La expansión de Petrotal: la inversión en Loreto el 2025 y sinergias entre lotes

El mayor productor de petróleo de Perú, Petrotal, busca ejecutar el 2025 el anunciado proyecto de US$260 millones en el Lote 95 (Loreto). Explora sinergias entre otros lotes incorporados recientemente en la selva peruana. Entérese de los detalles.

En el segundo trimestre de 2024, Petrotal se mantuvo como el principal productor (45%) de petróleo en Perú con un promedio de 18,290 barriles por día (bopd, por sus siglas en inglés) en el Lote 95 (Loreto) y concretó la adquisición del Lote 131 (Ucayali, Huánuco y Pasco) de Cepsa, así como la absorción de Petrolífera Petroleum del Perú, que explora el Lote 107 (Huánuco y Pasco), en línea con su anunciada expectativa de expansión. A partir de estos hitos, la empresa proyecta ahora a una mayor producción, sinergias entre operaciones y la ejecución de su anunciada inversión en instalaciones por US$260 millones desde el 2025. Conozca los planes de la compañía, en entrevista con Guillermo Flórez, gerente general de la compañía.

¿Cuáles fueron los hitos de la operación el primer semestre?

Cerramos el acuerdo para adquirir a Cepsa Peruana, que tiene la concesión del Lote 131 y en donde produce el campo Los Ángeles. Es relativamente pequeño, de 800 barriles por día, y tenemos planes, una vez que tomemos control y se aprueba el cambio de garante corporativo, para aumentar la producción de ese campo y aprovechar algunas sinergias con Lote 107 más el Lote 95 de Bretaña. Son algunos anuncios que no se han podido hacer, dependemos de la aprobación del garante corporativo que fue aprobada por Perupetro y está actualmente en el Ministerio de Energía y Minas (Minem) y queremos que salga lo mas pronto posible, idealmente en octubre.

En Bretaña hemos estado continuando la campaña de perforación, hemos anunciado los resultados hasta el pozo 19H y hemos logrado dos meses por arriba de 20,000 barrilles. En términos generales, el primer semestre en producción cerró muy cerca del presupuesto y guía que hemos dado de producción al mercado, y con respecto al año pasado, es crecimiento en producción de más de 20%.

¿Qué iniciativas tienen en marcha?

Estamos perforando el pozo 20H y esperamos completarlo a finales de septiembre. Una vez que terminemos y lo pongamos en producción anunciaremos la expectativa, que es seguir creciendo en las reservas y producción del campo Bretaña. Originalmente íbamos a perforar hasta el 19H y hemos logrado que se añadan otros.

¿Cuándo se perforarían los siguientes pozos?

Luego de este 20H, viene el 21H, 22H y 23H, terminamos a mediados del primer trimestre del próximo año.

¿Con ese adelanto, el capex será mayor este 2024?

A inicios de año habíamos anunciado un presupuesto de cerca de US$130 millones y en la nota de prensa que hemos sacado después de los estados financieros del segundo semestre anunciamos que esa inversión iba a elevarse, iba a estar cercana a US$160 millones.

¿Así, aumentarán la producción?

Ahora estamos enfrentando los retos de la época de la vaciante del rio, la producción ha estado un poco más limitada, estamos igual conforme a los planes, pero son niveles históricos a los cuales estamos llegando en el rio Ucayali y Amazonas.

Apuntamos a cumplir con la guía de producción, de entre 16,500 y 17,500 bpd de todo el año. El primer semestre se ha cumplido con esa guía, ahora estamos en época de vaciante, esta más dura y se ha adelantado, pero apenas mejore la condición del rio vamos a nuevamente incrementar la producción para ponerlos a nivel de guía de producción y terminar el año en el rango que habíamos anunciado.

¿Estarán condicionados por ese factor?

Con la aprobación de perforación hemos adelantado pozos que íbamos a perforar el próximo año. Entonces en la época que sube el río, vamos a poder tener más volumen de producción. En paralelo, venimos ampliando las capacidades de la planta. Hemos estado anteriormente muy restringidos en reinyección de agua y hemos perforado este año un pozo para reinyección (5W), para noviembre estimamos poder tener más bombas de reinyección.

Y para el próximo año, estamos esperando la aprobación de la modificación del EIA (MEIA) para gestionar los demás permisos secundarios y poder ampliar la planta, para completar el desarrollo del campo Bretaña.

Proyecto de ampliación de facilidades de planta

¿La ampliación de la planta es el proyecto que presentaron al Senace?

Está en Senace. Lamentablemente, la primera presentación del expediente en julio fue declarado como no admitido y lo hemos vuelto a presentar la semana pasada. Eso definitivamente va a afectar los tiempos de ejecución del proyecto, se retrasan inversiones que tenemos previstas y el crecimiento de Bretaña, que depende de este permiso.

El documento indicaba un aumento de producción a 50,000 bpd, ¿sería así?

Cuando uno gestiona los permisos no quiere quedarse corto, entonces tenemos una holgura considerable. En la presentación corporativa mostramos una expectativa de ir a 25,000 a 30,000 barriles, son los planes de la compañía.

