Por Hugo Chávez Arévalo

Edmundo Lizarzaburu Bolaños, designado como nuevo presidente del Directorio de Petroperú el 3 de mayo de 2026, ha manifestado su postura en contra de la realización de una auditoría forense en la empresa estatal, particularmente enfocada en la Refinería de Talara. Encubriendo la corrupción de la mafias existentes internas y externas.

Los puntos clave sobre esta decisión y el contexto actual son:

• Argumentos en contra: Lizarzaburu sostiene que dicho estudio daña a la empresa al sugerir al mercado internacional que «hay algo oculto».
• Cambio de postura: Esta decisión representa un giro respecto a la administración anterior (dirigida por Roger Arévalo), que formaba parte de un proceso de reestructuración que incluía la auditoría, la cual ahora podría no llevarse a cabo.
• Contexto de crisis: Lizarzaburu asume el cargo en medio de una grave crisis financiera, siendo el sexto presidente de Petroperú en solo siete meses.
• Búsqueda de financiamiento: El cambio de directorio se da mientras el Gobierno evalúa un aval estatal para un crédito privado de al menos US$ 2,000 millones.
• Restitución de funcionarios: Se reporta la restitución de gerentes vinculados a gestiones anteriores, lo que complica la ejecución de la reestructuración planeada.

Esta medida genera incertidumbre sobre la transparencia de la gestión de la Nueva Refinería de Talara.

La nueva refinería de Talara se realizó sin un Expediente Técnico bajo la definición estricta de las normas de contratación pública y construcción en el Perú (el conjunto de planos, especificaciones, metrados y presupuestos definitivos que autorizan el inicio físico de una obra de ingeniería).

En el caso de la Nueva Refinería de Talara, la controversia técnica y legal radica en el esquema de contratación utilizado:

• Modalidad Llave en Mano (EPC): El proyecto no se ejecutó bajo la modalidad clásica (donde la entidad pública aprueba un Expediente Técnico cerrado antes de licitar la construcción). Se utilizó un esquema internacional EPC (Engineering, Procurement, and Construction).
• Ingeniería de Detalle en Paralelo: En los contratos EPC, la empresa contratista (en este caso, Técnicas Reunidas para las unidades de proceso) recibe un diseño básico llamado FEED. La elaboración de lo que no equivale al «expediente técnico» (la ingeniería de detalle) se va desarrollando y aprobando por tramos en paralelo al inicio de las obras civiles.
• Origen de las críticas: Diversos informes de la Contraloría General de la República e ingenieros independientes señalaron que iniciar obras sin tener la ingeniería de detalle al 100% (el expediente definitivo completo) generó descalces entre las unidades principales y las unidades auxiliares. Esto provocó retrasos y sobrecostos millonarios, ya que las estructuras avanzaban mientras los planos finales aún se seguían modificando.

No existió un único «expediente técnico» aprobado y cerrado antes de mover la primera piedra, sino una ingeniería que se diseñó sobre la marcha bajo el modelo EPC, lo que generó los problemas de desfase ampliamente criticados en el país.

Si un expediente técnico o estudio definitivo es por esta razón que el proyecto nació sin cierre económico y ocasionó que nazca sin financiamiento necesario ocasionando su debilidad y caer el default

La forma en que se estructuró y aprobó la construcción de la Refinería de Talara es el origen directo de la debilidad financiera de Petroperú, arrastrándola a una crisis de liquidez extrema y al borde de un impago estructural. El impacto de la falta de un expediente técnico cerrado en la sostenibilidad económica se desglosa en los siguientes aspectos:

El desfase del «Cierre Económico»

• Falta de un presupuesto real: Al iniciar bajo la modalidad EPC sin una ingeniería de detalle definitiva, el costo real final del megaproyecto era un enigma. No existió un presupuesto fijo con «cierre económico» de origen.
• De la inversión al gasto descontrolado: La refinería se planificó inicialmente con un presupuesto menor, pero la falta de sincronización (especialmente entre las unidades de proceso de Técnicas Reunidas y las demoradas unidades auxiliares) disparó el costo total de la obra por encima de los US 6,500 millones.

Estructura de Financiamiento Nociva

• Nacimiento sin capital asegurado: Como el costo iba variando sobre la marcha, Petroperú no contaba con una línea de financiamiento estructurada integralmente desde el primer día.
• Emisión agresiva de bonos: Para cubrir los baches y sobrecostos, la petrolera estatal se vio obligada a emitir US$ 3,000 millones en bonos internacionales (con vencimientos en 2032 y 2047) y adquirir créditos sindicados bancarios adicionales por miles de millones.
• Carga pesada de intereses: Esta improvisación financiera cargó a la empresa con obligaciones anuales de intereses masivas antes de que la planta pudiese operar al 100% de su capacidad comercial, generando un severo descalce de caja.

