La firma de un contrato de 25 años entre Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la colombiana GeoPark para operar el campo Bare, en la Faja Petrolífera del Orinoco, representa mucho más que la entrada de una nueva empresa extranjera al sector energético venezolano. Según la información difundida el 4 de septiembre de 2026, el acuerdo forma parte de una acelerada reorganización de la industria petrolera después del pacto anunciado con Estados Unidos el 28 de agosto. En pocas semanas, Caracas ha presentado convenios con compañías de Colombia, Estados Unidos, Italia, España, Reino Unido, Catar y Emiratos Árabes Unidos como la base de una recuperación productiva destinada a devolver al país un papel central en el mercado mundial de crudo.
El dato más concreto del acuerdo con GeoPark está en la dimensión del activo. Bare cuenta con unos 1.100 pozos existentes y una producción bruta cercana a 11.000 barriles diarios, pero su potencial estimado se sitúa entre 85.000 y 95.000 barriles diarios. La diferencia entre ambas cifras ilustra el problema estructural de Venezuela: las reservas son extraordinarias, pero la capacidad de convertirlas en producción rentable, sostenida y técnicamente segura se ha deteriorado durante años. El contrato busca cerrar esa brecha mediante capital privado, conocimiento operativo y una gestión más intensiva del campo.
Bare es una prueba concreta para una promesa de recuperación
La presidenta encargada Delcy Rodríguez presentó la incorporación de GeoPark como una señal de confianza regional y subrayó que se trata de la primera petrolera colombiana que operará directamente un bloque en territorio venezolano. La elección tiene una carga económica y diplomática evidente. Colombia comparte frontera, infraestructura y vínculos comerciales con Venezuela, de modo que la participación de una empresa colombiana puede facilitar relaciones logísticas y técnicas que serían más complejas para un operador completamente ajeno a la región. También puede funcionar como un puente político en un momento en que Caracas intenta ampliar sus interlocutores internacionales.
Sin embargo, la presencia de GeoPark no garantiza por sí sola un aumento rápido de la producción. Elevar Bare desde los 11.000 barriles diarios actuales hasta un rango cercano a 90.000 requeriría reactivar pozos, reparar instalaciones, asegurar diluyentes para el crudo pesado, ampliar sistemas de recolección y tratamiento, y resolver los cuellos de botella de transporte y exportación. La recuperación de un campo maduro no depende únicamente del número de pozos perforados. Depende también de la presión del yacimiento, del estado de las bombas, de la calidad de los datos geológicos y de la regularidad de los servicios eléctricos.
La primera conclusión relevante es que Bare debe medirse como un indicador de ejecución, no como un anuncio de reservas. Si en los próximos años la compañía logra incrementar de forma verificable la producción, mantener la seguridad operacional y reinvertir parte de los ingresos, el contrato podría convertirse en un modelo para otros campos. Si el aumento se limita a una recuperación inicial de barriles sin mantenimiento suficiente, el resultado sería una mejora temporal que repetiría una de las debilidades históricas de la industria venezolana: extraer capacidad futura para obtener ingresos inmediatos.
El presidente del Grupo Gilinski, Jaime Gilinski, afirmó que GeoPark posee la experiencia técnica y la solidez financiera necesarias para asumir la inversión de capital. Esa afirmación contiene el principal atractivo del acuerdo para Pdvsa: trasladar una parte sustancial del riesgo financiero y operativo a un socio privado. Para una empresa estatal debilitada, la posibilidad de desarrollar un activo sin financiar íntegramente cada etapa puede liberar recursos para mantenimiento, refinación, electricidad y otras áreas críticas.
El verdadero cambio está en quién financia y quién controla
La sucesión de acuerdos revela un cambio en la arquitectura de la producción venezolana. Durante años, el Estado mantuvo el control formal de la mayor parte de los activos, pero no contó con suficiente inversión, tecnología o acceso financiero para desarrollarlos plenamente. Ahora el gobierno interino parece dispuesto a ampliar la participación extranjera mediante contratos de largo plazo. El acuerdo con GeoPark tiene una duración de 25 años; el convenio con Washington contempla 17 campos, 65.000 millones de barriles y una meta superior a 1,5 millones de barriles diarios; además, la Casa Blanca confirmó una concesión de hasta un siglo para North American Blue Energy Partners, vinculada al empresario Alejandro Betancourt.
