Nuevo directorio de Petroperú debe garantizar sostenibilidad financiera

Petroperú volvió al centro de la atención pública tras anunciar, el 15 de noviembre, la renuncia simultánea de cuatro integrantes de su Directorio, incluido su presidente, Fidel Augusto Moreno Rodríguez. La empresa informó el hecho a la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV) como un suceso relevante, marcando un nuevo episodio en la compleja situación interna que atraviesa la compañía estatal.

La Junta General de Accionistas aprobó la recomposición inmediata del Directorio de Petroperú bajo la Ley N.º 32103 y el Decreto de Urgencia N.º 004-2024, herramientas excepcionales que permiten reorganizar la alta dirección sin los procesos tradicionales del Estatuto Social. La medida, aunque legal, refuerza la percepción de inestabilidad que acumula la empresa en los últimos años.

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Desde 2020, Petroperú ha tenido nueve presidentes, una cifra que evidencia una alta rotación en la cúpula y que ha dificultado la continuidad de cualquier estrategia corporativa. Los cambios constantes —desde Eduardo Guevara hasta Fidel Moreno— incluyen además la abrupta salida de Alejandro Narváez, quien aseguró que no presentó renuncia y que se enteró de su remoción por terceros, un hecho que expone tensiones internas en la gobernanza de la estatal.

Con la llegada de Luis Alberto Canales Gálvez como nuevo presidente del Directorio, la gran pregunta es qué se viene para Petroperú en un escenario marcado por renuncias, dudas sobre la gestión y la necesidad urgente de resultados sostenibles.

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¿Quién es Luis Alberto Canales Gálvez?

Luis Alberto Canales Gálvez es ingeniero petrolero y egresado de la UNI, con una trayectoria estrechamente vinculada a Talara y al sector hidrocarburos. Ha ejercido cargos en la Municipalidad Provincial de Talara y trabajado en empresas como Petro-tech Peruana S.A., Petro Mar y Petroperú. También presidió la Cámara de Comercio, Industrias y Turismo de Talara y el Club Deportivo Atlético Torino.

Su llegada a la presidencia del directorio de Petroperú ocurre en un contexto de alta expectativa pública. Según Aurelio Ochoa, expresidente de Perupetro, aunque el conocimiento técnico de Canales “tranquiliza un poco”, no basta por sí solo para enfrentar la compleja situación de la estatal.

Ochoa señaló que el Gobierno presentó al nuevo directorio con “mucha pompa”, pero sin perfiles sólidos en gestión empresarial. Agregó que la tarea inmediata será cumplir los pendientes del Decreto de Urgencia 013-2023, condición indispensable para cualquier apoyo estatal.

Además, advirtió que la constante rotación de autoridades desincentiva a grandes inversionistas. Recordó que Aramco, la petrolera más grande del mundo, llegó a mostrar interés en Petroperú, pero se retiró al observar la inestabilidad institucional.

“Hay gente muy capacitada dentro y fuera del país que podría dirigir Petroperú, pero no se hace una selección adecuada”, afirmó.

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¿Cuáles son los ajustes urgentes que necesita Petroperú para aliviar su crisis financiera?

Para Aurelio Ochoa, expresidente de Perupetro, el nuevo directorio de Petroperú debe exigir al MEF que ProInversión acelere la venta de activos prescindibles. Aunque la recaudación estimada —entre US$400 y US$500 millones— no resolverá la crisis, enviaría una señal clara de avance al país y de ordenamiento interno de la estatal.

A ello se suma una deuda pendiente del propio Estado: más de S/4.000 millones del IGV de la selva y entre S/100 y S/200 millones del Fondo de Estabilización de Combustibles. Según Ochoa, estos recursos deberían ser devueltos para que Petroperú los utilice como garantías y acceda a créditos que alivien su presión financiera de corto plazo sin recurrir a un nuevo rescate estatal.

Otro punto crítico es el Oleoducto Norperuano, un activo del Estado cuyo mantenimiento cuesta entre US$110 y US$120 millones al año. Ochoa remarca que este gasto no debe ser asumido por Petroperú: “El MINEM debe solventarlo, porque no es una propiedad de Petroperú”.

