La apertura petrolera que avanza en Venezuela está modificando no solamente quién opera los yacimientos, sino también la manera en que se distribuyen los ingresos generados por el petróleo.

Los Contratos de Participación Productiva (CPP), incorporados al nuevo marco legal de hidrocarburos, permiten que compañías privadas financien y administren proyectos bajo su propio riesgo y reciban como contraprestación un porcentaje de la producción fiscalizada. El Estado, mientras tanto, evita asumir directamente la deuda necesaria para financiar esas inversiones.

El privado pone el capital y recibe parte de la producción

El cambio es significativo frente al esquema tradicional de empresas mixtas en el que PDVSA mantenía el control mayoritario.

Bajo los CPP, la empresa privada puede asumir la gestión técnica, financiera y comercial del proyecto, financiar las inversiones y recibir directamente una participación sobre los hidrocarburos producidos.

La reforma de la legislación petrolera de enero de 2026 incorporó formalmente este mecanismo. La lógica es atraer capital que PDVSA actualmente tiene dificultades para aportar y acelerar la recuperación de campos que producen muy por debajo de su potencial.

GeoPark: 65% de participación en el Bloque Baré

Uno de los casos que permite observar con mayor claridad el nuevo modelo es el acuerdo firmado entre PDVSA y GeoPark para desarrollar el Bloque Baré, en la Faja Petrolífera del Orinoco.

El contrato tiene una duración de 25 años. GeoPark financiará el 100% de las inversiones contempladas en los programas aprobados y tendrá una participación económica neta de 65% en el proyecto.

El acuerdo representa una modificación sustancial en la distribución del riesgo: el privado coloca el capital necesario para desarrollar el campo, pero recibe a cambio una porción considerable del negocio.

Esto no significa que GeoPark pase a ser propietaria del petróleo existente en el subsuelo. Los hidrocarburos continúan perteneciendo a la República; lo que se concede contractualmente es el derecho a operar y obtener una participación económica de la producción bajo las condiciones acordadas.

Eni toma el control operativo de Junín 5

Otro ejemplo importante es Junín 5, uno de los grandes bloques de la Faja del Orinoco.

PDVSA y la italiana Eni firmaron el 2 de septiembre un CPP mediante el cual la compañía europea se convierte en operadora y asume la responsabilidad técnica, financiera y comercial del proyecto.

Junín 5 tiene un enorme potencial petrolero, pero su producción actual está muy lejos de los objetivos planteados originalmente.

A diferencia del contrato de GeoPark, no se ha divulgado públicamente el porcentaje exacto de participación económica que recibirá Eni. Por esa razón, no puede asumirse que tendrá las mismas condiciones del 65% conocidas para Baré.

Chevron mantiene un modelo diferente

Chevron representa otro componente de la nueva arquitectura petrolera.

Venezuela acordó adaptar Petroboscán, Petropiar y Petroindependencia al nuevo marco legal y mejorar las condiciones fiscales, comerciales y jurídicas de las operaciones de la compañía estadounidense.

Chevron anunció inversiones superiores a 7.000 millones de dólares durante los próximos cinco años y proyecta elevar su producción venezolana hasta aproximadamente 600.000 barriles diarios.

Pero estos acuerdos no deben confundirse automáticamente con los CPP de GeoPark o Eni: parte de las operaciones de Chevron continúan estructuradas alrededor de empresas mixtas adaptadas al nuevo marco legal.

La gran pregunta es cuánto termina recibiendo Venezuela

Aquí se encuentra el centro del debate sobre la renta petrolera.

Para determinar cuánto obtiene realmente el Estado no basta con observar qué porcentaje de producción recibe una compañía privada. También deben contabilizarse regalías, impuestos, bonos, contribuciones y otras obligaciones fiscales.

Además, el operador privado está asumiendo costos de inversión, perforación, infraestructura y operación que anteriormente podían recaer total o parcialmente sobre PDVSA.

Por eso, decir simplemente que “el privado recibe 65% y Venezuela 35%” puede producir una interpretación equivocada del reparto fiscal completo.

El verdadero indicador es el denominado government take: la suma de regalías, impuestos y demás ingresos que finalmente captura el Estado después de considerar las condiciones económicas del contrato.

El problema de la transparencia

Existe, sin embargo, una dificultad para determinar con exactitud ese reparto: no todos los contratos completos están disponibles públicamente.

Un modelo contractual conocido de los CPP establece mecanismos para distribuir el valor de la producción entre PDVSA y la empresa privada, además de contemplar regalías, impuestos y contribuciones. Pero los porcentajes aparecen como variables que deben establecerse individualmente en cada contrato.

Eso significa que conocer el funcionamiento general de los CPP no permite determinar automáticamente cuánto recibe cada compañía.

En casos como Eni, mientras no se publique el contrato completo, no puede calcularse con precisión qué porcentaje final de la renta queda en manos privadas y cuánto termina en el Estado.

Una PDVSA diferente a la del modelo estatista

La transformación que se está produciendo es profunda.

PDVSA continúa siendo la empresa estatal y Venezuela mantiene jurídicamente la propiedad de los hidrocarburos del subsuelo, pero compañías privadas están adquiriendo un papel mucho mayor en financiamiento, operación, tecnología y comercialización.

Chevron, Eni y GeoPark forman parte de una nueva etapa de inversiones que busca recuperar una industria que actualmente produce alrededor de 1,25 millones de barriles diarios, muy por debajo de los más de tres millones alcanzados a finales de la década de 1990.

El objetivo del gobierno de Delcy Rodríguez es utilizar capital privado para aumentar rápidamente esa producción sin cargar a PDVSA con toda la inversión requerida.

El precio de esa estrategia es compartir una proporción mayor del negocio petrolero con quienes aporten el capital y asuman el riesgo.