El segundo punto de análisis es que la apertura no debe evaluarse únicamente por los barriles adicionales, sino por la distribución del poder económico que esos barriles generan. Los contratos pueden aportar inversión y eficiencia, pero también comprometer durante décadas la estructura de ingresos públicos, la capacidad regulatoria y el margen de decisión de futuros gobiernos. Una concesión extensa puede ser razonable cuando existe estabilidad jurídica, licitación transparente, supervisión independiente y reglas claras sobre regalías. En cambio, adquiere un carácter más riesgoso cuando se firma durante una transición política, con instituciones cuestionadas y sin un mandato electoral reconocido por todos los actores.
La producción venezolana habría alcanzado 1,2 millones de barriles diarios en julio, casi 30% más que en enero, según la información difundida en el reporte. El avance es significativo en términos porcentuales, pero todavía deja al país lejos de los 3 millones de barriles diarios que producía a finales de los años noventa. La comparación permite distinguir entre una recuperación desde niveles deprimidos y una reconstrucción industrial completa. Crecer 30% después de una base muy baja puede demostrar que existen activos recuperables, pero no prueba que Venezuela pueda sostener una expansión de varios cientos de miles de barriles sin inversiones masivas en toda la cadena.
La experiencia de otros productores muestra que el aumento de extracción no se traduce automáticamente en bienestar social. El resultado final depende de la forma en que se administran los ingresos, de la estabilidad fiscal y de la capacidad de convertir la renta petrolera en electricidad confiable, empleo, servicios públicos e infraestructura. Rodríguez ha descrito los convenios como una contribución a la seguridad energética internacional y al equilibrio de la economía mundial. Esa ambición solo será creíble si el país consigue demostrar que los nuevos contratos producen beneficios medibles para la población y no únicamente para los operadores y los intermediarios financieros.
Washington obtiene influencia, mientras Caracas busca legitimidad económica
El acuerdo con Estados Unidos es el eje político que da sentido a la actual ofensiva contractual. Rodríguez lo presentó como un pacto histórico, con una vigencia de 25 años y un alcance equivalente a la explotación de una quinta parte de las reservas venezolanas, calculadas en más de 303.000 millones de barriles. Según su versión, el entendimiento permite retomar una relación energética que se remonta a 1859. En paralelo, el secretario estadounidense de Energía, Chris Wright, supervisó en Caracas acuerdos con Chevron y Eni para ampliar operaciones, además de un convenio con GE Vernova destinado a recuperar la industria eléctrica.
Para Estados Unidos, la oportunidad combina objetivos energéticos, geopolíticos y empresariales. Un mayor acceso al crudo venezolano puede diversificar proveedores y reforzar la presencia estadounidense en una región estratégica. También ofrece a Washington una herramienta de influencia sobre la reconstrucción económica venezolana. Para Caracas, el beneficio esperado es igualmente amplio: atraer capital, recuperar producción, obtener tecnología y normalizar vínculos con empresas occidentales después de años de aislamiento y sanciones.
El intercambio, no obstante, plantea una discusión sobre soberanía y control de activos. La oposición, encabezada en el relato por María Corina Machado, sostiene que no puede existir desarrollo sostenible sin instituciones sólidas y un gobierno elegido mediante voto popular. Su crítica no se limita a rechazar la inversión extranjera: cuestiona la autoridad del Ejecutivo encargado para comprometer recursos estratégicos durante décadas. La controversia podría afectar la seguridad jurídica de los contratos si un futuro gobierno considera que fueron firmados sin legitimidad suficiente o bajo condiciones desventajosas.
Los inversores tienen, por tanto, un problema que excede la geología. Aunque Bare tenga potencial productivo, una empresa debe calcular el riesgo de cambios regulatorios, disputas sobre la validez de las concesiones, sanciones futuras, controles cambiarios, dificultades para repatriar dividendos y eventuales litigios internacionales. La participación de compañías de varios países puede reducir la dependencia de un solo socio, pero también multiplica las jurisdicciones, los compromisos diplomáticos y las posibilidades de que un cambio político convierta los contratos en objeto de revisión.
