GeoPark operará en la Faja Petrolífera del Orinoco bajo un CPP a 25 años. Foto: GeoPark.
La colombiana GeoPark Limited (NYSE: GPRK) firmó con PDVSA Petróleo un Contrato de Participación Productiva (CPP) a 25 años para operar el bloque Bare, en la Faja Petrolífera del Orinoco. El acuerdo fue impulsado por Grupo Gilinski, que lo estructuró como su puerta de entrada al sector petrolero venezolano.
La operación tiene una segunda capa que pesa tanto como el contrato: se financia con acciones, no con caja. GeoPark emitirá 42,1 millones de acciones nuevas a una entidad de Gilinski, a US$12,22 cada una, con lo que el grupo colombiano quedaría con 56,3% de GeoPark — porcentaje que podría subir hasta 58,4% por un mecanismo de ajuste ligado a mejoras en las condiciones del contrato antes del cierre. Gilinski no solo trajo el contrato: se queda con el control de la empresa que lo ejecuta.
La entrada en vigencia del CPP no está garantizada todavía. Queda sujeta a aprobaciones regulatorias y a requisitos de cumplimiento relacionados con sanciones, con un plazo estimado de 120 días desde la firma, el 2 de septiembre. Mientras eso no se resuelva, es un contrato firmado, no uno operativo.
Los números del bloque
Bare tiene 1.100 pozos y produce actualmente unos 11.000 b/d, muy por debajo de los más de 100.000 b/d que llegó a alcanzar en su historia. GeoPark reporta 15,7 mil millones de barriles de petróleo original en sitio (OOIP) — una magnitud de recurso en el subsuelo, no de reservas probadas o recuperables.
Bajo el CPP, GeoPark opera el bloque, financia el 100% del capex de los programas de trabajo aprobados y se queda con 65% de participación económica neta. También obtiene comercialización directa del crudo y acceso a infraestructura existente.
Según cifras que la compañía presentó a sus accionistas, el plan de redesarrollo apunta a 400 millones de barriles de producción neta acumulada para GeoPark y elevaría el factor de recobro del campo de 4-5% a 8-9%.
Lo que cambia para GeoPark
La empresa proyecta que Bare, sumado a mayor producción en Vaca Muerta, la lleve a 75.000-85.000 b/d para 2030 — cerca de 2,7 veces su producción actual. Dice contar con US$700 millones en liquidez, incluidos US$310 millones en efectivo, para financiar Bare junto con sus operaciones en Colombia y Argentina.
Para PDVSA, el acuerdo se suma a la ola de CPPs firmados bajo el reglamento de julio de 2026 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, y confirma a la Faja del Orinoco como el terreno de prueba del nuevo modelo contractual con operadores extranjeros. Para el mercado, la pregunta abierta es si las aprobaciones de sanciones llegan antes de que venzan los 120 días — y qué pasa con el bloque si no llegan.
Redacción PETROGUÍA
PUBLICADO: 03 de septiembre de 2026
