La perforación del pozo horizontal 25H marca el inicio de una nueva etapa de desarrollo que busca recuperar una producción cercana a los 20 000 barriles de petróleo por día.

PetroTal retomó el 21 de setiembre la perforación de pozos de desarrollo en el Campo Bretaña, ubicado en el Lote 95, una semana antes de lo previsto en su cronograma inicial, que contemplaba reiniciar estas actividades durante octubre.

El programa considera la perforación de ocho nuevos pozos, incluido el pozo horizontal 25H, con los cuales la compañía proyecta incrementar de manera significativa su producción durante los próximos 12 meses.

El pozo 25H es el vigésimo pozo horizontal perforado por PetroTal en el Campo Bretaña y el primero ejecutado con la plataforma E-2027. La compañía estima que los trabajos de perforación y completación demandarán alrededor de ocho semanas, con una inversión aproximada de US$15 millones.

Manolo Zúñiga, presidente y CEO de PetroTal, indicó que el reinicio de las actividades de perforación representa el resultado de varios meses de trabajo del equipo de operaciones y constituye un paso inicial para recuperar y sostener una producción de alrededor de 20 000 barriles de petróleo diarios (bopd).

Capacidad de inyección de agua alcanza 190 000 barriles diarios

La capacidad promedio de inyección de agua del Campo Bretaña se elevó a 190 000 barriles por día, luego de culminar a comienzos de setiembre la estimulación de los pozos reinyectores. Según la empresa, estos trabajos se realizaron sin incidentes ni contratiempos.

Este incremento en la capacidad de inyección contribuyó al desempeño productivo registrado durante setiembre. En dicho mes, la producción promedio del Campo Bretaña llegó a 11 960 bopd, unos 600 barriles diarios más que el promedio alcanzado en agosto.

PetroTal supera los S/128 millones de aportes al Fondo 2.5

Entre enero de 2022 y agosto de 2026, PetroTal destinó más de S/128 millones al Fondo Permanente para el Desarrollo del Distrito de Puinahua, conocido como Fondo 2.5.

Raúl Farfán, vicepresidente de Sostenibilidad de PetroTal, destacó que la utilización adecuada de estos recursos puede contribuir al cierre de las brechas existentes en el distrito, estimadas en alrededor de 80%.

El ejecutivo también señaló la importancia de recuperar el modelo original del fondo, que contemplaba destinar el 40% de los recursos al ahorro para la etapa posterior a la actividad petrolera.

Por otro lado, las transferencias correspondientes al canon y sobrecanon petrolero para la Municipalidad Distrital de Puinahua alcanzaron S/16.3 millones entre enero y agosto de 2026, de acuerdo con información del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF).

Estos recursos son utilizados para financiar obras públicas y tienen como principal fuente la producción generada por el Campo Bretaña.

• Carlos Bianchi, presidente de la SGP, advirtió que la caída de la producción y la limitada exploración mantienen una elevada dependencia de las importaciones. Según las cifras expuestas, el país produce alrededor de 40,000 barriles diarios frente a una demanda interna de 250,000 barriles por día.

La Sociedad Geológica del Perú (SGP) advirtió que la dependencia de hidrocarburos importados representa un desembolso de entre US$12,000 millones y US$13,000 millones al año, en un escenario marcado por la caída de la producción nacional y una reducida actividad exploratoria.

Así lo señaló Carlos Bianchi, presidente de la Sociedad Geológica del Perú, durante el panel “El rol de los hidrocarburos en la agenda energética del país”, realizado en el marco del XXIII Congreso Peruano de Geología.

Bianchi indicó que actualmente el Perú produce alrededor de 40,000 barriles diarios, mientras necesita aproximadamente 250,000 barriles por día para satisfacer su demanda interna.

La diferencia alcanza los 210,000 barriles diarios, volumen que, según explicó, debe ser cubierto mediante importaciones.

Hasta US$13,000 millones por importaciones

“Producimos 40, necesitamos 250 mil por día para satisfacer nuestra demanda interna. Esos 210 mil los tenemos que importar”, sostuvo Bianchi.

