Qué dijo la dirección de GeoPark Limited en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de ejecución consistente en un entorno de precios favorable

GeoPark reportó para el segundo trimestre de 2026 una producción promedio de 37.300 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), en línea con su guía anual y con el trimestre anterior. Los ingresos crecieron 12% de forma secuencial hasta 143,3 millones de dólares, impulsados por un precio del Brent que promedió aproximadamente 97 dólares por barril y por diferenciales más ajustados para el crudo Vasconia. El EBITDA ajustado alcanzó 73,1 millones de dólares, con un margen del 51%. La utilidad neta fue de 14 millones de dólares. La posición de caja subió a 316 millones de dólares y el apalancamiento neto se redujo a 1,2 veces el EBITDA. La compañía invirtió aproximadamente 76 millones de dólares durante el trimestre, con casi dos tercios dirigidos a Argentina. El consejo declaró un dividendo trimestral de 0,023 dólares por acción, descrito como el pago final bajo el esquema de dividendos del año anterior.

Un factor que presionó los costos al alza fue la apreciación del peso colombiano y el peso argentino frente al dólar. El costo de levantamiento por barril subió de 14,7 dólares en el primer trimestre a 17,8 dólares en el segundo; el promedio del primer semestre fue de 16,2 dólares, por encima de la guía original de 13 a 15 dólares. La compañía actualizó su previsión para el segundo semestre a un rango de 17 a 19 dólares por barril, atribuyendo el incremento tanto al efecto cambiario —estimado en 2,1 a 2,5 dólares por barril— como al encarecimiento de la energía en los Llanos 34, un efecto que la dirección advirtió podría agravarse por el fenómeno de El Niño.

Argentina y Vaca Muerta: el motor de crecimiento

En Argentina, GeoPark completó la perforación del pad 1 en Loma Jarillosa Este, ejecutó la campaña de fracturamiento hidráulico —180 etapas sin incidentes— y obtuvo la aprobación ambiental para la siguiente fase de perforación. El primer pozo comenzó a fluir el día anterior a la llamada. La compañía aseguró un equipo de perforación dedicado bajo un contrato de tres años y, en conjunto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó una solicitud al programa de incentivos a la inversión RIGI. La dirección reiteró su objetivo de alcanzar una producción de salida de aproximadamente 5.000 a 6.000 boe/d hacia finales de 2026. Para el segundo semestre, la compañía espera destinar entre 40 y 50 millones de dólares adicionales en Vaca Muerta, con el 70-80% concentrado en el tercer trimestre. Adicionalmente, en su discurso de cierre, el director ejecutivo mencionó que el presupuesto de capital total para el año podría elevarse hasta 250 millones de dólares, frente al rango previo de 190 a 220 millones, citando oportunidades acretivas de valor.

En Colombia, los activos Llanos 34, CPO-5 y Llanos 23 mantuvieron producción estable. El desarrollo en Llanos 34 combina perforación de relleno —con más de 25 reacondicionamientos previstos para el año—, inyección de agua y un programa de inundación con polímeros que la compañía espera expandir a 18 pozos inyectores en 2027.

Turno de preguntas: Colombia, Venezuela y coberturas bajo escrutinio

Los analistas enfocaron sus preguntas en tres frentes. El primero fue el cambio de gobierno en Colombia: el director ejecutivo describió al nuevo gobierno como "muy vocal en su apoyo al petróleo, el gas, la minería y la inversión privada", en contraste directo con la administración saliente, y señaló que GeoPark ya sostuvo conversaciones con la nueva administración. También mencionó que Colombia importa entre el 30 y el 35% del gas que consume diariamente, y apuntó a oportunidades tanto en hidrocarburos convencionales como no convencionales, incluyendo gas. El segundo frente fue Venezuela: el director ejecutivo confirmó que la empresa y su equipo han visitado el país en múltiples ocasiones durante los últimos cuatro o cinco meses, que existen "muchas oportunidades" en diversas licencias y cuencas, y que se están analizando términos contractuales con PDVSA, aunque no proporcionó detalles sobre activos específicos ni montos. El tercer punto de tensión fue la cobertura de precios: un analista cuestionó por qué la empresa amplía su posición de coberturas en 2027 tras haber registrado pérdidas por coberturas de 41 millones de dólares en un entorno de precios favorable. El director financiero argumentó que los pisos de 75 dólares y techos de 85-86 dólares por barril obtenidos recientemente para 2027 permiten generar flujos de caja "muy atractivos" y protegen el balance durante la fase de mayor inversión de capital, incluidas posibles adquisiciones.