Riesgo de Default Técnico y Financiero (Situación Actual)

• Pasivos insostenibles: El volumen total de la deuda acumulada de la estatal sobrepasa los US 8,000 millones, una cifra que supera ampliamente la generación de caja operativa y su patrimonio actual.
• Default Operativo y Técnico: La falta de liquidez impide cumplir con los pagos de intereses vencidos de manera autónoma. Calificadoras como Moody’s y Fitch han rebajado severamente la nota crediticia debido al «estrés de liquidez» y el inminente riesgo de insolvencia.
• Dependencia absoluta del Estado: Para evitar el default totalizado (lo que permitiría a los bonistas exigir el pago inmediato de toda la deuda), el Gobierno peruano ha tenido que intervenir repetidamente mediante decretos de urgencia, inyecciones directas, emisión de bonos soberanos para refinanciar deuda.

El proyecto nació sin un anclaje técnico y financiero definitivo, convirtiéndose en una bola de nieve de endeudamiento que hoy compromete las finanzas públicas del país.

Las malas decisiones tomadas, la mala supervisión y la valorización de la refinería de talara para ver su transparencia hace necesaria un peritaje forense, que indicaría los responsables

Los argumentos técnicos, financieros y legales apuntan a que un peritaje o auditoría forense es la única herramienta técnica capaz de levantar el secreto comercial, rastrear el flujo de dinero y determinar responsabilidades penales y civiles individuales.

A diferencia de una auditoría financiera convencional, un peritaje forense en la Nueva Refinería de Talara permitiría desarmar la estructura del proyecto en tres frentes críticos:

1. Desmontar el esquema de «Órdenes de Cambio» y Sobrevaloración

• Rastreo de sobrecostos: Permitiría auditar cada una de las adendas y variaciones contractuales que elevaron el costo de la obra de los US\( 1,300 millones originales a más de US\) 6,500 millones.
• Simulación de competencia: Identificaría si los sobrecostos por demoras en las unidades auxiliares fueron reales o si existió una concertación para inflar los precios de los contratos de preservación y construcción complementaria.
• Ruta del dinero: Cruzaría los pagos emitidos por Petroperú con los subcontratistas finales para detectar presuntos desvíos, comisiones ilegales o lavado de activos.

2. Evidenciar la Negligencia de la Supervisión (Consorcio CPT)

• Aprobaciones sin sustento: El peritaje forense determinaría con precisión por qué la empresa supervisora aprobó el inicio de obras civiles basadas en una ingeniería de detalle incompleta o deficiente.
• Incumplimiento de penalidades: Evaluará si la supervisión omitió reportar fallas críticas o aplicar penalidades millonarias a los contratistas principales (como Técnicas Reunidas y Cobra) por los desfases cronológicos que asfixiaron financieramente a la petrolera.

3. Individualizar la Responsabilidad Penal de Altos Funcionarios

• Toma de decisiones políticas vs. técnicas: Un peritaje con valor legal identificaría a los miembros del Directorio, gerentes generales y gerentes de proyecto que firmaron las actas de aceptación de hitos de obra sabiendo que el proyecto carecía de cierre financiero.
• Delito de colusión y negociación incompatible: Traduciría los informes de control de la Contraloría en pruebas de carácter penal, demostrando el dolo (intención) u omisión de funciones que causó el perjuicio económico patrimonial más grande en la historia del Estado peruano.

El costo estándar internacional para construir desde cero (grassroots) una refinería de alta conversión con una capacidad de 100,000 barriles por día (bpd)

A continuación, se presenta un cuadro comparativo con los precios finales y costos por barril de refinerías construidas o proyectadas en los últimos 10 años que se asimilan a la escala de la Nueva Refinería de Talara (95,000 bpd):

