● El Minem busca contratar los servicios de una consultora para evaluar la viabilidad operativa del Oleoducto en diferentes escenarios: con la ley de concesiones, con la tercerización, con una alianza estratégica con algunos operadores de la misma zona o con la transferencia de la concesión a un privado.

La reactivación del transporte de crudo de la Amazonía peruana, en la que antaño se producían más de 100,000 barriles de petróleo diarios, es un asunto sin una aparente salida en el corto plazo dada la mínima producción actual y “no permiten justamente operar comercialmente el Oleoducto Norperuano”, refirió Omar Chambergo, presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

“El impulso de la industria de hidrocarburos en la Amazonía no se dará si solamente desarrollamos algunos lotes o el Oleoducto; creemos que tiene que hacerse íntegramente, tanto de lotes como de la infraestructura de transporte”, indicó.

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Para la industria petrolera nacional, y para la economía interna, el aprovechamiento de las reservas de hidrocarburos es fundamental y más hoy que hay una reorientación mundial hacia los combustibles fósiles, gatillada principalmente por los Estados Unidos. “Tenemos el gran reto de desarrollar todos los recursos fósiles que tenemos en el subsuelo de nuestro territorio”, manifestó Chambergo en el Foro: Reactivación e impulso al transporte de crudo de la Amazonía peruana, del XI INGEPET 2025, organizado por Perupetro.

En la década de los 80, la selva norte del Perú producía 120,000 barriles diarios de petróleo. Cuatro décadas después, el promedio es de 20,000, producto de múltiples factores, uno de ellos es la constante interrupción del transporte de crudo desde la selva a la costa peruana.

El Oleoducto Norperuano, la principal infraestructura de transporte de crudo del país, con una extensión de cientos de kilómetros, necesita una millonaria inversión para modernizarse. Hay estudios que hablan de una inversión que ronda los US$ 800 millones y, para Chambergo, es una tarea que debe ejecutarse inevitablemente si el objetivo es aprovechar los recursos hidrocarburíferos de la selva norte peruana.

“Una alternativa es que el Estado haga la inversión, y luego ponga en concesión la operación y mantenimiento del ducto”, dijo el presidente del Osinergmin. “Esa sería una forma de aliviar el peso financiero de Petroperú”, agregó.

En lo que va de 2025, el Osinergmin, en los lotes de la selva norte, ha realizado 230. En el Oleoducto Norperuano, la entidad ha ejecutado 183 fiscalizaciones. Según la entidad, más del 70% de los derrames en el Oleoducto de los últimos tiempos han sido ocasionados por terceros. “La mayor cantidad de derrames que se han registrado no han sido por responsabilidad de la empresa”, resaltó.

El EBITDA se ubicó en –0,02%, afectado por las restricciones operativas, inventarios y altos costos.

Petroperú registró una pérdida neta de US$ 355 millones a septiembre de 2025, una mejora frente a los US$ 745 millones perdidos en igual periodo de 2024, según el Análisis y Discusión de la Gerencia al III Trimestre 2025.

Factores favorables

La empresa destacó mayor volumen de ventas internas, especialmente de diésel y gasolinas, con una participación de mercado acumulada de 26%. También influyeron positivamente la mayor producción de combustibles en la Nueva Refinería Talara (NRT), menores gastos operativos (US$ 102 millones) por revisión de vida útil de activos y optimización de gastos, así como una reducción de los gastos financieros (US$ 50 millones). Otro factor clave fue el Impuesto a la Renta Diferido favorable por US$ 47 millones, junto con utilidades netas por US$ 34 millones derivadas de la operación de los lotes del Noroeste (I, VI, Z-69 y X).

Factores negativos

Las pérdidas estuvieron afectadas por cierres de puertos por oleajes anómalos, la baja de precios internacionales del crudo, y los altos costos de mantenimiento y remediación ambiental del Oleoducto Norperuano.

Situación financiera

A septiembre de 2025, el pasivo corriente supera al activo corriente en US$ 1,347 millones, menor al desequilibrio de US$ 1,900 millones registrado en diciembre de 2024. Petroperú aseguró que sus líneas de crédito de corto plazo y flujos operativos permitirán atender sus obligaciones y mejorar el capital de trabajo. Entre las acciones en marcha destacan la ampliación de la cartera de entidades financieras y operaciones de liability management.

Indicadores y resultados

El EBITDA se ubicó en –0,02%, afectado por las restricciones operativas, inventarios y altos costos. El ROA fue de –1,5%, y el ROE, de –17,1%, debido a la pérdida neta. El patrimonio disminuyó en US$ 355 millones.

Con relación a la presencia de fluido oleoso alrededor de la plataforma PN2 de Peña Negra en Talara, Petroperú difundió un comunicado en la que expresa los hechos sucedidos. 

Detalle de los hechos

Aproximadamente a las 7 a.m., se advirtió la presencia de fluido oleoso alrededor de la plataforma PN2, ubicada en la zona de Peña Negra. Inmediatamente se activó el Plan de Primera Respuesta y la ejecución de las acciones correspondientes, con personal y equipos especializados, para atender el evento.

¿Qué hizo la empresa?

Como parte del protocolo establecido, la empresa viene informando y coordinando con las autoridades del sector, como el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y con la Capitanía de Puerto de Talara (DICAPI), de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente.

Asimismo, se vienen analizando y revisando las posibles causas que ocasionaron el evento, para tomar las medidas operativas correspondientes.

La empresa ha controlado la situación y se continuará monitoreando la zona de influencia a la plataforma. Reafirmando su compromiso con el cuidado del ambiente y la transparencia en sus operaciones.