Petróleo y gas en Venezuela: GeoPark, KEO y Hunt entran por los campos viejos

La cumbre internacional de petróleo y gas abrió el 29 de septiembre en el JW Marriott de Caracas con 650 ejecutivos, funcionarios y diplomáticos inscritos, otros 150 en lista de espera y las entradas agotadas a 2.950 dólares. En el programa conviven bp y Shell con Trident, Corcel, Touchstone y UCC, un grupo catarí que en agosto entró al gas venezolano. Es una buena foto del interés. Para saber quién entra de verdad hay que mirar otra cosa: qué firmó cada uno, sobre qué campo y con qué dinero.

Hecho ese ejercicio con los documentos de las compañías y del Gobierno, aparece un mapa distinto del que sugieren los titulares. Entre las compañías que entran en 2026, las que tienen papel firme son operadores medianos, vehículos privados y capital del Golfo. Y lo que compran se parece poco a la Venezuela de las megaobras.

Lo firme es lo viejo

La primera regularidad aparece sola al ordenar la tabla: cuanto más firme es el papel, más maduro es el campo. KEO llega a operar PetroUrdaneta, una empresa mixta con cuatro campos en la cuenca de Maracaibo: La Paz, Mara Oeste, Mara Este y El Moján. GeoPark se queda con el bloque Bare, en la Faja, un campo con unos 1.100 pozos que produce 11.000 barriles diarios y que en su mejor época pasó de los 100.000. Hunt firmó por Caro y Carisito, dos campos del oriente cuya producción el contrato busca recuperar.

El 29 de septiembre, desde la tribuna de la cumbre, Felipe Bayón le puso números al plan de GeoPark: 7.000 millones de dólares hasta 2038 para llevar Bare de 11.000 a unos 90.000 barriles diarios, por fases, con desembolsos de entre 40 y 80 millones al año hasta 2028 y de 120 a 140 millones en 2029 y 2030, y con las operaciones arrancando en diciembre. Es el mismo número redondo que Chevron anunció para sus tres empresas mixtas, repartido en doce años en vez de cinco.

Lo que sigue en memorando es lo de mayor escala. En Ayacucho 2, en la Faja, Continental habla de treinta mil millones de barriles en sitio y de un contrato «en las próximas semanas» desde el 16 de septiembre; al cierre de esta pieza seguía sin firmarse.

El capital que llega compra primero los barriles que ya existen. Es la apuesta de menor riesgo geológico y de caja más rápida, y dice algo del horizonte con que se está entrando: se paga por lo que puede producirse pronto.

El dinero entra cambiando de dueño

GeoPark paga Bare con acciones. Entrega 42,1 millones de títulos nuevos, a 12,22 dólares cada uno, a una entidad del Grupo Gilinski, que con eso pasa a tener alrededor del 56% de la compañía y su control. El grupo había conseguido el contrato con PDVSA; GeoPark pone la operación, se compromete a financiar toda la inversión y se queda con una participación neta de 65%.

Una empresa que cotiza en Nueva York cambia de dueño para entrar en Venezuela.

Ese cambio de dueño tuvo que pasar también por los acreedores. Los bonos de GeoPark a 2030 llevan una cláusula de cambio de control que no se activa si quien toma el mando es un «tenedor permitido», así que la compañía les pidió a los tenedores incluir en esa definición a Jaime Gilinski y a su familia. El 23 de septiembre anunció que tenía los consentimientos, a cambio de 2,50 dólares por cada mil de deuda, y fijó para el 29 la firma del suplemento al contrato de emisión. Para entonces el grupo ya había comprado en el mercado cerca del 28% de las acciones.

KEO recorrió otro camino. Su matriz, listada en Estocolmo, fue armando por tramos una participación indirecta en PetroUrdaneta a través del vehículo español de Novonor, la antigua Odebrecht: 4,6 millones de euros en 2024 por el derecho exclusivo de compra, otros 4,6 millones en marzo de 2026 para quedarse con 24% y, en julio, un acuerdo de 37,5 millones de dólares por otro 16%, que la llevará al 40%. Ahora se compromete a prestarle a la propia empresa mixta hasta 350 millones de dólares. Y la matriz no piensa quedarse con el negocio petrolero: quiere separarlo y listarlo en Estados Unidos. La vía anunciada en julio, una fusión con Lionheart Holdings, no se concretó en el plazo de exclusividad y las partes acordaron no prorrogarlo; la compañía dice que el objetivo de listar a KEO Energy sigue en pie.

La distancia con Chevron es de fondo. Sus tres empresas mixtas, entre ellas Petroindependencia, donde tiene 49%, planean invertir más de 7.000 millones de dólares en cinco años, con costos totales que la compañía declara por debajo de 20 dólares el barril y bajo lo que su comunicado llama un «modelo de gestión disciplinada de caja». Los recién llegados no tienen esa caja en Venezuela: la traen de un cambio de propiedad, de un mercado de capitales o de su propio balance.