Tabla Comparativa de Costos Reales de Construcción

Refinería / Proyecto (País)	Capacidad (bpd)	Tipo de Proyecto / Complejidad	Costo Final Reportado	Costo Promedio por Barril Diario
Nueva Refinería de Talara (Perú)	95,000	Modernización Total / Alta Conversión (Flexicoking)	US$ 6,500 millones	US$ 68,421 / bbl
Proyecto Planta Greenfield de Referencia (Latinoamérica/Guyana)	100,000	Nueva Planta (Completa) / Alta Conversión	US$ 5,000 millones	US$ 50,000 / bbl
Sentuo Oil Refinery (Ghana)	100,000	Nueva Planta / Complejidad Media-Alta	US$ 3,000 millones	US$ 30,000 / bbl
Refinería Dos Bocas (México)	340,000	Nueva Planta / Alta Conversión	US\( 16,000 a US\) 20,000 millones	US\( 47,000 a US\) 58,800 / bbl
Dangote Refinery (Nigeria)	650,000	Megaplanta Única / Conversión Profunda	US\( 19,000 a US\) 20,000 millones	US\( 29,230 a US\) 30,769 / bbl

La Nueva Refinería de Talara fue diseñada para procesar crudos pesados y producir combustibles de alta pureza. Sus capacidades técnicas operativas se desglosan en las siguientes especificaciones:

Capacidad de Procesamiento Principal

• Capacidad de Carga: 95,000 barriles por día (bpd).
• Incremento de Producción: Aumentó un 46% su capacidad frente a la refinería antigua (65,000 bpd).
• Dieta de Crudo: Diseñada para procesar crudos pesados y ácidos (más económicos en el mercado).

Complejidad y Conversión Profunda

• Factor de Complejidad Nelson: Alcanza un índice superior a 12, lo que la sitúa como una refinería de alta tecnología a nivel mundial.
• Unidad de Flexicoking: Capacidad de 25,000 bpd. Esta unidad convierte los residuos de petróleo más pesados en productos de alto valor (gasolina, diésel) y produce gas industrial (flexigas) para autoconsumo, eliminando la producción de coque de petróleo residual.
• Craqueo Catalítico Fluido (FCC): Capacidad de 25,000 bpd para maximizar la obtención de gasolina de alto octanaje y Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Calidad de Combustibles y Capacidad Ambiental

• Desulfurización: Capacidad para reducir el contenido de azufre en diésel y gasolinas a menos de 10 partes por millón (ppm).
• Cumplimiento Normativo: Permite la producción de combustibles bajo el estándar Euro VI.

Unidades de Servicios Auxiliares

• Producción de Hidrógeno: Planta de 56 millones de pies cúbicos estándar por día (MMSCFD) para los procesos de hidrotratamiento.
• Cogeneración Eléctrica: Capacidad de producción propia de 100 megavatios (MW), garantizando la autonomía energética de la planta.
• Producción de Agua: Planta desalinizadora de agua de mar con capacidad de 1,200 metros cúbicos por hora.

VALOR DE LA PLANTA CUYO VALOR VERSUS PRODUCCIÓN NO LA HACEN RENTABLE

La afirmación de que el valor de la planta versus su producción no la hacen rentable se sostiene de forma estricta sobre la realidad financiera del proyecto. Técnicamente, el problema de la Nueva Refinería de Talara no radica en su capacidad de refinación ni en su tecnología, sino en su desproporcionada estructura de capital y su sobrecosto original, lo cual destruye su rentabilidad económica real.

La falta de rentabilidad frente a su producción se explica mediante tres factores financieros y operativos:

1. El Costo por Barril Instalado Está Fuera de Paridad

• Inversión Sobredimensionada: La refinería costó aproximadamente US$ 6,500 millones para producir solo 95,000 barriles por día (bpd).
• Costo de Capital Insostenible: Esto equivale a una inversión de US 68,421 por cada barril diario de capacidad. Los estándares internacionales para refinerías de alta conversión establecen que un proyecto rentable no debe superar los US 30,000 por barril. Talara nació con un sobrecosto de capital del 36% que la producción de 95,000 bpd no puede amortizar en los plazos previstos.

2. El Margen de Refinación es Devorado por los Intereses de la Deuda

• Margen Operativo Insuficiente: Una refinería de alta complejidad con tecnología Flexicoking (como Talara) puede generar un margen neto de refinación de US\( 10 a US\) 12 por barril en condiciones óptimas de mercado. Procesando al tope de su capacidad (95,000 bpd), generaría una utilidad operativa bruta estimada de entre US\( 350 millones y US\) 400 millones anuales.
• La Trampa Financiera: El servicio de la deuda (el pago de capital e intereses de los más de US$ 3,000 millones emitidos en bonos internacionales y préstamos bancarios US$ 1,300) demanda cientos de millones de dólares al año. Toda la ganancia que produce la venta de combustibles se destina exclusivamente a pagar los intereses de la infraestructura, dejando a Petroperú con flujo de caja negativo. La operación trabaja para la deuda, no para generar utilidades.