Según las cifras presentadas por el presidente de la SGP, esta dependencia genera un desembolso cercano a US$12,000 millones o US$13,000 millones anuales.

Tomando como referencia los datos expuestos durante el panel, la producción nacional equivaldría aproximadamente al 16% de la demanda interna señalada, dejando una brecha equivalente al 84%.

Bianchi vinculó este escenario con el descuido de la exploración y sostuvo que el país necesita acelerar la búsqueda de nuevos recursos para reducir progresivamente su dependencia externa.

Perú mantiene solo cinco lotes de exploración

El representante de la SGP señaló además que el país cuenta actualmente con apenas cinco lotes de exploración y de 3 de ellos pertenece a una sola empresa, Anadarko-OXY, pese a disponer de diferentes áreas con potencial de petróleo y gas.

A su juicio, los permisos continúan demandando extensos periodos y han contribuido a generar un círculo de menor actividad exploratoria que se arrastra aproximadamente desde 2011.

Bianchi sostuvo que el debate debe pasar de reconocer el potencial del territorio a definir acciones concretas que permitan ejecutar nuevas campañas exploratorias.

Un nuevo pozo podría tardar hasta 15 años

Como ejemplo de las dificultades existentes, Bianchi estimó que, si actualmente se firmase un contrato en un área como Madre de Dios, bajo las condiciones actuales el primer pozo exploratorio podría perforarse recién dentro de 15 años.

También alertó sobre la existencia de descubrimientos que permanecen sin desarrollo comercial. Mencionó hallazgos de gas realizados en 2006, gas condensado descubierto en 2008 en áreas del norte y petróleo liviano identificado en Situche, en la cuenca Marañón.

Para Bianchi, estos descubrimientos pueden representar éxitos desde el punto de vista geológico, pero mientras permanezcan en el subsuelo no contribuyen a incrementar la producción que necesita el país.

En ese contexto, la Sociedad Geológica del Perú planteó la necesidad de acelerar la exploración y convertir los recursos descubiertos en producción comercial, especialmente frente a una brecha de 210,000 barriles diarios y un costo de importación que, según las cifras presentadas durante el panel, puede alcanzar los US$13,000 millones al año.

La petrolera estatal destacó que el cambio de perspectiva se produce tras mejorar su posición de liquidez y concretar un desembolso puente de US$ 475 millones proveniente de la banca internacional.

Moody’s Ratings modificó de negativa a positiva la perspectiva crediticia de Petroperú, mientras mantuvo en Caa1 la calificación corporativa de la compañía, en medio de las medidas implementadas para fortalecer su liquidez y avanzar en su proceso de reestructuración financiera.

El cambio se produce luego de que Petroperú concretara un primer desembolso puente de US$ 475 millones proveniente de la banca internacional, como parte de una operación de financiamiento de hasta US$ 2,000 millones.

Los recursos serán canalizados mediante un fideicomiso administrado y supervisado por ProInversión y estarán destinados a necesidades operativas como la adquisición de crudo, servicios esenciales y otras obligaciones vinculadas con la continuidad de las operaciones.

Según destacó la propia agencia Moody’s, estos recursos controlados contribuirán a normalizar las relaciones con proveedores estratégicos e incrementar la disponibilidad de materia prima para la Refinería Talara, favoreciendo mayores niveles de eficiencia y rentabilidad en el downstream (refinación y comercialización).

Petroperú busca fortalecer su liquidez

El mecanismo se desarrolla bajo el Decreto de Urgencia N.° 003-2026, que encarga a ProInversión liderar y estructurar el proceso y establece que los flujos provenientes de la operación sean canalizados mediante uno o más fideicomisos.

Según Petroperú, Moody’s considera que una mejora de la liquidez, el respaldo de sus accionistas y el acceso a fuentes de financiamiento de mayor plazo podrían contribuir a fortalecer gradualmente su perfil crediticio durante los próximos 12 a 18 meses.

La empresa señaló además que continuará ejecutando su plan de fortalecimiento financiero y operativo, con el objetivo de mejorar su desempeño, asegurar la continuidad de sus operaciones y recuperar progresivamente su participación en el mercado de combustibles.