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Gas de Chile inicia su venta de gas a granel

Gas de Chile, filial de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) comenzó hoy la venta del gas licuado de petróleo (GLP) a granel en Talca, ciudad donde centrará su estrategia comercial, enfocada en pymes y pequeños comercios de la zona.

 

Tras siete meses de haber iniciado la venta de cilindros domiciliarios a distribuidores de la zona centro-sur, Gas de Chile avanza a esta segunda etapa en la que pasa a ser distribuidor directo de los clientes de gas a granel. El hito de hoy lo marcó la firma del contrato con su primer cliente, el restobar Terrazas Alejandría, que cuenta con dos tanques de 500 kilos.

El modelo comercial de Gas de Chile establece la venta de cilindros de 15 kilos a distribuidores autorizados de las regiones de Valparaíso, O’Higgins, Maule, Ñuble, Biobío y Los Ríos, mientras que la venta directa a clientes a granel apuntará solo a comercios y pymes en Talca en esta primera fase.

La gerenta Comercial de Enap, Yasna Ross, afirmó que Gas de Chile avanza para establecerse como un actor relevante en el negocio del GLP en las regiones centro-sur del país. “Estamos muy entusiasmados con que este segmento de venta a granel tenga la misma acogida que han tenido los cilindros de 15 kilos, que tras cinco meses desde su salida al mercado ha comercializado 60 mil recargas. Tenemos un plan de desarrollo que apunta a tener, en este nuevo segmento, unos 20 clientes en los próximos meses, los que acceden a un precio 10% menor al del mercado”, estimó Ross.

Por su parte, el dueño de Terrazas Alejandría, Marcelo Cancino -y primer cliente de Gas de Chile a granel- mostró su satisfacción por “ser los pioneros del Maule en apoyar este producto, que es chileno y somos innovadores con este formato al igual que nuestra propuesta gastronómica en Talca”, puntualizó Cancino y agregó que en el tiempo que llevan utilizando Gas de Chile “nos hemos dado cuenta que se reducen mucho los costos”.

A la inauguración de la venta a granel de Gas de Chile asistió el director regional de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Vicente Marinkovic, quien afirmó que “siempre y en cualquier mercado es una tremenda noticia que se sume un nuevo actor”. Explicó que la distribución de gas de la región del Maule es la más dinámica de Chile, donde hay más competencia y, por ende, “donde creemos deben estar los precios más competitivos”.

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Costo de Vía Expresa Santa Rosa en Callao supera los S/ 1,700 millones

En diálogo con Gestión, el gerente adjunto del proyecto de la Vía Expresa Santa Rosa de la PMO Vías, Ismael Hidalgo, adelantó que en setiembre del próximo año se suscribirá el contrato para iniciar la construcción de la misma, que estará lista en junio del 2028.

Aseguró que a la fecha hay nueve consorcios de distintas nacionalidades, así como locales con interés por esta infraestructura. La obra demandará una inversión cercana a los S/ 1,316 millones. No obstante, el presupuesto global previsto incluye otros items,como la liberación de interferencias y la adquisición de predios. A ello se le agrega la inflación.

¿En qué etapa está el desarrollo de esta infraestructura vial?

Hemos acabado con los Estudios Definitivos de Ingeniería así como con los Estudios de Impacto Ambiental Semidetallado, cuya elaboración ha durado dos años y medio. Estos han sido entregados a las autoridades correspondientes como son Provías Nacional y el Ministerio de Transporte y Comunicaciones (MTC) para su correspondiente aprobación, que se proyecta para fines de año.

¿Ya hay avances respecto a la parte constructiva de la Vía Expresa?

Estamos en proceso de licitación, tanto de la reubicación de redes de agua como de la supervisión de obra. A la par, se ha iniciado el proceso de licitación de la obra, con manifestación de interés (al mercado), que se desarrolló entre mayo y junio. Esto se ha presentado a Provías Nacional, con una lista corta de nueve consorcios que han expresado su interés por el proyecto.

