GeoPark aumentó su producción 3%, hasta 27.973 barriles equivalentes diarios, impulsada por la estabilidad de sus operaciones en Colombia y un crecimiento de 50,6% en Argentina. Foto: Cortesía Geopark
En el tercer trimestre del año, la petrolera enfrentó un deterioro de los precios realizados del crudo en Colombia y Argentina, mientras sus gastos operativos aumentaron por energía, intervenciones de pozos y apreciación cambiaria.
La petrolera GeoPark registró ingresos por US$116,2 millones durante el tercer trimestre de 2026, una disminución de 19% frente a los US$143,3 millones del segundo trimestre. El resultado estuvo marcado por el deterioro de los diferenciales del crudo, que redujo los precios de venta de la compañía, y por el incremento de los costos operativos.
El Ebitda ajustado —indicador que mide el resultado operativo antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones— cayó 37%, al pasar de US$73,1 millones en el segundo trimestre a US$45,8 millones entre julio y septiembre. El margen de este indicador se ubicó en 39%.
La compañía, que cotiza en la Bolsa de Nueva York bajo el símbolo GPRK, afirmó que uno de los principales factores que afectó el desempeño fue el comportamiento de los precios internacionales y los descuentos aplicados al petróleo producido en los mercados donde opera.
El Brent promedió US$91,4 por barril durante el tercer trimestre, frente a US$96,9 por barril en el periodo anterior. A esto se sumó la ampliación de los diferenciales: en Colombia, el descuento del crudo Vasconia pasó de US$1,43 a US$6,67 por barril, mientras que en Argentina el diferencial Medanito pasó de una prima de US$1,79 a un descuento de US$3,50 por barril.
Como consecuencia, los precios realizados combinados de GeoPark, incluido el efecto de sus contratos de gestión de riesgo de materias primas, disminuyeron de US$67,2 a US$56,2 por barril equivalente de petróleo (boe).
Producción de GeoPark creció 3% por el impulso de Argentina
En contraste con el comportamiento financiero, la producción de petróleo y gas de GeoPark mostró un crecimiento durante el trimestre.
La compañía alcanzó un promedio de 27.973 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), un incremento de 3% frente al segundo trimestre. Este resultado estuvo respaldado por la estabilidad de sus operaciones en Colombia y el aumento de 50,6% en Argentina.
En Colombia, la producción se mantuvo prácticamente estable en 25.865 boepd, mientras que en Argentina llegó a 2.108 boepd, impulsada por el desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta.
Durante el periodo, GeoPark perforó y completó ocho pozos en Colombia. En Argentina, fracturó y puso en producción cinco pozos en Vaca Muerta.
Además, reportó el descubrimiento exploratorio Milano 1X, ubicado en el bloque CPO-5, donde las pruebas de producción comenzaron en septiembre.
Sin embargo, los volúmenes de venta disminuyeron 4% frente al trimestre anterior. La empresa explicó que esta variación obedeció principalmente a que no se repitieron las ventas adicionales de inventarios en oleoductos que se habían registrado durante el segundo trimestre.
Mayores costos operativos presionaron la rentabilidad de GeoPark
Otro factor que afectó los resultados fue el incremento de los costos de producción, que llegaron a US$20,7 por barril equivalente de petróleo, frente a US$17,9 en el segundo trimestre.
La compañía atribuyó el aumento principalmente a mayores gastos de energía eléctrica, más actividades de intervención de pozos y la apreciación de las monedas colombiana y argentina.
Este último factor tiene un efecto relevante en su estructura de gastos, pues aproximadamente 85% de su base de costos operativos está denominada en monedas locales.
Los mayores costos y los menores precios realizados fueron compensados parcialmente por el crecimiento de la producción y una reducción en el impacto negativo de los contratos de cobertura.
La utilidad operacional de GeoPark se ubicó en US$11,6 millones, frente a US$40,8 millones en el segundo trimestre. Por su parte, la utilidad neta fue de US$6,6 millones, comparada con US$14 millones del periodo anterior.