El crudo pesado exige una cadena industrial que hoy sigue siendo frágil
La Faja del Orinoco alberga crudos pesados que requieren procesos específicos para ser transportados y comercializados. El desafío no termina en el pozo. Se necesitan plantas de mejoramiento, mezclas con crudos más livianos o diluyentes, almacenamiento, oleoductos operativos y terminales capaces de manejar grandes volúmenes. Cualquier interrupción eléctrica o falla en un sistema de bombeo puede reducir rápidamente la producción efectiva. Por eso, el convenio paralelo con GE Vernova resulta relevante: la recuperación petrolera y la recuperación del sistema eléctrico son dos problemas conectados.
Esta interdependencia ofrece una tercera conclusión: el crecimiento de la producción petrolera venezolana estará limitado por la infraestructura común, no solo por la inversión asignada a cada campo. Si los nuevos operadores compiten por una red eléctrica insuficiente, por terminales deterioradas o por capacidad limitada de transporte, el país puede acumular contratos sin alcanzar sus metas de barriles. La coordinación entre Pdvsa, las empresas privadas y el sector eléctrico será más determinante que la cantidad de memorandos anunciados.
También existe un riesgo ambiental considerable. Reactivar 1.100 pozos y ampliar operaciones en un campo de crudo pesado implica gestionar emisiones, aguas de producción, residuos, derrames y abandono de pozos. La información disponible sobre el contrato no detalla las obligaciones ambientales, los mecanismos de auditoría ni las garantías financieras para la recuperación de áreas afectadas. En una industria que busca elevar rápidamente la producción, la presión por reducir costos puede entrar en conflicto con los estándares de seguridad y remediación. La ausencia de información pública en esta materia dejaría una zona de incertidumbre tanto para las comunidades cercanas como para los financiadores.
Qué puede ocurrir en los próximos años
El escenario más favorable sería una recuperación gradual y coordinada. GeoPark aumentaría la producción de Bare mediante reparaciones y nuevas inversiones; Chevron, Eni y otros socios ampliarían sus operaciones; y la mejora del sistema eléctrico permitiría estabilizar las instalaciones. En ese caso, Venezuela podría acercarse a una producción superior a la actual y recuperar parte de su capacidad exportadora. El impacto sobre los trabajadores también podría ser importante, con más empleo técnico y demanda de servicios locales, aunque la calidad de esos beneficios dependería de la participación de proveedores venezolanos y de la protección laboral.
Un escenario intermedio contemplaría un repunte inicial, seguido por una meseta. Las empresas recuperarían los pozos de menor costo, pero encontrarían limitaciones en refinación, electricidad, diluyentes y logística. La producción crecería, aunque por debajo de las metas oficiales. Este resultado sería suficiente para mejorar los ingresos fiscales y la posición internacional de Caracas, pero no para transformar estructuralmente la economía ni devolverla a los niveles de finales del siglo XX.
El escenario más adverso combinaría disputas políticas, sanciones, litigios y fallas operativas. Un cambio de gobierno podría revisar los contratos; los acreedores podrían exigir garantías adicionales; y los operadores podrían frenar inversiones hasta conocer el marco institucional definitivo. En ese contexto, los acuerdos de largo plazo se convertirían en activos de alto riesgo, y la producción podría quedar atrapada entre la necesidad urgente de ingresos y la falta de confianza para financiar proyectos de recuperación profunda.
La evolución del sector dependerá de indicadores verificables: cuánto capital se invierte realmente en Bare, cuál es la producción neta atribuible al operador, qué parte de los ingresos permanece en Venezuela, cómo se publican los contratos y qué autoridad independiente supervisa el cumplimiento. También será decisivo saber si las concesiones incluyen metas de mantenimiento, cláusulas de transparencia, obligaciones ambientales y mecanismos de revisión ante cambios regulatorios.
La entrada de GeoPark puede ser el comienzo de una recuperación industrial, pero también el primer examen de una política que apuesta por entregar horizontes extensos a capital extranjero en medio de una transición disputada. Venezuela posee reservas suficientes para atraer operadores durante décadas; lo difícil será convertir esa ventaja geológica en una institución energética confiable. El futuro de Bare, más que el volumen anunciado, mostrará si el país está reconstruyendo una industria o simplemente acelerando la firma de contratos antes de haber resuelto quién tiene autoridad para administrarla.