¿Ellos tienen que autorizarlo?

No, es parte del proceso. Estos consorcios van a elaborar sus ofertas técnicas y económicas, que las estaremos recibiendo en mayo del 2024. Tras ello, hay una fase de análisis a partir de una serie de criterios objetivos que fijaremos en el reglamento de consulta, con lo cual obtendremos un ganador que se propondrá a Provías Nacional para que, de estar de acuerdo, suscriba un contrato de construcción de la que somos responsables de redactar para evitar cabos sueltos. Esto se daría en setiembre. Los primeros pasos de obras se iniciarán en diciembre del 2024 o enero del 2025.

El MTC informó que está obra estaría concluida en noviembre del 2027. No obstante, en las últimas audiencias públicas acontecidas este mes, ustedes indican que concluirá en el 2028. ¿A qué se debe este cambio?

El contrato Gobierno a Gobierno (G2G) (con Francia para que brinde asesoría en el desarrollo de obras de infraestructura) se firmó para tener un término de obras a fines del 2027, por lo que estamos trabajando para que sea así. Sin embargo, el desarrollo de los estudios, con todo el aspecto urbano que se ha incluido a nivel calle, requiere un tiempo de ejecución. El ingenierista, bajo sus hipótesis y restricciones municipalidades, ha determinado una serie de carencias de ejecución que alarga ligeramente el cronograma hasta el 2028.Justamente lo que buscamos es que en esta fase de seis meses (para la presentación) de ofertas, las constructoras propongan metodologías de intervención que permitan reducir esos plazos e intentar acabar en el 2027 como estaba previsto.

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Mientras el Gobierno estigmatiza al sector petrolero, el 81% de los colombianos lo considera un impulso positivo para el país

La industria petrolera en Colombia es fundamental en el desarrollo del país, para sus cuentas fiscales, la autosuficiencia y soberanía energética e, incluso, en el papel mismo que puede cumplir en el proceso de transición energética.

Esto lo ratifica un documento de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), que asegura además que cerca del 40% de las exportaciones dependen de este sector, el 20% de los ingresos fiscales de la Nación y el 76% de las regalías.

Sin embargo, la llegada de la administración del presidente Gustavo Petro ha sido muy fuerte contra este sector. No solo por las declaraciones del mismo jefe de Estado, que lo ha compararlo con la coca, sino con anuncios como el de no hacer nuevos contratos de exploración y cargar con más impuestos a la industria extractiva, quitándole atractivo a la inversión que garantice la exportación y la autosuficiencia energética en el futuro.

Además, ya el Gobierno ha empezado a dar anuncios en el sentido de desarrollar nuevos sectores, como el turismo, que reemplacen los ingresos que hoy genera la industria petrolera.

Pero esta no será una tarea de corto plazo. Se requieren infraestructura, seguridad y, paradójicamente, los recursos que hoy generan el petróleo y el gas para apalancar nuevos sectores productivos y dar seguridad en la transición energética. Y tampoco se trata de estigmatizar un sector en el que el país ha soportado gran parte de su estructura fiscal y donde en el corto plazo no hay con qué sustituir esos ingresos

“Diversificar la canasta exportadora debe ser un objetivo, pero no a costa de marchitar la industria. Y, el desarrollo de otros sectores, como el turismo, tiene un enorme potencial, pero tomará tiempo. Esa transición no se dará en el corto plazo. Se necesita una triple transición: energética, fiscal y de regalías, y productiva”, dijo en su momento la ACP.

En ese sentido, en medio de la cumbre de petróleo y gas que se realiza en Cartagena, se conoció un estudio de la firma Jaime Arteaga & Asociados, en colaboración con el Centro Nacional de Consultoría, que consultó a más de 2.900 ciudadanos, 240 funcionarios gubernamentales y 140 líderes empresariales del sector de petróleo y gas.

El estudio profundizó en las opiniones de los distintos grupos de interés respecto a la transición energética, las expectativas para la industria de petróleo y gas, así como los avances y desafíos en la política pública.

