El mes pasado, anunció nuevos acuerdos para sus empresas conjuntas en Venezuela, los cuales implican una inversión superior a los 7.000 millones de dólares en los próximos cinco años.

Tras conversaciones facilitadas por la administración Trump, los nuevos acuerdos permitirán a Chevron más que duplicar su producción en Venezuela, alcanzando aproximadamente 600.000 barriles diarios (bpd).

“Con costos totales inferiores a 20 dólares por barril y una amplia base de recursos, Venezuela constituye una plataforma de crecimiento petrolero diferenciado bajo el modelo disciplinado de gestión de efectivo de Chevron”, declaró la compañía.

Como parte de los acuerdos, la empresa conjunta Petroindependencia S.A. —en la que Chevron aumentó su participación al 49 % el pasado mes de abril— desarrollará las áreas adyacentes Carabobo-1 y Carabobo-2-Sur-A, situadas en la Faja del Orinoco. “Estos nuevos proyectos amplían la huella operativa actual de la empresa conjunta, donde se está incrementando la producción de crudo extrapesado”, señaló Chevron.

Mike Wirth, CEO de Chevron, reconoció “el liderazgo de la Administración, y en particular la colaboración del Departamento de Energía de EE. UU. y del secretario Wright, para facilitar las condiciones necesarias para nuevas inversiones y el crecimiento”.

Eni S.p.A

La italiana Eni S.p.A. —con respaldo estatal— obtuvo un contrato de producción compartida (CPP) de 25 años para reactivar las actividades en el campo de crudo pesado Junín-5, ubicado en la Faja del Orinoco; el cual tiene unas reservas certificadas de 35.000 millones de barriles de petróleo in situ y actualmente produce alrededor de 12.000 bpd. Este nuevo contrato sustituye al actual modelo operativo de la empresa conjunta Petrojunín, donde Eni posee una participación del 40 % en Junín-5, mientras que PdVSA ostenta el 60 % restante.

“El CPPH (CPP), que tiene una duración de 25 años con posibilidad de prórroga, otorga a Eni el papel de operador exclusivo del área Junín-5, con plena responsabilidad sobre la gestión técnica, financiera y comercial del proyecto”, declaró Eni 

Perla

A principios de este año, la empresa conjunta al 50% que Eni mantiene en Venezuela con la española Repsol SA, firmó un acuerdo para reactivar la producción en el mayor yacimiento de gas costa afuera descubierto en América Latina, según anunció Eni el 28 de Abril. El yacimiento Perla, situado en el Golfo de Venezuela que es operado por la empresa conjunta Cardón IV.

Perla, que satisface cerca del 35 por ciento de la demanda de gas de Venezuela, representó la mayor parte de la producción de Eni en el país el año pasado —que ascendió a 64.000 barriles equivalentes de petróleo diarios.

Eni y PdVSA también mantienen su asociación en PetroSucre, empresa que opera el yacimiento costa afuera Corocoro, confirmó Eni al anunciar el nuevo CPP.

GeoPark Ltd

Asimismo, el mes pasado, GeoPark, empresa regional de exploración y producción de petróleo y gas, anunció su entrada en Venezuela mediante una alianza con el Grupo Gilinski, de Colombia, para adquirir el bloque Bare —productor de crudo pesado— en la Faja del Orinoco.

“La oportunidad en el bloque Bare fue liderada por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela resultó clave para asegurar un marco contractual de participación en la producción (CPP) a 25 años con PdVSA. La operación se financió con recursos propios de GeoPark para preservar su solidez financiera y su posición de caja; se prevé que la transacción derive en que el Grupo Gilinski adquiera indirectamente el control de GeoPark”.

Tras haber registrado una producción acumulada de 700 millones de barriles —de un total de unos 15.700 millones de barriles de petróleo original en sitio—, el bloque Bare será objeto de un nuevo desarrollo en el marco del CPP.

