Si bien el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) ha previsto que la inversión no minera se mantendría dinámica -entre otros factores- por un incremento en la inversión en el sector hidrocarburos, la realidad parece darle aún la razón.
En su Marco Macroeconómico Multianual 2026-2028, el MEF había señalado que la inversión no minera estaría sostenida por mayor gasto en explotación por los operadores de diversos lotes, además de la expansión de la infraestructura de distribución de gas.
Sin embargo, de acuerdo con cifras de Perupetro, a julio del 2025, la inversión del sector hidrocarburos, que sumó los US$ 218.9 millones, resulta inferior en 25.23% con respecto a los US$ 292.8 millones registrados en igual periodo del 2024.
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Gasto en explotación también se redujo
Del total invertido en los siete primeros meses de este año, US$ 214 millones fueron para la actividad de explotación, cifra que implica un retroceso del 20.59% con respecto a los US$ 269.5 millones para la actividad productiva de igual periodo acumulado del año que pasó.
En ese lapso, las mayores inversiones en explotación (US$ 70 millones) las realizó la empresa Pluspetrol en consorcio con otras compañías, en el Lote 56, seguido por Petrotal en el Lote 95 (con cerca de US$ 40 millones), Repsol en el Lote 57 (por cerca de US$ 35 millones), entre otras.
A la par de esa inversión, en total las empresas han realizado en los primeros siete meses la perforación de 61 pozos de desarrollo para producción.
Las mayores inversiones en explotación (US$ 70 millones) las realizó la empresa Pluspetrol en consorcio con otras compañías, en el Lote 56, seguido por Petrotal en el Lote 95 (con cerca de US$ 40 millones). (Foto: GEC)
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Inversión en exploración: lo que más cayó
Sin embargo, lo que más retrocedió en el periodo acumulado fue la inversión en exploración, que fue de solo US$ 4.8 millones, 79.10% inferior con respecto a los US$ 23.2 millones de los primeros siete meses del 2024.
En exploración, las inversiones las lideró Anadarko, y las concentró sobre todo en el Lote Z-62, y en menor medida lo hizo en sus otros lotes: Z-63 y Z-61; además en las inversiones que realizan los operadores de los lotes XXIII y 107.
No obstante, ni esa empresa ni ninguna otra han realizado en lo que va del año, la perforación de algún pozo exploratorio en el territorio nacional, según reporte de Perupetro.
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Crudo tuvo en septiembre su volumen más bajo
Mientras las cifras oficiales aún muestran que la inversión está “en rojo”, las de producción tampoco parecen ir mejor. Para este segundo indicador, ya hay números hasta septiembre.
La actividad de producción petrolera nacional el mes pasado se contrajo a su menor volumen registrado en lo que va del año: 41,891 barriles en promedio diario, acusando una retracción constante, desde el pico que alcanzara en abril de 51,483 barriles por día.
En septiembre, la actividad extractiva se redujo en 11 de los 17 lotes que registran producción fiscalizada, entre ellos los tres que se encargaron mediante contratos temporales a Petroperú, como son los lotes Z-69, VI y I.
Entre ellos, el más importante por su monto de producción, el Z-69, produjo 2,867 barriles en promedio diario (bpd), volumen que resulta 35.5% inferior al que producía el yacimiento hace un año atrás (4,445 bpd). Otros que redujeron actividad fueron los lotes XIII, VII, 131, Z-1, II, IX, V, XV y XX.
La actividad de producción petrolera nacional en septiembre último se contrajo a su menor volumen registrado en lo que va del año. Foto: ANDINA/Difusión
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Insumo para GLP se sigue contrayendo
La producción de líquidos de gas natural -que es insumo a su vez para la producción de gas licuado de petróleo (GLP)- tuvo en el noveno mes del año una caída de 3.93%, con un total de 75,655 barriles en promedio por día, frente a los 78,758 barriles de igual mes del 2024.
En este caso, la producción retrocedió en cuatro de los cinco lotes en producción, entre ellos los del consorcio Camisea (Lotes 56 y 88), en el de Repsol (Lote 57) y en el de Aguaytía (Lote 31-C),
La explotación del gas natural, que alcanzó a 1.4 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en setiembre, resultó inferior en 6.87% con respecto a similar periodo del 2024.
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¿A qué se debe la merma?
Según Carlos González, experto en hidrocarburos, la caída en la producción está aparejada a la falta de inversiones, sobre todo en exploración, lo que no permite reponer las reservas de hidrocarburos que consume el país.
Lo atribuyó, en parte, a la forma cómo se están suscribiendo los contratos en el sector.
Observó que, en esos contratos, el cronograma para iniciar exploración es recién a partir del tercer año de suscrito esos acuerdos, bajo el argumento que podría demorar hasta dos años la obtención de permisos ambientales para realizar perforaciones.
Sin embargo, señaló que no se toma en cuenta que, en determinados casos, empresas que participaban en los concursos ya contaban con estudios de impacto ambiental aprobados, lo que les permitiría iniciar actividad exploratoria desde el primer año contractual.
Otro factor que, según González, es un desincentivo a la inversión en ese rubro, son los niveles de regalías que se aplica a las empresas, y que son cercanas al 20%, incluso para pozos considerados marginales (de menos de 1,000 barriles diarios) lo cual consideró excesivo, cuando en Brasil, por ejemplo, van en un rango entre el 5% al 7%.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