Este último resultado incluyó un beneficio de US$12,4 millones por impuesto sobre la renta, relacionado principalmente con ajustes al impuesto diferido en Argentina.
El Ebitda ajustado acumulado durante los primeros nueve meses del año alcanzó US$190,2 millones, mientras que el indicador de los últimos 12 meses se ubicó en US$236,5 millones.
El retorno sobre el capital empleado promedio (ROACE) de los últimos 12 meses fue de 17%.
GeoPark invirtió US$72,2 millones en Colombia y Argentina
La petrolera destinó US$72,2 millones a inversiones de capital durante el tercer trimestre, uno de los niveles trimestrales más altos registrados por la compañía en los últimos años.
De ese monto, US$41,8 millones se dirigieron a Colombia y US$30,4 millones a Argentina. Con estas inversiones, el desembolso de capital de los últimos dos trimestres llegó a US$148,6 millones.
La mayor parte de los recursos responde al avance del desarrollo de Vaca Muerta, donde GeoPark está ejecutando su programa de inversión por delante del cronograma original. Esto implica anticipar desembolsos, pero también el crecimiento esperado de la producción.
La empresa señaló que el flujo de caja libre negativo registrado durante el trimestre es consistente con esta etapa de inversión y con su estrategia de crecimiento de largo plazo.
Precisamente, GeoPark suspendió el pago de dividendos en octubre de 2025, una decisión que comenzó a reflejarse a partir de los resultados del tercer trimestre de 2026 y que busca preservar liquidez para financiar sus proyectos.
GeoPark emitió bonos por US$550 millones para financiar Vaca Muerta
Después del cierre del trimestre, la compañía completó una emisión de bonos senior por US$550 millones, con una tasa de interés de 9,5% y vencimiento en 2033.
La operación busca fortalecer su estructura financiera, ampliar los plazos de vencimiento de sus obligaciones y reducir los riesgos de refinanciación de corto plazo. Además, permitirá financiar una parte sustancial del programa de inversiones previsto para 2027 en Vaca Muerta, Argentina.
Como parte de la transacción, GeoPark recompró aproximadamente US$266,8 millones de los bonos con vencimiento en 2030, equivalentes a 60% de los títulos en circulación.
También redimió la totalidad de los bonos de 2027, por US$94,7 millones, correspondientes al 100% de las obligaciones de esa emisión que permanecían vigentes.
Con esta operación, la petrolera busca ganar flexibilidad financiera para ejecutar sus proyectos de crecimiento sin concentrar vencimientos de deuda en el corto plazo.
GeoPark concretó su entrada a Venezuela con el bloque Bare
Uno de los principales movimientos estratégicos de la compañía durante el trimestre fue su ingreso a Venezuela mediante el bloque Bare, una oportunidad de redesarrollo de crudo pesado a gran escala ubicada en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Aunque el anuncio se realizó durante el tercer trimestre, la transacción se completó el 2 de noviembre de 2026, cuando entró en vigor el Contrato de Participación Productiva (CPP), con una duración de 25 años.
GeoPark informó que cumplió todos los hitos contractuales y regulatorios requeridos para cerrar la operación.
Ahora, la empresa trabaja en los preparativos para asumir el control operacional del bloque antes de finalizar 2026. Las primeras actividades estarán enfocadas en reactivar pozos, estabilizar la producción y rehabilitar la infraestructura existente.
La entrada a Venezuela representa una apuesta por recuperar activos petroleros y ampliar la presencia de GeoPark en América Latina, en un momento en el que también acelera sus inversiones en Argentina.
Nuevo bloque en Vaca Muerta: potencial de hasta 50.000 barriles diarios
La expansión de GeoPark en Argentina también avanzó con la adjudicación, en octubre de 2026, del bloque Corralera Noreste, ubicado en el norte de Vaca Muerta.
