PDVSA cede la operación a Eni y GeoPark: quién pone el capital en la Faja del Orinoco

Bajo el suelo de Junín-5 hay 35.000 millones de barriles certificados. Arriba salen doce mil al día. Dieciséis años atrás, con el campo en manos de una mixta donde el Estado tenía el 60%, el plan anunciado apuntaba a 240.000 barriles diarios en 2018 y a un desembolso de 8.000 millones de dólares. Esta semana el campo cambió de manos sin cambiar de socios: Eni pasó a ser su operadora exclusiva bajo otra figura contractual. Lo que se movió no es la geología ni la ambición del plan. Es quién pone el dinero y quién responde si el barril no aparece.

Lo que la ley dice del modelo, con sus palabras

Gaceta Oficial 6.978 extraordinario, 29 de enero de 2026: ahí quedó publicada la ley de hidrocarburos reformada. Su exposición de motivos describe la figura sin eufemismos: incorpora los modelos de negocio de la Ley Antibloqueo, «incluyendo los Contratos de Participación Productiva – CPP, donde la empresa operadora asume la gestión integral a su propio costo y riesgo». Y agrega la consecuencia fiscal en la misma frase: «En este modelo, el Estado no adquiere deudas y la retribución de la operadora consiste en una participación porcentual sobre los volúmenes fiscalizados».

Son tres decisiones en dos líneas. El privado pone el capital. El Estado no se endeuda para acompañarlo. Y lo que el operador se lleva no es un dividendo que dependa de que la sociedad cierre el ejercicio con caja, sino una porción del crudo que efectivamente se mida en el punto de fiscalización.

De las tres, la tercera recibe menos titulares y cambia más la vida de quien invierte. Un dividendo hay que declararlo, aprobarlo, convertirlo y transferirlo, y cada uno de esos pasos tiene un cuello donde el dinero se queda. Una participación en volúmenes se cobra en el mismo momento en que el barril existe.

De Houston a Miraflores en dos semanas

La figura no nació el miércoles. La disposición transitoria tercera de la propia ley reconoce que los contratos de participación productiva firmados al amparo de la Ley Antibloqueo mantienen «su plena validez y eficacia jurídica», y da ciento ochenta días para adecuarlos sin desmejorar lo pactado. El 18 de agosto, en la conferencia IMAGE de Houston, la ministra de Hidrocarburos formalizó uno de esos contratos con Hunt Oil, productora independiente de Dallas, sobre los campos Caro y Carisito, junto a Crossover Energy Holding; y una alianza marco con SLB para estudios integrados de yacimientos.

Lo que cambió en quince días es el tamaño del firmante. Una supergigante europea aceptó el mismo esquema que hasta agosto atraía a una independiente de Dallas y a una compañía de servicios, y lo hizo para tomar la operación de un campo que llevaba una sociedad donde el Estado era socio mayoritario. Ese salto es el dato: no la novedad de la figura, sino quién la está firmando ahora.

Junín-5, la misma meseta prometida dos veces

El expediente del campo permite medir lo que valen estos anuncios. En diciembre de 2010 PDVSA y Eni presentaron Petrojunín con una fase temprana de 75.000 barriles diarios para 2013 y una meseta de largo plazo de 240.000 para 2018. La inversión anunciada era de 8.000 millones de dólares y el reparto societario, 60% para la estatal y 40% para la italiana. Dieciséis años después el campo produce unos 12.000 barriles diarios.

Ni las sanciones, que llegaron después, ni la geología, que sigue siendo la misma, explican solas esa distancia. Bajo el modelo de empresa mixta cada desembolso salía en proporción societaria, y el socio mayoritario era el que menos caja tenía. Un plan donde el 60% depende de quien no puede pagarlo se ejecuta al ritmo de quien no puede pagarlo.

Ese nudo se corta por el único sitio donde se puede cortar sin dinero público: quitándole al Estado la obligación de aportar y, con ella, la potestad de decidir el ritmo.

Quién firmó qué, y por cuánto

Cinco compañías firmaron el miércoles en Miraflores y esa noche una sexta comunicó por su cuenta. Contarlas juntas induce a error: los compromisos no son equivalentes y solo uno trae cifra pública de inversión.

Distinguir esos grados importa porque el mercado no lo hace. Un derecho de estudio se abandona sin costo de desarrollo; una operación con programa de trabajo aprobado obliga desde el primer día; y una firma que ninguna de las partes ha documentado todavía no obliga a nada. Entre esos tres grados hay una diferencia de años y de cientos de millones, y los tres se anunciaron el mismo miércoles en la misma sala.

El argumento del otro lado

Leer este diseño solo como una cesión ignora el problema que resuelve. Venezuela tiene reservas que no puede desarrollar con caja propia y una petrolera estatal con obligaciones impagadas de la década pasada. Un modelo en el que el Estado no contrae deuda para invertir es, en esas condiciones, la diferencia entre un campo parado y un campo que produce algo.

Hay además un precedente que explica por qué cobrar en volúmenes no es una concesión menor. El socio indio del campo San Cristóbal, con 40% de la sociedad, acumula más de 500 millones de dólares en dividendos que no ha podido cobrar, y la salida que negocia desde hace años es recibir entregas de crudo en lugar de dinero. El modelo nuevo convierte en regla general lo que fue el remedio de emergencia de un socio que no podía sacar su plata.

Lo que todavía no está publicado

Entre 20% y 35% dejó el reglamento de julio la suma de regalía e impuesto, según en qué condición esté el yacimiento, pero la alícuota concreta se decide proyecto por proyecto y ninguno de esos expedientes se ha publicado. Tampoco se conoce el plazo de recuperación de la inversión, el porcentaje de volúmenes que cobra cada operadora ni el compromiso mínimo de trabajo. Y hay un procedimiento escrito que nadie ha visto aplicarse: el artículo 39 manda que para escoger operadoras el organismo competente «promoverá la concurrencia de diversas ofertas», con comités creados por el ministerio para fijar condiciones y seleccionar empresas. De ese procedimiento no hay constancia pública en ninguna de las adjudicaciones anunciadas.

Esa opacidad tiene un efecto medible para quien evalúa entrar: sin un contrato de referencia publicado, nadie puede saber si los términos que le ofrecen son mejores o peores que los del vecino, y la negociación de cada quien empieza sin ancla.

Qué observar

El acto administrativo que asigna cada área. Es el documento que convierte un comunicado corporativo en un derecho oponible. Mientras el registro no lo publique, lo firmado es un acuerdo entre partes cuyos términos solo conocen las partes.

La fecha efectiva del contrato de Bare. GeoPark declaró un plazo máximo estimado de 120 días desde la firma para cumplir aprobaciones y requisitos de sanciones, lo que sitúa el vencimiento a finales de diciembre. Es el primer calendario público autoimpuesto de toda la tanda, y por eso el más fácil de contrastar.

El primer informe trimestral que declare monto y meseta con año. Una compañía cotizada que compromete capital en un país sancionado termina explicándolo a sus accionistas. El trimestre que cierra en septiembre es la primera ocasión en que Eni y GeoPark tendrán que poner una cifra al lado del anuncio.

Hasta que alguno de esos tres documentos exista, la manera honesta de medir la apertura no es sumar acuerdos: es contar barriles. El país produjo 1,2 millones diarios en julio, casi un 30% por encima de los 924.000 de enero, y esa serie se mueve con o sin ceremonia. Junín-5 y Bare aportan hoy, entre los dos, unos 23.000.