A pesar del pesimismo empresarial y de la coyuntura de desaceleración de la economía, el respaldo ciudadano a la industria de petróleo y gas en Colombia alcanza máximos históricos: el 81% de los colombianos la considera un impulso positivo para el país. Es el porcentaje más alto desde 2019, cuando se inició el estudio y obtuvo 72%. Cada año ha venido creciendo.

Entre tanto, el 93% de los consultados considera que la industria del gas es positiva para el país. También es su máximo histórico.

El 72% de los encuestados está de acuerdo con que es posible que la actividad petrolera conviva con otras actividades económicas como el turismo y el agro. Este porcentaje este año se mantiene estable frente al año anterior y es el más alto a lo largo de la medición.

A su vez, el 59% de las personas consultadas está de acuerdo con que en su municipio se realicen actividades de exploración, producción y transporte de petróleo y gas, el porcentaje más alto desde que se puso en marcha la medición en 2019.

De otro lado, 2 de cada 3 personas encuestadas (66%) consideran que, si las empresas de petróleo y gas dejaran de operar en Colombia, la economía del país sería peor. En 2019 era el 56% y cada año viene creciendo esta percepción.

Dos tercios de los consultados (67%) tienen una imagen positiva de las empresas del sector de petróleo y de gas. Es un crecimiento significativo, pues hace apenas 5 años solo la mitad tenía una imagen positiva de este sector.

83% de los colombianos cree que la industria de petróleo y gas es esencial para financiar programas sociales y proyectos de inversión pública del Estado,

Aumentó el conocimiento sobre la transición energética, con un 48% de los colombianos afirmando saber en qué consiste, un porcentaje significativamente mayor que el año anterior, cuando solo el 23% lo conocía.

El 92% de los colombianos está de acuerdo en que la transición energética requiere tiempo para ser justa.

Para 7 de cada 10 colombianos, la prioridad en Colombia debe ser la erradicación de la pobreza y la reducción de las desigualdades, incluso si esto implica continuar produciendo petróleo y carbón.

Sin embargo, una de cada tres personas consultadas (33%) considera que el destino de las regalías generadas por el sector se va para la corrupción o para los políticos.

Lo que piensan las empresas

A pesar de las percepciones positivas que tienen los colombianos del sector, las opiniones y perspectivas de los empresarios preocupan. El 49% de los empresarios del sector consultados aseguran que van a reducir sus operaciones. El año pasado ese porcentaje era del 37%.

Las principales razones para reducir operaciones son: las políticas del Gobierno nacional (22%); la falta de apoyo del Gobierno (21%); problemas de seguridad (15%); falta de estabilidad jurídica (13%) y el rechazo de las comunidades a la industria petrolera en Colombia (9%).

Para los empresarios, dentro de los factores operativos o financieros que pueden afectar las operaciones en los próximos años, la incertidumbre tributaria es la mayor de las inquietudes con el 32%. Le sigue la infraestructura y los costos logísticos, con 22%; el costo o suministro de materias primas, con 18%, y la volatilidad en los precios del crudo, con 10%.

Dentro de las prioridades más urgentes de las empresas del sector se destaca la de viabilizar y garantizar la exploración y las operaciones ante el Gobierno nacional (27%) e involucrarse en el proceso de transición energética en el país (24%).

A diferencia de los dos últimos años, en los que se consideró que los avances en transición energética habían sido del 71% (2021) y 86% (2022), para este año, los encuestados consideran que ha sido de apenas 45%.

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El grave efecto de recortar la inversión en Ecopetrol que advierte la USO, el sindicato de la petrolera

La preocupación ronda en el sindicato de la petrolera Ecopetrol, USO, que lanzó una alerta sobre el recorte en la inversión prevista para 2024, la cual bajaría de 4.500 millones de dólares en 2023 a solo 2.500 millones de dólares en la próxima anualidad.