El especialista en hidrocarburos Ricardo Bisso añade que la petrolera enfrenta una estructura de costos que limita casi por completo su margen operativo. El costo de ventas, principalmente por importaciones de crudo y combustibles, consume el 90% de los ingresos, tanto en Petroperú como en Repsol. En la estatal, además, pesan los gastos financieros asociados a Talara, lo que reduce aún más la utilidad operativa. La volatilidad internacional también tiene impacto directo: “Si usted importa a 70 y el precio cae a 40, por normas contables perdió”, explicó.

Bisso señala cuatro desafíos inmediatos para mejorar competitividad y costos:

• Optimizar compras con visión de mercado futuro.
• Aprovechar la capacidad ociosa de Bayóvar como hub energético.
• Reducir mermas, que representan hasta el 1% del volumen importado.
• Separar la carga financiera del Oleoducto Norperuano, que debería ser asumida por el Estado.

Sin recuperar mercado, ampliar ventas y corregir su estructura de costos, advierte Bisso, Petroperú no podrá cubrir sus gastos financieros ni generar excedentes. A esto se suma un entorno poco favorable para la inversión: regalías altas, trámites ambientales lentos, reservas en declive, infraestructura subutilizada y volatilidad política. Mientras Colombia perfora entre 14 y 20 pozos al mes, el Perú apenas perfora 1 o 2 al año.

La gran pregunta es si este Gobierno tomará decisiones estructurales ahora o si el país deberá esperar al 2026 para empezar a recuperar un sector que hoy opera con limitaciones financieras crecientes y que es clave para la seguridad energética nacional.

Crisis en la producción de hidrocarburos en Perú

Según el especialista en hidrocarburos Ricardo Bisso Fernández, el Perú ha dejado de producir 80.000 barriles diarios respecto a los niveles que Petroperú alcanzaba en 1994. Esta brecha se origina casi por completo en tres campos —192/1AB, 8 y X— que entonces concentraban la mayor parte de la producción nacional y que hoy están prácticamente paralizados. Pese a ello, el debate público suele girar en torno a lotes pequeños de 1.000 a 3.000 barriles diarios, que, advierte Bisso, no resolverán la crisis de fondo.

En la actualidad, apenas dos lotes concentran el 68% del total producido, mientras el resto opera con volúmenes marginales que no permiten recuperar niveles históricos ni generar nuevas oportunidades de exploración.

Para Bisso, no existe un esfuerzo real para revertir esta tendencia: no hay nuevos contratos de exploración, no se ha avanzado en la recuperación de los campos críticos y el sector permanece en una parálisis prolongada.

A esta falta de estrategia se suma un problema institucional severo. Desde 1969, el Ministerio de Energía y Minas ha tenido 50 ministros, y desde el 2000, 29, con una permanencia promedio de sólo 10,45 meses. Esta inestabilidad —señala Bisso— limita la capacidad de Perupetro para atraer inversiones y sostener una regulación consistente.

La situación se agrava por el entrampamiento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, cuya reforma integral quedó archivada desde 2018. Las modificaciones parciales no han abordado temas clave como regalías, modalidades de contrato, obligaciones ambientales y el rol del Estado como socio. Incluso las ampliaciones contractuales temporales —como la del lote Z-69 a Petroperú— exhiben las discrepancias legales entre Petroperú y Perupetro. 

Aurelio Ochoa también señaló que las fallidas licitaciones de los lotes Z69 y Z6, y casos como Alta Mesa, afectan la imagen del país y no solo a Petroperú. Asimismo, dijo que Perupetro debe modernizar su reglamento de calificación, evitar descalificaciones sucesivas y ser más agresivo en la búsqueda de inversionistas internacionales. 

En ese sentido, recordó que hay activos atractivos como el lote 192 y el OT-64, donde se han invertido unos US$500 millones en descubrimientos: “Perupetro y Petroperú deberían presentar estos lotes en el exterior; empresas como Chevron o Aramco sí tienen espaldas financieras”.

¿Por qué Petroperú enfrenta una crisis financiera?

Los problemas en la producción nacional también arrastran a Petroperú, cuya situación financiera ha estado en el centro del debate público tras la recomposición de su Directorio.

