La petrolera estadounidense habría comunicado a Perupetro su intención de dejar su participación en los lotes Z-61, Z-62 y Z-63, frente a la costa norte. El principal factor sería el cambio de estrategia global de la compañía, que busca priorizar proyectos capaces de generar producción en plazos más cortos.

Una estrategia enfocada en resultados más rápidos

La eventual salida de Chevron responde, según la información proporcionada, a una reorientación de su estrategia comercial global. La compañía estaría priorizando mercados donde pueda desarrollar producción de crudo en menor tiempo y con procesos de exploración más expeditos.

En ese contexto, los extensos plazos asociados a la exploración offshore en el Perú representan un factor de menor atractivo para la multinacional. Los proyectos en el mar requieren completar estudios técnicos, ambientales y permisos antes de iniciar las actividades de perforación y avanzar hacia una eventual producción.

La decisión se produce menos de un año después de que Chevron ingresara formalmente al proyecto. En agosto de 2025, el Gobierno aprobó su incorporación a los lotes Z-61, Z-62 y Z-63, ubicados frente a la costa norte del país.

Chevron tiene 35% de participación

La participación de Chevron en los tres lotes alcanza el 35%, mientras que Westlawn Perú posee 30% y Anadarko mantiene el restante 35% y la condición de operador. La estructura se concretó luego de que Anadarko cediera parte de su participación para incorporar a los nuevos socios.

Estos bloques forman parte de la Cuenca Trujillo, considerada de interés para incrementar las reservas nacionales de petróleo y gas natural. Al momento de su ingreso, el proyecto era presentado como una oportunidad para atraer tecnología y capital internacional hacia la exploración del potencial hidrocarburífero del zócalo continental peruano.

Una inversión exploratoria que quedaría en espera

La salida de Chevron también pone en revisión los planes de inversión previstos para la campaña exploratoria. De acuerdo con la información proporcionada, inicialmente se estimaba una inversión conjunta de entre US$100 millones y US$150 millones, con actividades de perforación previstas hacia finales de 2026.

Ahora, Anadarko y Westlawn deberán evaluar el futuro de la participación que dejaría Chevron y determinar si asumen ese porcentaje, incorporan a un nuevo socio o modifican el cronograma de exploración.

El caso vuelve a poner en evidencia uno de los principales desafíos de la exploración petrolera en el Perú: la necesidad de acortar y hacer más predecibles los tiempos para desarrollar proyectos offshore, especialmente cuando las compañías internacionales comparan sus oportunidades de inversión con proyectos en otras jurisdicciones donde pueden obtener producción en plazos más cortos.

El OEFA realizó labores de supervisión ambiental tras un derrame de petróleo crudo registrado en el Oleoducto Norperuano, en Sechura, para evaluar los impactos.

El Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) desplegó especialistas a la provincia de Sechura, en la región Piura, para supervisar las acciones de respuesta frente a un derrame de petróleo crudo ocurrido en el Oleoducto Norperuano (ONP), infraestructura operada por Petroperú.

De acuerdo con la información proporcionada por la empresa estatal, el incidente se registró en el kilómetro 790+630 del Tramo II del ducto. Durante la inspección, se identificó una intervención ilegal en la infraestructura mediante una conexión clandestina compuesta por un dispositivo artesanal integrado por seis niples, un manifold colector, una válvula y una tubería de polietileno.

Según las verificaciones realizadas en campo, el derrame se produjo por un orificio en la tubería instalada de manera irregular, lo que ocasionó el vertimiento de hidrocarburo sobre el terreno circundante. En la zona afectada también se detectaron manchas de crudo y áreas con acumulación de petróleo en fase libre.

Análisis de laboratorio

Como parte de las labores de fiscalización ambiental, los especialistas del OEFA efectuaron la toma de cinco muestras de suelo para determinar el nivel de afectación generado por el derrame. Cuatro de las muestras fueron recolectadas dentro del área impactada y una en una zona externa que servirá como punto de comparación para los análisis de laboratorio.

La entidad señaló que los resultados de estas evaluaciones permitirán identificar el grado de contaminación ambiental y contribuirán a la adopción de medidas de remediación y control que correspondan. Asimismo, se verificará el cumplimiento de las acciones de respuesta implementadas por el operador del oleoducto.

El OEFA informó que continuará realizando labores de monitoreo y supervisión ambiental en el área afectada con el objetivo de evaluar la eficacia de las medidas ejecutadas, garantizar la protección del entorno y determinar posibles impactos asociados al derrame de petróleo en esta zona de Piura.