Semejante bajonazo pondría en riesgo la continuidad del negocio más importante de la petrolera estatal, que es la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas). Si el efecto se quedara en la empresa, vaya y venga, pero se llevaría por delante las finanzas públicas, teniendo en cuenta que Ecopetrol pone al menos 20 billones de pesos anuales en la bolsa con la cual se financia el Estado, señaló el sindicato.

Para la organización gremial, cada desinversión alejaría aún más la meta de producción de petróleo que está tasada en 825.000 barriles por día para 2026, según estableció el Gobierno en el marco fiscal de mediano plazo.

La USO pone de presente que, de manera natural, Ecopetrol está declinando sus inversiones en un 15 % en sus campos, lo que, sumado a las reducciones que se hacen por otros motivos, pone en serias dificultadaes a la compañía y al país.

Un estimativo preliminar, presentado por el sindicato, da cuenta de que, en estos escenarios, la producción no sería mayor a los 472.000 barriles diarios, cifra que a duras penas alcanzaría para las dos refinerías. En consecuencia, el país tendría que olvidarse de las exportaciones, motor de las ventas externas de Colombia.

Panorama oscuro

El panorama que pinta la USO, como producto de la reducción de la inversión en Ecopetrol, es lúgubre por donde se le mire.

El efecto arrastre sería inminente. Lo que implica que se llevaría por delante a otras compañías, toda vez que la inversión de la petrolera es su insumo principal.

Y no son cuentos

De acuerdo con lo expuesto por la USO, la desinversión no es cuento. Se evidencia claramente en el hecho, según el cual, hay una baja sensible en el número de equipos disponibles para adelantar la actividad de la petrolera, pues, en esta anualidad se cuentan con 39 menos, en comparación con los que había el año pasado.

Dentro del paquete de equipos que se ha disminuido, se destacan 23 aparatos de perforación y 16 de los utilizados para el reacondicionamiento del subsuelo. Al decir de la USO, solo con esas dos disminuiciones se impacta negativamente la producción.

Golpe con el gas

En el pronunciamiento de la USO, sacaron a relucir el golpe que también tendría el componente de gas, uno de los que serían claves para la transición energética.

De acuerdo con lo expuesto por la organización gremial, se habría terminado la perforación de tres pozos de los cuales depende el suministro de más del 50 % del hidrocarburo en el país. Se trataría de Cupiagua XD45, Liria YW12 y Cusiana V31, ubicados en el piedemonte casanareño.

Ecopetrol es la fuente energética más importante

En lo que tiene que ver con los hidrocarburos, Ecopetrol es clave, ya que produce el 65 % del petróleo en Colombia y tiene a su cargo el 80 % de la producción de gas. En otras palabras, las refinerías, que son las encargadas de proveer a esta nación de diésel y gasolina para encender motores, dependen de la petrolera.

Es decir, las consecuencias de la desinversión no son pocas.

El llamado

Así las cosas, el llamado inicial que hacen, con este pronunciamiento, es a que se le cuente al país la razón de la decisión de reducir las inversiones en Ecopetrol.

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Colombia produjo 4.3% más petróleo en agosto

La producción mensual de petróleo en Colombia durante agosto de este año llegó a 781,904 barriles por día (BPD), esto representa un incremento de 4.31% contra el mismo mes del año pasado, cuando se registraron 749,589 barriles por día, y una caída de 0.01% contra julio de este año, que fue el mejor mes del año en producción de crudo.

Como es tradición, Meta es el departamento de mayor producción, seguido de Casanare. En los primeros ocho meses del año el promedio de producción es 775,487 BPD. El mejor mes para la producción de petróleo este año fue abril, cuando se registraron 782,648 BPD con un crecimiento de 4.06% contra el mismo mes del año anterior.

En cuanto a producción de gas, en agosto la producción comercializada fue de 1,069 millones de pies cúbicos por día (mpcd), un crecimiento de 7.52% contra el registro de agosto de 2022, cuando se registraron 1636 mpcd.

