Sáb. Jun 15th, 2024

Petrotal, entre el retorno a exploración en Loreto y compras en la región

En seis años de operación, Petrotal se convirtió en el mayor productor de petróleo del Perú, con 50% del volumen nacional el 2023. La compañía, domiciliada legalmente en Canadá y con sede corporativa en Estados Unidos, enfoca sus operaciones en Perú con la producción en el campo Bretaña, en el Lote 95 (Loreto). Luego de seis años, proyecta una nueva exploración en dicho yacimiento, reconociendo a priori la posibilidad de encontrar hasta cuatro nuevos depósitos similares de hidrocarburos. En entrevista con su gerente general, Guillermo Flórez, conozca la perspectiva de este proyecto y la estrategia corporativa a largo plazo, que incluye inclusive compras.

¿Cuál es el balance del 2023?

Ha sido un año muy positivo. En el tercer trimestre tuvimos algunos retos por los bajos niveles del río que nos impidieron llenar las barcazas a su máxima capacidad. Estuvimos restringidos en producción y promediamos cerca de 11,500 barriles por día (bpd), pero el segundo trimestre fue record.

¿Cuáles fueron esos picos en ese trimestre?

Reportamos un promedio de 19,000 bpd y ya hoy día se están cumpliendo casi dos semanas de producción por encima de 20,000 bpd. La producción de Petrotal representa el 50% del producción nacional y esperamos cerrar el año habiendo producido poco más de 5 millones de barriles, con lo cual vamos promediar alrededor 14,300 bpd en el año, creciendo en doble digito.

¿Qué factores fueron claves?

Hemos incorporado barcazas a la flota de exportación para vender más barriles. El hecho de haber tenido casi ninguna paralización por conflictos sociales ha ayudado muchísimo, es una clara demostración que la propuesta del Fondo Social 2.5 para llevar desarrollo está dando resultados. Le damos a la población el 2.5% de nuestros barriles fiscalizados, siempre y cuando no haya afectación a las operaciones.

¿También hubo inversiones para aumentar la producción?

Este año vamos a cerrar con cerca de US$ 120 millones invertidos, y con eso, en estos casi seis años de operación, debemos haber invertido en total cerca de US$ 500 millones y eso nos ha permitido seguir con el programa de perforación. Estamos hoy perforando el pozo 16 H, productor de petróleo. Es el primero en una nueva plataforma y esperemos ponerlo en producción a inicios del 2024.

Proyecciones 2024

¿Cuál es la perspectiva de producción para el 2024?

Estará sujeto a aprobación de presupuesto de nuestra casa matriz, que está en la Bolsa de Toronto, Londres y en Estados Unidos. No hemos publicado aun el presupuesto, pero estamos viendo inversiones de US$ 140 millones o US$ 150 millones, y esperamos seguir incrementando la producción.

¿Qué iniciativas comprendería este capex preliminar?

El principal proyecto es la perforación de pozos, cada pozo de petróleo son US$ 15 millones, estamos viendo perforar al menos cuatro pozos. Luego está la ampliación de la planta (instalaciones para extracción de petróleo, separación de líquidos y reinyección de agua), algunas optimizaciones y la novedad es un programa exploratorio en el Lote 95, es correr sísmica 2d en 1,200 km, que esperamos empezar a fines de tercer trimestre o inicios del cuarto trimestre, dependiendo de cuando tengamos el permiso.

¿Después de cuánto tiempo se explorará el lote?

De seis años. Cuando Petrotal adquiere los activos de Gran Tierra en Perú, la empresa había perforado el pozo 1XD, pero nunca había hecho pruebas de producción y nuestro primer proyecto fue ese, logramos hacerlo en solo cinco meses. Ahora en el 2024 proyectamos hacer sísmica, que es parte de la fase exploratoria.

Por el conocimiento del yacimiento, ¿cuál es la expectativa?

Son seis años de experiencia como Petrotal, pero el equipo técnico es muy experimentado, ha trabajado en diversas operaciones del mundo, con experiencia en la cuenca Marañón. Ellos consideran que podríamos encontrar en el Lote 95 unos tres o cuatro ‘Bretañas’ adicionales, con lo cual la producción de Petrotal podría alcanzar los 70,000 o 100,000 bpd.

Sería un salto importante de producción…

Hemos llegado a producir en el campo Bretaña unos 26,000 bpd en el Lote 95, podríamos encontrar unos tres o cuatro campos similares adicionales. Evidentemente hay que invertir. En Perú se hablan de proyectos mineros de US$ 4,000 millones, pero este proyecto cuando lo ves de manera integral podría llegar a alcanzar esos niveles de inversión.

¿En qué sentido?

En el Lote 95 ya estamos alcanzando los US$ 500 millones (en seis años), pero el operador anterior había invertido más de US$ 300 millones. Si hay que replicar inversiones en el sur del lote, podríamos hablar de US$ 4,000 millones en el futuro.

¿Cuántos años puede tomar llevar la exploración a una etapa de producción?

En la fase exploratoria, iniciaremos la sísmica el 2024 para terminar de correrla el 2025, luego hay que analizar la data y luego de permisos podríamos perforar el primer pozo exploratorio que no sea en Bretaña para el 2026.

