PetroTal ha presentado su plan operativo y financiero para PetroTal 2026, con una inversión proyectada de entre 80 y 90 millones de dólares. La compañía apunta a mantener una producción promedio de entre 11.750 y 12.250 barriles por día (bpd), concentrando sus esfuerzos en el campo Bretaña, su principal activo en el Lote 95 de Perú.
La estrategia para este año pone el foco en la preservación de una liquidez mínima de 60 millones de dólares, sin restricciones, como medida para sortear posibles contingencias. El objetivo no es expandir agresivamente la producción, sino consolidar su base operativa y financiera antes de impulsar nuevamente el crecimiento en 2027.
El programa contempla la perforación de dos pozos de desarrollo hacia el último trimestre del año, para lograrlo, la empresa ha iniciado el proceso de contratación de un proveedor externo, con la intención de mejorar la confiabilidad y asegurar la ejecución del cronograma. Esta decisión reemplaza el uso de la plataforma Amazonia-1, cuyo contrato está siendo desactivado.
Además de las nuevas perforaciones, PetroTal planea invertir 16 millones de dólares en infraestructura crítica en Bretaña, centrada en la habitabilidad del campamento y la seguridad operativa. Un monto adicional será destinado a mejorar la gestión de aguas residuales y fortalecer la infraestructura en Ucawa.
En línea con su enfoque conservador, PetroTal ha decidido mantener suspendido el dividendo durante 2026. La empresa justificó esta medida como necesaria para garantizar estabilidad financiera y operativa durante un año que considera de transición.
El presupuesto incluye un recorte significativo en costos operativos, gastos administrativos y de capital. Parte de esta estrategia contempla una reducción del consumo energético mediante la optimización del uso de bombas sumergibles eléctricas (ESP) y el reemplazo proactivo de tuberías de producción en pozos críticos.
Uno de los focos cruciales del plan de gasto para 2026 será el proyecto de control de erosión en Bretaña, PetroTal ha destinado 33 millones de dólares a este objetivo, de los cuales 18 millones serán registrados como gasto operativo y 15 millones serán capitalizados. La inversión forma parte de un programa mayor estimado en 65 a 75 millones de dólares para el periodo 2024–2026.
El retiro de la plataforma Amazonia-1 marca un cambio relevante en la estructura operativa de la compañía, PetroTal busca aumentar la certeza y estabilidad al confiar en contratistas externos con experiencia probada. Las negociaciones para la salida ordenada del contrato actual están en marcha y se espera que se conozcan los impactos financieros una vez firmados los acuerdos definitivos.
El enfoque de PetroTal para 2026 está diseñado para mantener estabilidad sin renunciar a su visión de largo plazo. La compañía busca sentar las bases necesarias para retomar una producción de 20.000 bpd a partir de 2027, una meta que dependerá del avance del programa de perforación y de la ampliación de las instalaciones de tratamiento de fluidos.
Mientras tanto, todas las ventas de crudo producidas en Bretaña se canalizarán por la ruta de exportación brasileña, bajo los acuerdos vigentes. En paralelo, PetroTal seguirá colocando producción de Los Ángeles en la refinería de Iquitos a través de contratos a corto plazo, monitoreando continuamente su exposición crediticia.
PetroTal concluye su presentación con un mensaje claro: consolidar, ajustar y prepararse. El año 2026 no será de expansión, pero sí de decisiones estructurales para fortalecer su posición en uno de los activos petroleros más importantes del Perú.
El mercado petrolero inició 2026 en medio de señales encontradas, por un lado, las tensiones en torno a Irán y Venezuela impulsaron brevemente el precio del crudo Brent a 66 dólares por barril. Por otro, el exceso de oferta acumulado desde 2025 ha servido de contrapeso, con precios aún 16 dólares por debajo del año anterior, el informe más reciente de la AIE anticipa que la demanda mundial crecerá 930 mil barriles diarios este año, fomentada principalmente por países fuera de la OCDE. Sin embargo, este aumento seguirá siendo inferior al crecimiento de la oferta, que se estima en 2,5 millones de barriles por día, liderado por productores no-OPEP+ como Estados Unidos, Brasil y Guyana.
La producción de petróleo en diciembre bajó respecto a su pico histórico, pero sigue en niveles altos. Rusia sorprendió con un fuerte repunte en su producción pese a los ataques a su infraestructura, mientras que las exportaciones de Venezuela cayeron más de 60% debido a restricciones estadounidenses. En paralelo, los inventarios mundiales siguen en ascenso, con un crecimiento de 470 millones de barriles durante 2025. Incluso en diciembre, China y otros países siguieron acumulando reservas, lo que ha ayudado a mantener el mercado abastecido y a contener la presión alcista sobre los precios.
El mercado mundial de gas natural licuado (GNL) dará un giro este año gracias al fuerte aumento en la oferta, lo que podría mantener los precios a raya y estimular la demanda en países como China e India. Analistas esperan que la producción global alcance hasta 484 millones de toneladas en 2026, con nuevos proyectos operativos en Estados Unidos, Qatar y África Occidental. Esta mayor disponibilidad marcaría el fin de las tensiones que siguieron a la guerra de Ucrania y daría pie a un ciclo de precios más estables hasta 2029.
En Asia, se prevé que la demanda crezca entre 4% y 7%, liderada por compras spot adicionales, almacenamiento estratégico y cambio de combustibles. En Europa, el almacenamiento y el mayor consumo sostendrán las importaciones, mientras que los precios del GNL asiático podrían caer a niveles cercanos a los 9,50 dólares por millón de BTU, muy por debajo del promedio de 12,45 dólares registrado en 2025. La caída también alcanzará a los precios del gas europeo, lo que reducirá los márgenes de exportación del GNL estadounidense, justo cuando aumentan los costos internos.
La unidad 6 de la central nuclear Kashiwazaki-Kariwa inició su fase de arranque en pruebas, marcando el regreso de uno de los reactores más grandes del mundo tras 14 años de inactividad. La Autoridad de Regulación Nuclear de Japón autorizó el procedimiento luego de evaluar los sistemas de seguridad y el plan de verificación operativa. TEPCO, la operadora, retiró las barras de control a las 19:02 h, dando paso al encendido controlado del reactor, el cual ahora entra en una etapa clave de inspección bajo condiciones reales de operación.
Esta fase de pruebas busca confirmar la integridad estructural de las instalaciones mediante el uso de vapor real, bajo la supervisión directa del regulador nuclear. TEPCO se comprometió a informar paso a paso los avances del proceso y responder a cualquier problema técnico que surja, asegurando que la seguridad sigue siendo la máxima prioridad.
Halliburton reportó ingresos por 5.700 millones de dólares y una utilidad neta de 589 millones en el cuarto trimestre de 2025, lo que representa una mejora notable respecto al trimestre anterior. La compañía también generó un flujo de caja libre de 875 millones y devolvió el 85% de ese capital a sus accionistas durante el año. Este desempeño refleja la fortaleza de su negocio internacional, que creció 7% y compensó la leve baja en Norteamérica, afectada por menor actividad de estimulación.
En tecnología, la empresa presentó avances como StreamStar™, un sistema para decisiones en tiempo real en perforación, y LOGIX™ unit vitality, que automatiza procesos de cementación. Además, selló alianzas estratégicas, incluyendo un acuerdo con VoltaGrid para desarrollar soluciones de energía distribuida para centros de datos en Oriente Medio y un contrato con Shell Nigeria para perforación en alta mar. Estos movimientos buscan posicionar a Halliburton como un actor clave en servicios integrados y sostenibles.