Cabe recordar que en septiembre el Departamento Nacional de Planeación presentó los resultados de un estudio que hizo con la Agencia Francesa de Desarrollo y la Cepal sobre el impacto de una reducción a la mitad de la producción de petróleo y carbón en el empleo, el PIB y la pobreza.

De acuerdo con el DNP, la elaboración del estudio se basó en dos modelos para desarrollar un escenario antes de la implementación de acciones de política, partiendo de la premisa de una reducción a la mitad de la producción de petróleo y carbón, para encontrar los desafíos que tendría la administración pública entre 2023 y 2030.

Se prevé, entonces, que se podrían perder unos 362,960 empleos en total. Desagregado, el efecto en los departamentos petroleros es una disminución en la producción de crudo de 12.1% y una pérdida de 117,000 puestos de trabajo.

Para los departamentos productores de carbón el impacto es de una reducción de 11.8% en la producción y una eliminación de 145,000 empleos. Y se perderían otros 100,000 puestos de trabajo en el resto de los departamentos.

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Ecopetrol sí tendría Junta Directiva extraordinaria pero no hablaría de nuevo dividendo

Ecopetrol tendría todo listo para tener una nueva Junta Directiva Extraordinaria, de cara a definir temas clave de la empresa para el cierre de 2023 y lo que se viene para 2024.

Esta información viene rondando en medios desde hace una semana y fue confirmada a Valora Analitik por fuentes cercanas al directorio de la compañía.

Estas aseguraron que era “muy probable” que sí se registrara la reunión extraordinaria de Ecopetrol, aunque dejaron claro que su fin no sería decretar un dividendo extraordinario para los titulares de la compañía.

De hecho, fueron enfáticas en que girar nuevos pagos a los accionistas nunca se ha mencionado en la Junta Directiva de la principal empresa de Colombia.

¿Cambios en la Junta Directiva de Ecopetrol?
Así las cosas, Ecopetrol mantendría este año su dividendo pagado este año de $593 por acción, equivalente a $487 de un pago ordinario y $106 de uno extraordinario.

Y, de esta forma, se descarta un nuevo pago para los cientos de miles de accionistas de la firma, incluyendo al Gobierno Nacional, que mantiene la participación mayoritaria con 88,49 %.

Ahora bien, fuentes cercanas a Ecopetrol confirmaron que los puntos que se tratarían en la Junta Extraordinaria estarían direccionados a “temas de estrategia”.

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Ecopetrol anuncia nuevo descubrimiento de gas en el Caribe colombiano

Ecopetrol confirmó el descubrimiento de una acumulación de gas natural con el pozo exploratorio costa afuera Glaucus-1, perforado en aguas profundas del Caribe colombiano, a 75 kilómetros de la costa y a más de 130 kilómetros del municipio de Coveñas, con una columna de agua de aproximadamente 2.340 metros.

La compañía reportó que el pozo Glaucus-1 se perforó en el bloque COL-5 de manera segura y eficiente, con el apoyo de múltiples autoridades nacionales y locales. En Glaucus-1, Ecopetrol tiene el 50 % de la participación y Shell es el operador, con el 50 % restante.

Este pozo fue perforado entre el 16 de julio y el diez de agosto de 2023 hasta una profundidad total de 14.057 pies (4.284 metros) y se determinó la presencia de gas natural en una nueva acumulación en el área de los bloques COL-5, Fuerte Sur y Purple Angel, donde se ubican los hallazgos de los pozos Kronos-1 (2015), Purple Angel-1 (2017) y Gorgon-2ST2 (2022).

Con el potencial del bloque COL-5, Ecopetrol continuará cumpliendo su meta de maximizar el valor de su portafolio, con foco en exploración de gas en activos de costa afuera.

“Es muy gratificante para Ecopetrol entregar hoy a Colombia este resultado. Se trata del descubrimiento de gas en el pozo Glaucus-1, en una actividad que se desarrolló de forma impecable, sin incidentes de HSE, y que nos permitirá adicionar recursos a los ya descubiertos en Gorgon”, indicó el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

Agregó que “este descubrimiento se logró de la mano con Shell, en el sur del Caribe colombiano, una región que nos ha demostrado que tenemos oportunidades muy valiosas para incorporar más reservas de gas al país”.

