e ir paso a paso como nos gusta a nosotros.
¿Siempre en petróleo o también de gas?
En esta zona a veces puede ser que en horizontes más profundos tengamos o crudo liviano o condensados, o gas rico. Hay que ver que se tengan valores económicos, reservas comerciales para poner en valor esos recursos. Pero no es que estemos explorando específicamente por solo crudo o solo gas. Hay oportunidades que se pueden presentar.
De encontrar gas, ¿lo explotarían ustedes solos?
La expectativa sería poderlo manejar nosotros. Si hay alguien que le atraiga este activo, vamos a revisarlo. Entonces es cuestión de saber los volúmenes para poder desarrollar los planes. Pero tenemos alternativas.
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Regulación y tecnología
A nivel regulatorio, ¿qué asuntos se están discutiendo?
A través del gremio siempre venimos trabajando para poder homologar la aplicación de los contratos. Los contratos de gas son a 40 años, los de petróleo son a 30. Incluso debería hacerse como la minería, hasta que se agote las reservas. Además, se busca agilizar los procesos de permisos. Hay muchos casos en los que se tienen que revisar las regalías para ser más competitivos versus otros países.
Hay muchas cosas por hacer para mejorar el entorno y aumentar las inversiones.
En tiempos de entrega de permisos, ¿somos menos competitivos que Colombia y Ecuador?
Sí, sobre todo en exploración. Uno puede revisar los números de pozos exploratorios que se han perforado en Colombia y Ecuador y son cifras exorbitantes a comparación de lo que tenemos aquí en el país. Y es la única forma de poder encontrar nuevos recursos y desarrollar más campos es perforando pozos. No existen más alternativas y para ello es clave poder agilizar los permisos. En otros lados, en el pozo exploratorio se puede perforar con una declaración de impacto ambiental. Es lo que se está tratando de imitar aquí para agilizar sísmica en pozos exploratorios.
¿Se están apostando por algunas nuevas técnicas o tecnologías de operación?
Sí, siempre revisando la manera de optimizar la operación y los proyectos. Por ejemplo, habíamos anunciado que habíamos adquirido un taladro de última generación. Eso va a disminuir los tiempos de perforación. Es un taladro que se maneja casi como si se estuviera jugando PlayStation con un joystick. Actualmente estamos en la fase final del comisionamiento y esperamos que con este equipo se logren perforar pozos en tiempo récord.
Siempre estamos ahí viendo qué se puede implementar. Por supuesto, dejando a los grandes jugadores a hacer la investigación y tomando la mayoría de riesgos. Estamos atentos a ver qué tecnología podemos copiar e implementar en nuestras operaciones.
Para terminar, ¿los lotes en el mar del norte peruano son atractivos para ustedes?
No descartamos ningún activo, pero sabemos que tenemos una ventaja competitiva, por decirlo así, mayor expertise en operaciones remotas en la selva, con una propuesta de valor compartido, con generación de oportunidades para las comunidades y poblaciones cercanas. Y es donde estamos enfocados hoy en día.