Solo el 2024, ¿la producción será mayor al 2023?

Será superior a los 14,000 bpd de este año, pero hay épocas de sequias, hay épocas de mantenimiento la planta, no es que produzcas barriles todo el tiempo. Hay que ampliar la planta para manejar mayor volumen de fluido, y más adelante podremos mantener el promedio de cerca de 20,000 bpd.

¿Qué otros proyectos tienen?

Tenemos un proyecto que implementaremos en el primer trimestre del próximo año para generar energía para la operación, a partir del gas que viene del yacimiento. La industria petrolera moderna sostenible es un actor principal de la generación de energía. Somos energía que genera bienestar. La selva es una zona muy remota, había que ser partícipes del desarrollo.

¿De qué manera?

Acabamos de publicar nuestro tercer reporte de sostenibilidad sobre el 2022 y el feedback que hemos recibido es muy bueno, con proyectos de asistencia técnica, de producción de paiche y otros. Tenemos proyectos como haber invertido en expedientes técnicos para construcción de paneles solares y motores para generar energía solar. Este año se han aprobado otros 16 expedientes para plantas de generación solar.

De igual manera, impulsamos el cambio de ley que regía la distribución de canon en Loreto, se aprobó y será similar a otras regiones del país, donde el distrito productor recibirá 10%. Hoy Puinahua recibe el 0.33% del canon, para ellos es casi indistinto.

De compras en la región

¿Qué acciones clave alistan para los siguientes años?

Hemos definido una visión para alcanzar un valor en bolsa de US$ 2,000 millones para el 2030. Hoy –sujeto a variación de precio del petróleo- estamos cotizando en cerca de US$ 550 millones, es crecer casi por cuatro.

¿Cómo se logrará?

No lo haremos únicamente con nuestros proyectos de manera orgánica, tendremos un foco puesto en la región, para crecer a través de alguna posible adquisición, o participando de alguna licitación en países vecinos. Luego, en la parte exploratoria en Lote 95 está el proyecto de sísmica y pozo exploratorio, y luego tenemos Lote 107 (Huánuco), y ahí estamos con los permisos y viendo si atraemos algún socio para perforar el pozo exploratorio.

En compras, ¿también miran al Perú?

Siempre hemos estado mirando y vamos a estar evaluando cualquier oportunidad que se presente, entonces puede ser Perú, como también Colombia o Ecuador. La cuenca Marañón es la misma con Ecuador y Colombia. La gran diferencia es que Colombia produce cerca de 700,000 bpd y Ecuador cerca de 450,000 bpd, han podido llegar a perforar muchísimos más pozos que nosotros en la selva.

En Huánuco, ¿se han acercado a potenciales socios?

Sí se ha mostrado bastante interés. El potencial es muy grande y tenemos diferentes empresas mirando proyecto. Estamos gestionando la modificación del estudio de impacto ambiental para poder perforar el pozo exploratorio que el equipo técnico ha seleccionado.

¿Sería solo petróleo o también gas?

Debería ser petróleo liviano, con algún tipo de gas asociado y gas líquido. En la selva norte, hay campos que requieren diluyente y este petróleo liviano (del Lote 107) podría ayudar a que esa reserva de crudo más pesado (del Lote 95) se pueda desarrollar.

Operación logística y transporte

¿Cómo viene el despacho vía Brasil?

Hoy en día vendemos cerca de 2,000 bpd o 1,500 bpd a Iquitos, donde hay una refinería regional operada por Petroperú. El restante se va vía Brasil, le vendemos a un trader y el mercado final puede ser el Caribe o Asia, distintas partes de mundo, pero cerca del 90% de la producción es evacuada por el Amazonas hasta el Atlántico.

Y el oleoducto peruano, ¿ven factible volver a emplearlo?

Hemos mencionado la intención de llevar crudo al oleoducto, esperamos que el esfuerzo técnico de Petroperú y la investigación a la banda denominada “Los Crudos” ayuden a mejorar la confiabilidad de este activo crítico. Será importante para poder en el futuro desarrollar esos otros campos. Si uno llega a producir 70,000 bpd o 100,000 bpd, necesita múltiples rutas de evacuación. Estamos probando un piloto de exportación vía Ecuador que esperamos concretar a inicios del próximo año.

¿Qué fundamentos ven para el petróleo a futuro?

La Conferencia de las Partes (COP) de las Naciones Unidas ha mencionado que en la transición se debe evitar el consumo o producción de petróleo. Nosotros como Petrotal, operando con respeto al medio ambiente y visión en materia de sostenibilidad, creemos que esta industria es jugador clave en este gran reto de transición energética y en el primer objetivo de las Naciones Unidas de eliminar la pobreza.

¿Y en precios se espera algo estable?

Al ser un commodittie, el petróleo está evidentemente afectado y con la situación mundial donde lamentablemente existen dos guerras al mismo tiempo, hay mucha volatilidad. Además, se habla de una recisión, que China no crece tan rápido como se esperaba. EE.UU. tiene producción record, pero por lo último que hemos visto, consideramos que el precio del petróleo Brent oscile entre US$ 75 y US$ 83 por barril.

Josimar Cóndor – Gestión

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