El presidente de la petrolera afirmó que “Ecopetrol trabaja con socios de talla mundial, para cambiar la historia del país, a través del gas como un hidrocarburo de bajas emisiones que complementa y apalanca la hoja de ruta de la transición energética”.

 

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Canacol amplía detalles de cancelación de contrato con EPM y nuevo proyecto en Bolivia

Canacol Energy amplió hoy detalles al mercado y analistas tras el sorpresivo anuncio de cancelar el millonario contrato de gas con EPM de Jobo en Córdoba a Medellín, junto con el anuncio de su entrada a Bolivia, un país sobre el que Charle Gamba, CEO de Canacol, anticipó que ve grandes oportunidades tal cual como cuando ingresaron a Colombia.

Gamba enfatizó las principales razones por las cuales Canacol decidió dar fin al contrato con EPM para el gasoducto de Jobo, tal como anticiparon ayer en el comunicado oficial: “circunstancias legales, sociales y de seguridad, las dinámicas dentro del mercado de gas colombiano y la decisión de invertir en sus programas en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena y en Bolivia”.

Esto a pesar de que, en 2023, Canacol Energy invirtió aproximadamente US$6 millones en el proyecto Jobo Medellín. No obstante, la cancelación del contrato no incurrirá en ninguna penalidad para la empresa.

De hecho, ante la liberación de Jobo, Canacol reiteró que en sus proyectos históricamente ha encontrado un índice de reemplazo de reserva del 200 %, incluso para el año pasado. “Si cumplimos con eso este año, hemos gastado más de lo histórico con el propósito de construir una base de reservas y agregar esos US$100 millones adicionales de producción ahora que ya no son necesarios, pero dicho eso, obtendremos más gasto de capital”, indicó.

Detalles y oportunidades en Bolivia

Gamba enfatizó en que la decisión de la empresa se dio con una cuidadosa evaluación y “con respecto a nuestros programas de exploración en el futuro. Tengo un precio y ambiente bastante buenos con respecto a la oferta y la demanda. Hay cierto riesgo político en Colombia en este momento. Sin embargo, aún sigue siendo nuestro término de enfoque. El Valle del Magdalena Medio históricamente lo hemos seguido con mucho éxito y vemos ahora grandes oportunidades en Bolivia. Vemos allí el potencial de una base de producción material igual a la de Colombia”.

En esta zona de Colombia, especificó además que ya tiene el 100 % de extracción de un pozo de vencimiento ubicado en el Valle Medio del Magdalena, un prospecto de muy alto impacto.

En este sentido, el CEO de Canacol comentó además que esto tiene en cuenta una necesaria diversificación geográfica hacia otra jurisdicción que tiene muy buenas características.

“Nos gusta bastante el potencial y la comercialización del gas y en cierto modo vemos a Bolivia, como mencioné anteriormente, como una especie de repetición de nuestra estrategia colombiana en 2012, donde ingresamos a un mercado de gas sin tanta competencia y muy obvio con trayectorias de demanda”, dijo.

En cuanto a la gestión de inversiones, acciones o deuda, se recalcó que la última vez que se hizo recompra de acciones fue en enero de 2022 sobre US$13 millones, “ya que obviamente nos hemos centrado en el crecimiento con respecto a los dividendos, como saben, los dividendos se hicieron constantes desde su inicio en diciembre de 2019. La junta se reúne trimestralmente y analiza las circunstancias actuales de la empresa”, concluyó Gamba.

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Petróleo pierde un promedio de 1.5% de valor al iniciar el jueves

Los precios del petróleo caían alrededor de un 2% el jueves debido a que Estados Unidos suavizó sus sanciones a Venezuela para permitir que fluya más crudo a nivel mundial, pero el temor a que la campaña militar de Israel en Gaza pueda escalar a un conflicto regional mantenía a raya las pérdidas.