La banca local tampoco da para mucho: toda su cartera de préstamos sumaba menos de 4.000 millones de dólares al cierre de junio.

El gas nuevo mira hacia Trinidad

En gas, los recién llegados son otros, y vienen del Golfo. El 13 de agosto bp recibió la licencia de la fase 2 de Loran, en la Plataforma Deltana, con dos socios a partes iguales: XRG, el brazo de inversión internacional de la emiratí ADNOC, y UCC Oil and Gas, de un grupo catarí de energía, minería, concesiones y construcción. La fase guarda unos 4 billones de pies cúbicos recuperables. Shell tenía desde junio la licencia de la primera fase de Loran, un campo con yacimientos que cruzan la frontera con Trinidad y Tobago. Y UCC quiere más: en la cumbre, su jefe de exploración y producción dijo que la compañía negocia su entrada en otras áreas de petróleo o gas, todavía sin nombre.

El lado venezolano fue explícito sobre el destino. El vicepresidente de PDVSA Gas dijo en agosto que la meta con Loran es convertir al país en exportador de gas metano: en un inicio irá a Trinidad y Tobago, con Asia y Europa en el plan, y una parte a la petroquímica y a la licuefacción. La red eléctrica depende de otro yacimiento, Cardón IV, que opera una empresa de Repsol y Eni y que, según el mismo funcionario, entrega 580 millones de pies cúbicos diarios al mercado interno y podría llegar a 1.200.

El gas que firman los recién llegados mira sobre todo hacia afuera. El que sostiene la luz en Venezuela es el que ya estaba.

La red sigue en manos del Estado

En electricidad, los acuerdos grandes del año son contratos de equipos y servicios con las estatales, como las alianzas de GE Vernova con PDVSA y con Corpoelec, cuya meta, según la embajada de Estados Unidos, es sumar un gigavatio en 24 meses y otros cinco en los cuatro años siguientes. Cuánto de esa potencia alcanza para los barriles prometidos lo calculamos en nuestro análisis del gigavatio.

Las compañías de gas para generación que llegaron a la cumbre vinieron a mirar. InterEnergy opera en una decena de países, de México a Chile; Caribe LNG dice que su primer mercado es Colombia; AES espera cerrar su venta a un consorcio encabezado por GIP y EQT. Ninguna muestra en sus comunicados un instrumento firmado en Venezuela. El mercado que las atrae lo crean los contratos nuevos: según el presidente de PDVSA, cada operador tendrá que pagar o arrendar la electricidad de su propio campo.

La licencia general 48D, reemplazada el 28 de septiembre sin cambios en este punto, autoriza venderles equipos y servicios para generar y excluye formar en Venezuela empresas nuevas para producir electricidad.

Firmar no es operar

Queda la distancia entre la firma y el barril. El contrato de Bare entra en vigor solo después de aprobaciones y autorizaciones, incluidas las de cumplimiento de sanciones, en un plazo que GeoPark estima en un máximo de 120 días; Bayón lo repitió en la cumbre. Los acuerdos de KEO siguen sujetos a lo que autoricen las licencias del Tesoro estadounidense. Y ninguno de los entrantes de la tabla figura entre las seis compañías que la licencia general 50C nombra por escrito.

Tampoco ponen muchas cifras propias. De los entrantes de la tabla, GeoPark y KEO son los únicos cuyos comunicados traen números de producción o de dinero en Venezuela; Continental da recursos en sitio, sin monto de inversión.

Lo que se está armando

Juntas, las piezas dibujan un mosaico: operadores medianos que rehabilitan campos viejos con dinero que entra cambiando de dueño, capital estatal y privado del Golfo en un gas que mira hacia Trinidad, y una red eléctrica que sigue dependiendo del Estado y de lo que cada operador pueda generar en su campo. TotalEnergies, la gran petrolera que vuelve después de ceder en 2021 su 30% de Petrocedeño, sigue en memorando.

Para quien invierte, la pregunta útil pasa a ser con qué contraparte se abre Venezuela.

Un operador mediano tiene un balance más corto que una gran petrolera, un capital que a veces depende de una fusión o de un cambio de control, y contratos que todavía esperan aprobaciones. Las fechas que lo van a medir están cerca. La entrada en vigor del contrato de Bare, que con el plazo máximo contado desde el 2 de septiembre cae a finales de diciembre, el mes en que GeoPark quiere empezar a operar. El contrato definitivo de Continental, prometido desde el 16 de septiembre. Y la salida a bolsa de KEO Energy en Estados Unidos, que su matriz mantiene como objetivo aunque la fusión con Lionheart no llegó a firmarse. El capital privado que está detrás de otros entrantes lo mapeamos en la pieza sobre quién está comprando Venezuela, y el vehículo de Primavera, en la de su contrato con PDVSA.