El área comprende aproximadamente 26.900 acres brutos, de los cuales 24.200 acres netos corresponden a la participación de 90% de GeoPark.
Según la evaluación técnica actual de la compañía, el bloque tiene un potencial aproximado de 200 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) en recursos brutos no ajustados por riesgo.
Asimismo, podría alcanzar una producción máxima potencial de entre 40.000 y 50.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, siempre que se completen satisfactoriamente las actividades de delimitación y desarrollo.
La empresa indicó que aplicará una estrategia de reducción gradual del riesgo del proyecto, con inversiones adicionales condicionadas a los resultados técnicos y al cumplimiento de sus criterios de rentabilidad. Los compromisos iniciales se financiarán con caja disponible.
GeoPark ajustó sus coberturas petroleras para 2026, 2027 y 2028
La compañía también continuó modificando sus contratos de cobertura para reducir la exposición a las caídas de los precios del petróleo y dar mayor previsibilidad a sus ingresos.
Durante el tercer trimestre, los contratos de gestión de riesgo de materias primas representaron una pérdida de US$36,4 millones reconocida en los ingresos, frente a una pérdida de US$41,2 millones en el segundo trimestre. Esto se explicó principalmente porque los precios del Brent permanecieron por encima de los techos establecidos en los contratos.
Como parte de su estrategia, GeoPark trasladó 6.000 barriles de petróleo equivalentes diarios (boepd) de coberturas que inicialmente estaban previstas para el cuarto trimestre de 2026 hacia una posición de 2028.
A su vez, reemplazó las coberturas originales del último trimestre de 2026 por contratos conocidos como collars de costo cero, que establecen pisos y techos de precios sin exigir un desembolso inicial por la estructura de cobertura.
De esta manera, la compañía cuenta con una posición cubierta de 25.000 boepd para el cuarto trimestre de 2026, con un piso promedio de US$69 por barril equivalente y un techo de US$79.
Para 2027, GeoPark tiene cubiertos aproximadamente 22.500 barriles diarios de la producción que espera alcanzar durante el año. Estas posiciones combinan collars de tres vías y collars de costo cero, con precios de ejercicio promedio de US$70, US$50 y US$78,9 por barril equivalente.
En 2028, la cobertura alcanza aproximadamente 23.650 barriles diarios de la producción esperada, mediante una combinación de collars de costo cero y contratos de intercambio (swaps), con pisos de US$70,8 y techos de US$80 por barril equivalente.
Adicionalmente, la empresa mantiene coberturas financieras de electricidad vigentes por 10 megavatios (MW) hasta el cuarto trimestre de 2026.
¿Qué espera GeoPark para el cierre de 2026?
Pese a la presión sobre sus márgenes, GeoPark espera que los resultados del año completo 2026 se mantengan dentro de la guía de mercado.
La compañía sustenta esta expectativa en mayores volúmenes de producción en Argentina y Colombia, así como en la optimización de sus coberturas para el cuarto trimestre, con el objetivo de mitigar el impacto de unos diferenciales petroleros más débiles.
Felipe Bayón, CEO de GeoPark, afirmó que los resultados reflejan una transición del portafolio, que busca pasar de generar caja mediante activos maduros a invertir en proyectos de crecimiento de largo plazo.
“Nuestros resultados del tercer trimestre reflejan la transición en curso del portafolio, que pasa de capturar caja en activos maduros a invertir con disciplina en un crecimiento transformacional de largo plazo”, señaló.
El directivo reconoció que los mayores descuentos del petróleo y los costos operativos están presionando los márgenes actuales, por lo que la compañía está enfocada en mejorar la eficiencia, administrar su balance y mantener una asignación disciplinada del capital.
“Con la reciente refinanciación de nuestra deuda como respaldo de nuestros planes de desarrollo, nuestra prioridad es ejecutar con excelencia y convertir la inversión en crecimiento de la producción y del flujo de caja, al tiempo que preservamos la fortaleza financiera”, agregó Bayón.
