La producción petrolera nacional empezó el 2023 con pie izquierdo: en enero se contrajo tras lograr un moderado crecimiento de 5.59% en todo el 2022, y las proyecciones de los expertos apuntan a que no aún no recuperará niveles prepandemia este año.
Según información de Perupetro, en el primer mes del presente ejercicio la producción de crudo alcanzó los 35,422 barriles en promedio diario. Esa cifra representa una caída de 16.70% en comparación con los 42,525 barriles registrados en enero del 2022.
Según cifras de la citada agencia (encargada de supervisar la actividad de hidrocarburos), la caída de la explotación de crudo ocurrió en ocho de los 15 lotes que están actualmente en producción.
¿En qué lotes cayó más la producción?
Entre los que registraron mayor caída figuran el lote 95 (de Petrotal), ubicado en Loreto, que en el último mes produjo 8,488 barriles, en promedio diario (bpd), cuando en diciembre había extraído 12,466 bpd. También hubo menor actividad de los lotes Z-2B, VI-VII, X, entre otros ubicados en la cuenca Talara (en Piura).
El resultado de enero representaría, además, un freno en la ligera recuperación que se registró en diciembre último, cuando se produjo 41,161 bpd, lo que implica una caída de 11.8% al comparar ambos periodos.
En general, en todo el 2022 la producción petrolera, promedio diario, fue de 40,538 bpd, lo que significó un crecimiento de 5.59% frente al 2021. Sin embargo, esa cifra es aún menor a los promedios de producción que se lograban en años previos a la pandemia, cuando la explotación de crudo alcanzó hasta 61,000 bpd (en los primeros meses del 2020).
Esa situación se produce en momentos en que la demanda nacional de combustibles se viene recuperando sostenidamente, habiendo llegado en el último año a cerca de 260,000 barriles en ventas diarias, una de las cifras más altas tras alcanzar un pico en el 2019. (ver gráfico).
Tendencia declinante
Los resultados declinantes en la producción petrolera coinciden con las proyecciones de Perupetro, en el sentido de que la producción de hidrocarburos líquidos (que incluye petróleo más líquidos extraídos del gas natural -de este último se obtiene el GLP-) se irá contrayendo en los siguientes años, tras alcanzar una leve recuperación en el 2022.
Así, ha previsto que en el 2023 la citada producción (petróleo y líquidos de gas natural) alcanzaría los 138,684 barriles, en promedio diario, lo que implica una retracción de -0.3% en comparación con el 2022; y que el 2024 llegaría a 136,684 (una caída de 1.89% frente a 2022), mientras que en el 2025 la reducción sería de 2.52% (en comparación con el 2022).
¿Qué factores harían declinar la explotación?
Al respecto, Alvaro Ríos, especialista de Gas Energy Latinameric, afirmó que es previsible que la producción de hidrocarburos en el Perú vaya declinando por diversos factores, y uno de ellos es que no hay nuevas inversiones que apunten a incrementar la producción.
Pero, además, enfatizó, hay aún mucho menos inversiones en el ramo de exploración que permitan reponer reservas o buscar nuevos yacimientos en las zonas concesionadas, que sustenten alguna mayor explotación futura.
Al respecto, según el último registro disponible de inversiones en el sector, de enero a octubre del 2022, las empresas del rubro petrolero invirtieron US$244 millones, de los que se destinaron a exploración apenas US$1,709,000.
Además, Ríos cuestionó el anuncio que hizo el ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, en el sentido de que los lotes de la cuenca noroeste (en algunos de los cuales cayó la producción en enero) y cuyos contratos están por vencer, pasarán a Petroperú.
Consideró un error que se retorne al Estado lotes en los que aún se puede hacer inversiones, entre US$200 millones y US$300 millones, como mínimo, para incrementar su producción, y en momentos en que Petroperú más bien está avocado a poner en marcha su nueva refinería de Talara.
Por el contrario, el ex presidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, refirió que sí podría funcionar la transferencia de lotes a Petroperú, pero siempre que lo haga en asociación con petroleras privadas que tengan capacidad de invertir en esos yacimientos.
Explicó que la petrolera estatal podría contratar al mismo personal que actualmente opera los lotes cuyos contratos vencerán este año, para mantener producción y elevarla, como hizo esa empresa con el lote I (en el noroeste), del cual pudo elevar su extracción a 600 barriles, en promedio diario, desde los 300 bpd que producía anteriormente.