Los futuros del Brent para diciembre bajaban 1.52 dólares, 1.7%, a 89.98 dólares el barril. Los futuros del West Texas Intermediate (WTI) estadounidense para noviembre, que vencen el viernes, perdían 1.25 dólares, 1.4%, a 87.07 dólares por barril.

El contrato más activo del WTI para diciembre caía 1.38 dólares, 1.6%, a 85.89 dólares por barril.

Estados Unidos emitió una licencia de seis meses que autoriza las transacciones en el sector energético de Venezuela, miembro de la OPEP, tras el acuerdo alcanzado entre el Gobierno venezolano y la oposición política de ese país para garantizar unas elecciones justas en 2024.

El acuerdo no elevaría rápidamente la producción de petróleo de Venezuela, pero podría aumentar las utilidades por el regreso de algunas empresas extranjeras a sus yacimientos petroleros y proporcionar su crudo a un conjunto más amplio de clientes que pagan en efectivo, dijeron expertos.

Los precios del petróleo subieron alrededor de un 2% en la víspera por la preocupación de que se produzcan interrupciones en el suministro mundial, después de que Irán pidió un embargo de petróleo a Israel por el conflicto de Gaza y después de que Estados Unidos, el mayor consumidor mundial de petróleo, informó de una reducción de inventarios mayor de la esperada, que se suma a la ya escasa oferta.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no tiene previsto tomar ninguna medida inmediata ante el llamado de Irán, miembro de la OPEP, dijeron fuentes a Reuters, lo que alivió la preocupación por posibles interrupciones.

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Petroperú elige este mes a socio para operar el Lote 64

Tres años después de que aceptara que el Estado peruano le entregue al 100% los derechos y obligaciones sobre el Lote 64, en Loreto, Petroperú dio a conocer los siguientes pasos que prevé adoptar para poner finalmente en producción ese yacimiento.

El lote le fue entregado luego que Geopark Perú, que tenía el 75% de participación en el área (Petroperú el 25%), lo devolviera al Estado peruano ante la oposición de las comunidades nativas Achuar y Wampis a la actividad petrolera en esa zona.

Ambas empresas -Geopark Perú y Petroperú- se habían asociado el 2014 para explotar y explorar el yacimiento, luego que el 2013 lacanadiense Talisman Energy devolviera el lote al Estado, también debido al rechazo que sufrió por parte de las comunidades nativas del área.

En una presentación ante la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República, el presidente de Petroperú, Pedro Chira Fernández, dio a conocer el cronograma que esperan seguir para poner en marcha el lote, ubicado en el distrito de Morona, en provincia loretana de Datem del Marañón.

El funcionario detalló que la última semana de octubre Petroperú realizará un concurso para elegir a su socio, que asumirá la operación y pondrá el capital para explotar ese lote, y donde la petrolera estatal tendrá un porcentaje de participación.

En tal sentido, refirió que a inicios de noviembre próximo esperan ya anunciar a la compañía que será su socio para poner en producción el área. Por lo pronto, refirió que Petroperú ha reiniciado el estudio de impacto ambiental (EIA) que falta desarrollar en dicha zona de la cuenca del Marañón.

Plan de desarrollo

Chira Fernández explicó que el lote cuenta actualmente con dos pozos, y que se necesita un programa para verificar su producción real, para luego determinar un plan de desarrollo final, con el cual, anotó, podría entrar en producción en el segundo semestre del 2026.

Estimó que, de ambos pozos se podría extraer un volumen de 7,700 barriles en promedio diario de petróleo liviano, el mismo que se podría mezclar con el crudo pesado que produce el adyacente Lote 192 lo que permitiría a su vez aumentar la producción de este último (que Petroperú espera poner a producir el 2024).

En su momento Geopark había estimado una inversión de US$130 millones para iniciar producción en el Lote 64 en una primera etapa.

Elías García Olano – Gestión