El Bloque Bare, en plena Faja Petrolífera del Orinoco, tiene algo que pocas veces aparece junto en un solo activo: 15.700 millones de barriles de petróleo original in situ, más de 700 millones ya extraídos en su historia y unos 1.100 pozos existentes. Para GeoPark, esa escala fue el primer argumento a favor de la operación.
El CEO Felipe Bayón lo resumió así en la conferencia con inversores: “Bare reúne características que son muy difíciles de encontrar en una sola oportunidad: escala excepcional de recursos, una larga historia de producción, infraestructura significativa ya instalada y un potencial de redesarrollo sustancial”.
La presentación analizada por eolomedia establece que el factor de recobro actual apenas ronda el 4% al 5%. Con una base tan grande de crudo original, mejoras relativamente modestas en la técnica de extracción pueden traducirse en volúmenes adicionales enormes, algo que la compañía remarcó una y otra vez durante la presentación.
GeoPark no plantea arrancar con perforaciones costosas. La primera etapa, entre 2026 y 2030, contempla entre 400 y 450 reactivaciones de pozos, unos 100 workovers y apenas 30 pozos horizontales. La meta es llevar la producción bruta hoy en 11.000 barriles diarios a más de 56.000 hacia 2030.
Recién en una segunda fase, a partir de 2031, entra la recuperación térmica y la perforación horizontal a mayor escala, con el objetivo de llegar a 90.000 barriles diarios. Es un esquema pensado para conocer el reservorio antes de arriesgar el capital más pesado.
La lógica del plan de desarrollo quedó explicada por el propio Bayón cuando detalló los ejes centrales de la estrategia. Dijo que empiezan por lo que ya existe -pozos, reactivaciones, optimización del lifting artificial– y que recién después avanzan hacia las fases de mayor inversión, siempre “manteniendo la disciplina de capital”.
Los números que respaldan la apuesta
Si el plan se cumple, GeoPark proyecta triplicar su producción global -de 28.000 a entre 75.000 y 85.000 barriles equivalentes por día- y cuadruplicar el EBITDA ajustado, hasta unos 1.200 millones de dólares hacia 2030. Son cifras que la compañía repitió como el corazón de su relato para los inversores.
“Nuestro caso de inversión no depende de una normalización más amplia de Venezuela. Evaluamos la oportunidad en base al activo, el marco contractual y el entorno operativo que existe hoy”, aclaró Bayón, marcando distancia de cualquier expectativa política sobre el país.
Las reservas 2P podrían pasar de 121 millones de barriles equivalentes a un rango de entre 240 y 260 millones, según estimaciones preliminares sujetas a certificación independiente. El punto de equilibrio operativo bajaría de 51 a 28 dólares por barril hacia el final de la década.
El riesgo país, bajo la lupa
Ningún analista dejó pasar el tema central: qué pasa si algo sale mal en Venezuela. GeoPark reconoció desde el inicio que las preguntas sobre sanciones, marco contractual y entorno operativo son las que más pesan a la hora de justificar la inversión frente a sus accionistas.
Bayón fue extenso al responder sobre las protecciones de capital: “La decisión de inversión se basó en una revisión exhaustiva y disciplinada del marco legal, contractual y regulatorio. Las contrapartes son las instituciones legalmente responsables de administrar el sector. Creemos en la ventaja del primer movimiento hacia Venezuela”.
La compañía trabajó todo el esquema bajo la Licencia General OFAC 52B, el mecanismo que habilita a empresas estadounidenses a operar en el sector petrolero venezolano bajo determinadas condiciones. La entidad que firma el contrato con PDVSA está constituida en Estados Unidos, un detalle que no es menor.
La sombra de las sanciones, puesta en números
El contrato incluye mecanismos de arbitraje internacional, protecciones ante fuerza mayor y cláusulas de reequilibrio económico en caso de incumplimientos materiales. Son las herramientas que GeoPark eligió para blindarse ante un escenario tan volátil como el venezolano.
Sobre la tasa de descuento usada para valuar los flujos de caja del proyecto, el CFO Jaime Caballero fue cauto: “Si bien las tasas de descuento específicas son información comercialmente sensible, puedo decir que aplicamos una prima de riesgo apropiadamente más alta que nuestro umbral estándar de retorno del 15%”.
Ese dato, aunque parcial, confirma lo que cualquier analista sospechaba: valuar activos en Venezuela exige una prima de riesgo considerablemente más alta que en Colombia o Vaca Muerta, donde GeoPark ya opera con métricas mucho más conservadoras.
El hombre que ya conoce el terreno
Uno de los argumentos que más repitió la compañía para bajar la ansiedad de los inversores fue el perfil de su jefe de operaciones. Martín Terrado dirigió las operaciones de Chevron en Venezuela entre 2012 y 2018, incluyendo Petropiar, un yacimiento vecino a Bare.
Terrado tomó la palabra para detallar los cuellos de botella que identificó en las visitas de campo: “Actualmente producimos entre 10.000 y 11.000 barriles diarios, con un corte de agua del 20%. Las instalaciones existentes soportan hasta 30.000 barriles diarios sin necesidad de mejoras inmediatas. Más de 600 pozos están en Categoría 2 y 3”.
Ese último dato es clave para entender la velocidad del arranque: son pozos que se pueden reactivar con flushing o workovers simples, sin necesidad de perforación nueva. Es, literalmente, la fruta más baja del árbol antes de pasar a las inversiones más pesadas.
Lo que viene en el terreno
El suministro de diluyente es otro de los puntos sensibles del plan. Hoy la operación recibe unos 4.000 barriles diarios, pero en el pico de producción va a necesitar entre 20.000 y 30.000. Si PDVSA no puede garantizarlo, GeoPark tiene el derecho de comprarlo directamente en la terminal de Jose.
Terrado explicó cómo funciona ese esquema de respaldo: “Si PDVSA no puede suministrarlo directamente, GeoPark compra el diluyente en la terminal de Jose, PDVSA lo transporta hasta Bare y GeoPark recibe el reembolso total, tanto volumétrico como financiero”, detalló ante la consulta de Goldman Sachs sobre la logística del crudo pesado.
Alrededor de 60 trabajadores que hoy forman parte del equipo operativo de PDVSA en el bloque se sumarán a la nómina de GeoPark una vez que el contrato entre en vigencia, sin interrumpir la continuidad operativa del yacimiento durante la transición.