“En virtud del CPP, GeoPark, en calidad de operador, financiará el 100 por ciento de los gastos de capital previstos en los programas de trabajo aprobados y mantendrá una participación operativa neta del 65 por ciento. El operador posee los derechos para comercializar y monetizar directamente los hidrocarburos, acceder a infraestructura crítica, así como disposiciones de control operativo, mecanismos de reequilibrio económico y protecciones de compensación diseñadas para mitigar interrupciones operativas”.

GeoPark prevé una producción neta de unos 400 millones de barriles derivada del redesarrollo de Bare, campo que actualmente produce alrededor de 11.000 barriles diarios en términos brutos.

BP PLC

A principios de este año, la compañía británica obtuvo una nueva licencia de exploración y producción para la fase 2 del yacimiento de gas Loran.

BP estima que existen cuatro billones de pies cúbicos de recursos de gas recuperables en la fase 2 de Loran —parte del área de la Plataforma Deltana— y espera llevar a cabo el proyecto en paralelo con la fase 1.

La licencia fue otorgada a BP, a la división de inversión internacional de Abu Dhabi National Oil Co. y a UCC Oil and Gas Holding LLC (con sede en Catar) en calidad de socios a partes iguales; BP actúa como operador.

Esta licencia forma parte de los acuerdos suscritos durante la visita al país de la CEO de BP, Meg O’Neill, con el objetivo de desarrollar recursos de gas en aguas venezolanas.

Durante la reunión, BP y Venezuela también firmaron un memorando de entendimiento para el bloque Carúpano Este, situado en la subcuenca Caracolito, dentro del área marítima Mariscal Sucre. “Este acuerdo establece un marco para evaluar oportunidades de exploración y avanzar en las conversaciones sobre el posible desarrollo futuro de dicha área marina”.

Repsol

La española Repsol anunció un nuevo acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía y PDVSA “para evaluar el potencial desarrollo” de una nueva zona situada al sureste del Lago de Maracaibo, cerca de los activos que la compañía ya posee en el país.

“El área de Horcón se encuentra entre los campos Barúa y Motatán —que ya forman parte de la cartera de activos de Repsol en Venezuela, junto con los campos petrolíferos Petroquiriquire y Petrocarabobo y el activo de gas Cardón IV—”, indicó Repsol. Mediante este acuerdo, las partes también expresaron su intención de avanzar en el análisis de oportunidades de gas costa afuera, con el objetivo de profundizar los estudios y datos sobre los yacimientos de gas en la zona costa afuera de Venezuela.

Anteriormente, Repsol formalizó un acuerdo con el gobierno y PdVSA mediante el cual aumentaría su producción bruta en Venezuela en un 50 % en un plazo de 12 meses y la triplicaría en los tres años siguientes. “La producción bruta de petróleo de Repsol en Venezuela asciende actualmente a unos 45.000 barriles diarios, principalmente en Petroquiriquire”, señaló Repsol el 16 de abril.

Repsol retomaría el control operativo del campo Petroquiriquire —donde posee una participación del 40 % frente al 60 % de PdVSA—, según el acuerdo anunciado en Abril.

“El Acuerdo Marco —firmado originalmente en 2023 y modificado posteriormente en 2024— contemplaba el mecanismo para prorrogar la vigencia de las concesiones del campo Petroquiriquire e incorporaba los campos Tomoporo y La Ceiba”, añadió Repsol.

Entre otras condiciones para el incremento de la producción, Repsol debe poder utilizar los fondos generados en Venezuela.

Repsol afirmó que el acuerdo se formalizó en el marco de la Licencia General 50A del Departamento del Tesoro de EE. UU. Dicha licencia, que otorga exenciones a las sanciones impuestas por Washington a Caracas, exige que los impuestos o regalías sobre el petróleo o el gas adeudados al gobierno venezolano o a PdVSA se abonen en cuentas designadas por el gobierno estadounidense.