 Bisso detalló —en base a memorias financieras y reportes a la SMV— que Petroperú operó “en azul” durante más de 40 años, con utilidades equivalentes al 0,5% al 3% de sus ingresos anuales. Hasta 2018-2019, la estatal generaba alrededor de US$4.500 millones al año.

Pero desde 2020, ese ratio se derrumbó. La pandemia, las fallas operativas de la unidad Flexicoking en Talara, la pérdida de mercado y los altos costos de importación hundieron los resultados. En 2023, la empresa registró una de sus mayores pérdidas, y aunque en 2024 y 2025 logró reducir sus números rojos en alrededor de 50%, el avance sigue siendo frágil.

“Cuando hubo el cambio de Directorio me preocupó, porque se rompía un planeamiento que ya venía mejorando la reducción de pérdidas”, comentó Bisso.

La pérdida de mercado es otro factor crítico. Petroperú pasó de tener 50% de participación en 2018 —en un equilibrio casi perfecto con Repsol— a caer entre 22% y 25% en los años siguientes.

En este punto surge el contraste más visible entre las evaluaciones técnicas y la lectura del directorio saliente. En una entrevista reciente en RPP, Alejando Narváez defendió su gestión de casi un año y aseguró que la empresa “logró recuperar la cuota promedio a cerca del 30% y redujo las pérdidas proyectadas de US$1.030 millones a US$650 millones en 2024”, además de dejar “una empresa encaminada, con EBITDA positivo”. También informó que 55 inmuebles de Petroperú fueron transferidos a ProInversión para su venta, aunque aclaró que el edificio principal de San Isidro no forma parte del proceso.

Bisso coincide en que hubo una recuperación, pero matiza esas cifras: “la gestión saliente recuperó mercado hasta 26%-28%, con proyección a 30%, pero la pérdida histórica sigue pesando”. Además, recordó que la caída del mercado en los últimos años redujo los ingresos de la estatal en más de US$1.000 millones, debilitando su liquidez y su capacidad de afrontar deudas.

Por su lado, Ochoa fue más tajante y señala a este diario que el directorio liderado por Alejandro Narváez no cumplió las obligaciones del DU 013, que condicionaba el apoyo financiero del Estado a tareas específicas como:

• contratar una auditoría forense,
• reducir costos operativos,
• ejecutar la reestructuración interna,
• y concretar la venta de activos prescindibles.

Aunque hubo convocatorias, “fracasaron”. Ochoa cuestionó que Narváez atribuya a su corta gestión una reducción de pérdidas: “No puedo tomar como éxito algo que no es real. Él solo estuvo dos meses del 2024; los resultados corresponden al directorio anterior a él”, afirmó.

¿Por qué la Refinería de Talara es clave para el futuro de Petroperú?

La Nueva Refinería de Talara se ha convertido en el eje central para el futuro operativo y financiero de Petroperú. Según el especialista Ricardo Bisso Fernández, si la unidad de Flexicoking funcionara al 98% de su capacidad de diseño, el país podría evitar la importación de hasta 70.000 barriles diarios de diésel, gasolinas y turbocombustibles. Sin embargo, los constantes apagones y fallas técnicas han encarecido los costos de operación y limpieza, retrasando la plena optimización de la planta.

Pese a estas dificultades, Bisso destacó que en los últimos tres años Petroperú ha logrado reducir sus importaciones de combustibles, lo que evidencia que Talara está comenzando a producir más y a mejorar progresivamente su costo de ventas.

En esa misma línea, Aurelio Ochoa añadió que, más allá de los cuestionamientos por su elevado costo, Talara es un activo moderno que “va a salvar a Petroperú” una vez que la empresa supere su crisis financiera.

Reconoció que las fallas y paradas iniciales son normales en infraestructuras de esta magnitud, pero advirtió un problema mayor: la aseguradora Mapfre no ha reconocido siniestros asegurados que ascienden a unos US$400 millones.

“El MEF debe intervenir a través de la SBS, porque no puede ser que Petroperú pague un seguro tan caro y la aseguradora diga que no es su problema”, señaló.