3. Subutilización y Paradas de las Unidades Más Rentables

• La Paradoja del Flexicoking: La unidad de Flexicoking costó cerca de US$ 1,000 millones y es el verdadero motor de ganancias de la planta porque convierte los residuos pesados en gasolinas de alto valor. Sin embargo, debido a fallas técnicas iniciales, desfases comerciales y la falta de crudo pesado constante para alimentarla, esta unidad clave ha sufrido paradas prolongadas o intermitentes.
• Margen de Refino Deprimido: Sin el Flexicoking operando al 100% de manera sostenida, el margen de refinación de Talara cae drásticamente a niveles de una refinería convencional, reduciendo drásticamente los ingresos reales frente a la masiva meta de producción proyectada.

En conclusión, la refinería procesa tecnología de punta, pero económicamente es una planta de escala mediana con una deuda de megaproyecto mundial. Ningún volumen de producción dentro de sus 95,000 bpd de límite puede cubrir de manera autónoma el costo financiero de su construcción, lo que obliga al Estado peruano a inyectarle dinero constantemente para evitar la quiebra.

Para explicarlo más claro o precisó es como comprar un auto de lujo para hacer taxi, a qué autoridades pueden tomar semejante mala decisión.

Compraron un Ferrari para usarlo de taxi. El auto es de lujo y tiene la mejor tecnología, pero la tarifa del pasaje (el margen de refinación) jamás podrá pagar las cuotas del vehículo, llevándolos a la quiebra.

Una mala decisión de tal magnitud —aprobar la ejecución de la obra sin un expediente técnico cerrado ni un financiamiento estructurado de origen— involucra directamente a tres niveles de autoridades políticas y corporativas que gobernaron el Perú entre 2013 y 2022:

1. Directorios y Gerencias Generales de Petroperú

Ellos fueron los responsables legales de firmar los contratos EPC y aceptar las órdenes de cambio (adendas) que inflaron los costos. Entre los principales firmantes y defensores de la continuidad del proyecto bajo esas condiciones están:

• Héctor Reyes Cruz: Presidente del Directorio en 2013, quien firmó el contrato original con Técnicas Reunidas por US$ 2,700 millones, sabiendo que no incluía las unidades auxiliares ni el financiamiento completo.
• James Atkins Lerggios (2018–2019) y Carlos Paredes Lanatta (2019–2020): Quienes continuaron aprobando adendas y postergaciones contractuales con el Consorcio CPT (supervisión) y Cobra, incrementando la deuda en miles de millones.
• Otros Directorios que aprobaron y cancelaron con capital de trabajo, endeudamiento a corto plazo, con endeudamiento y generaron esta crisis. Como Humberto Campodonico,y demás que tendrán que salir de las investigación forense.

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2. Ministros de Economía y Finanzas (MEF) y de Energía y Minas (MINEM)

De acuerdo con la Ley de Transparencia y la propia Ley 30130, Petroperú rinde cuentas a la Junta General de Accionistas, integrada por estos dos ministerios. Ellos autorizaron el endeudamiento masivo sin exigir el cierre financiero previo:

• Eleodoro Mayorga (MINEM) y Luis Miguel Castilla (MEF): En el gobierno de Ollanta Humala, fueron quienes dieron el «luz verde» político y legal para arrancar el proyecto en 2014, promulgando los reglamentos que permitieron el esquema EPC sin expediente cerrado.
• Ministros posteriores (PPK y Martín Vizcarra): Como Alfredo Thorne o Carlos Oliva en el MEF, quienes permitieron que la empresa siguiera emitiendo bonos soberanos y corporativos en los mercados internacionales (como las emisiones de US\( 2,000 millones y US\) 1,000 millones) para pagar los sobrecostos, en lugar de frenar la obra para auditarla.

3. Expresidentes de la República (Decisión Política)

La refinería de Talara no fue una decisión técnica, sino una bandera política. Los mandatarios presionaron públicamente para que la obra continuara a cualquier costo, ignorando las advertencias técnicas de la Contraloría:

• Ollanta Humala Tasso: Impulsó la Ley 30130 y firmó el inicio del proyecto en 2014 como una promesa estatista de «soberanía energética».
• Pedro Pablo Kuczynski y Martín Vizcarra: Continuaron con la obra argumentando que «ya se había gastado demasiado dinero como para pararla», lo que amarró definitivamente las finanzas del Estado peruano al megaproyecto.

Al no existir un expediente técnico cerrado, cada uno de estos funcionarios fue pateando el problema hacia adelante, firmando compromisos de pago financieros que hoy hacen colapsar la caja fiscal del país.