Petroperú ha comenzado a pagar montos significativamente superiores a los de años anteriores por el desembarco de petróleo, bajo condiciones financieras que resultan extraordinariamente onerosas para la empresa estatal.

Estas transferencias anticipadas, que en algunos casos duplican los costos históricos, se aplican a compras de crudo liviano, un tipo de insumo que no corresponde al diseño técnico ni a la estrategia de rentabilidad de la refinería de Talara.

Esta situación se produce en un contexto de fuerte presión financiera para la petrolera estatal, que arrastra dificultades de liquidez tras la costosa reconversión de su principal planta.

La refinería de Talara fue concebida para operar principalmente con crudos medianos, en un rango ideal de 23 a 24 grados API. El crudo se categoriza según este índice: más de 30 grados corresponde a liviano, entre 20 y 30 a mediano, y menos de 20 a pesado.

La inversión en Talara buscó aprovechar los beneficios económicos de procesar crudos pesados, que suelen ser más baratos y permiten márgenes de ganancia superiores siempre que la unidad Flexicoker funcione correctamente.

Durante el primer trimestre de 2025, la Flexicoker quedó fuera de servicio, lo que obligó a modificar la dieta de procesamiento bajo decisión de los funcionarios responsables de la planificación.

En ese periodo, se optó por comprar crudo liviano con marcador norteamericano WTI, desplazando el objetivo original de la refinería. La estrategia elevó el costo de la materia prima, redujo los márgenes operativos y generó complicaciones técnicas en el procesamiento.

Deterioro en las condiciones de compra

La planificación y compra de crudo en Petroperú se basa en ventanas de tres meses, utilizando simuladores que consideran la demanda esperada, precios internacionales y disponibilidad de insumos. Desde mediados de 2025, el deterioro financiero de la empresa debilitó su poder de negociación, llegando al punto en que nadie le quería vender.

Entonces, a la petrolera estatal no le quedó más que recurrir al mercado spot, donde los precios y términos resultan más exigentes. Las operaciones recientes incluyeron exigencias de prepago de hasta 10 dólares por barril para descargar en el puerto de Bayóvar, con plazos superiores a 30 días. Sin embargo, ahora el porcentaje de prepago se ubica por encima de los estándares de otras refinerías de la región, según fuentes técnicas consultadas.

Y es que, hasta 2025, la empresa accedía a compras a crédito, con plazos de 60, 90 o 120 días y un costo financiero de 5 a 6 dólares por barril. Actualmente, los prepagos han escalado a 12 o 13 dólares por barril, duplicando el costo financiero respecto al año anterior y afectando la estructura de costos Talara.

Marcadores y diferenciales bajo la lupa

El precio de compra del crudo ahora se determina tomando como referencia el marcador Brent ICE para crudos ligeros, al que se suma un diferencial (D) ofertado por el vendedor.

Cambiar el marcador de referencia implica la posibilidad de pagar varios dólares adicionales por barril, sin que quede explicada la justificación técnica o comercial de esa decisión. Esta dinámica ha contribuido a encarecer la adquisición de materia prima para la refinería.

Los diferenciales y las cuotas de prepago actuales figuran entre las más altas de los últimos años, sobre todo en contratos con plazos superiores a 30 días. Especialistas del sector cuestionan la insistencia en la compra de crudos livianos por parte de Petroperú, advirtiendo que afecta los costos y la eficiencia operativa de la planta.

Además, ponen en duda la versión oficial de Petroperú. que en el pasado sostuvo -en un intento por justificar las compras- que el crudo liviano resulta más barato que antes o incluso que el pesado, pues los datos del mercado dicen todo lo contrario.

Cambios administrativos y regreso de prácticas cuestionadas

Las compras de crudo liviano en 2025 fueron autorizadas por la gerencia responsable de Planificación y Abastecimiento. Tras un relevo temporal, estos funcionarios han vuelto a retomar posiciones clave en la directiva de Petroperú y, desde su retorno, las condiciones cuestionadas en la adquisición de crudo han reaparecido.

Especialistas del sector han sugerido la intervención de fiscalía y contraloría para auditar los criterios de compra, la selección de marcadores y los precios pactados por Petroperú, con el objetivo de determinar si existen irregularidades o un manejo inadecuado de fondos.

Este llamado cobra mayor relevancia en un contexto donde la empresa enfrenta serias dificultades para cumplir con sus compromisos financieros de corto plazo y acaba de recibir un nuevo rescate estatal de 2.000 millones de dólares, recursos que quedarían nuevamente bajo administración de los mismos funcionarios responsables de las compras señaladas.