¿La inversión se mantiene?

Los términos no los hemos cambiado, hemos ajustado las observaciones que eran escalas de planos y firma de un especialista, pero no hemos cambiado planes de inversión.

¿Así, hacia qué periodo esperarían iniciar la ejecución?

El próximo año. Ya vamos a estar haciendo el presupuesto para el próximo año y vamos a incluir todas estas ejecuciones.

Entonces, ¿será un capital mayor al 2024?

Será más capital destinado a facilidades de producción. La perforación de pozos se ha adelantado y gran parte se hará este año, entonces el próximo año la principal inversión estará orientado a facilidades de producción.

¿El presupuesto estimado de US$260 millones se ejecutará solo el 2025?

Tendrá más de un año, vamos creciendo modularmente, habrá inversiones el próximo año y años siguientes también.

La operación de Lotes 131 y Lote 107

En el Lote 131, ¿cuáles son los planes?

Tenemos planes de aumentar la producción, no podemos dar mucho detalle porque no hemos tomado control del activo, pero hay algunos planes ahora. No es un campo tan grande como Bretaña, es algo más pequeño. La toma de control está sujeta a la publicación del decreto supremo aprobando el cambio de garante corporativo.

¿Eso vendría este año?

Estamos apuntando a que se concrete para octubre. Hay unos tiempos que están ya normados y se están cumpliendo. La primera fase ya se obtuvo, que es la aprobación del directorio de Perupetro y ahora el expediente está en el Minem.

¿Ven sinergias con el Lote 107?

La distancia entre el campo Los Ángeles (Lote 131) y Lote 107 es cerca de 120 km, están muy cerca. Estamos viendo ya toda una estrategia de desarrollo integral para más adelante. El 107 está en exploración y se espera que el crudo ahí sea liviano, parecido al crudo del campo Los Ángeles.

¿Aprovecharían alguna infraestructura de Los Ángeles para el Lote 107?

Se podría, hay que evaluarlo mas adelante. Hay que hacer trabajos técnicos.

¿Ven otros lotes en Perú y otros pauses?

Sí, queremos lograr ese crecimiento continuando con plan de desarrollo, ahí es importante el MEIA de Bretaña y ver oportunidades en otros países.

¿Les interesa licitaciones de Perupetro?

Si, también vemos alternativas en Perú. Además, la idea es enfocarnos en la región, pero no dejamos de ver otros países donde se presenten oportunidades.

¿Les interesa alguna operación de gas?

LNo descartamos entrar a algún tipo de operación o adquirir alguna empresa que tenga gas y petróleo también, si es una buena oportunidad. Los lotes 131 y 107 son de crudos livianos con lo cual no esperamos que venga gas.

Transporte de crudo

¿El despacho vía Ecuador viene marchando bien?

Sí, porque se lograron todos los permisos, se concluyeron todas la obras y adecuaciones, ya las primeras barcazas deben estar llegando a puerto de Pompeya (Ecuador) a inicios de septiembre y eso será un hito muy importante. Lo hemos hecho en un momento crítico de los niveles del río, eso nos ha dado mucha información y podremos al final del piloto tomar ciertas conclusiones. En Brasil empezó así, la vía de evacuación empezó con un piloto de 120,000 barriles. Fuimos adecuando mejoras, luego hicimos otra venta y luego entramos a un contrato permanente con picos por arriba de 620,000 barriles por mes. Entonces la idea es ir paso a paso y abrir un nuevo mercado.

Hoy, ¿por dónde despachan principalmente?

El 90% de nuestra producción sale vía Brasil. El otro 10% se vende en la refinería de Iquitos, lo que estamos haciendo es buscar otras rutas comerciales que nos permitan diversificar, pensando en el crecimiento de la producción de próximos años.

¿Retomarán el despacho vía el Oleoducto Nor Peruano (ONP)?, ¿qué condiciones requieren?

El ONP lo han estados usando, Petroperú anunció que ha estado bombeando. Lo que estamos esperando, trabajando e impulsando son algunas mejoras que le den mayor confiabilidad a esta ruta y estamos tratando de resolver algunos aspectos comerciales y financieros para que las ventas se puedan realizar. Hemos hablado con Petroperú y el Minem.

¿Hay mejoras por hacer en el sector de hidrocarburos?

Hay siempre un pendiente por trabajar en mejoras de permisos. Los tiempos a veces son muy extensos. Hay algunas modificaciones que se sugieren tomando como analogía la minería, en donde la duración de los contratos va hasta la vida útil de las reservas. En petróleo, son 30 años; y 40 años para el gas. A veces esos periodos, por demora de permisos, no permiten hacer todas las inversiones, hemos pedido que se revise esa duración o ver la forma de extender los contratos y ajustar, en algunos casos, las regalías.

Ustedes habían impulsado el Fondo 2.5, ¿cómo va eso?

Es un fondo permanente de desarrollo, hemos aportado más de US$18 millones y estamos colaborando para efectivizar la ejecución de proyectos de mejora de infraestructura.

Fuente: Gestión