GeoPark proyecta la sumatoria de otros 20.000 barriles diarios con campo Bare

La petrolera GeoPark presentó sus resultados financieros del tercer trimestre de 2026, finalizado el 30 de septiembre, en el que los ingresos disminuyeron 19% frente al trimestre anterior y totalizaron US$116,2 millones, afectados por menores precios realizados del petróleo.

En cuanto a la producción, las operaciones en Colombia y Argentina promediaron 27.973 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento de 3% frente al segundo trimestre, respaldado por la estabilidad en Colombia y un crecimiento de 51% en Argentina. Colombia se mantiene como el pilar operativo de la compañía, con una producción promedio de 25.865 barriles equivalentes diarios, según el comunicado de resultados.

“Nuestro bloque Llanos 34 continuó beneficiándose de proyectos de inyección de agua y polímeros”, explicó Felipe Bayón, CEO de la petrolera. “Mientras que Llanos 123 aportó una mayor producción respaldada por la actividad continua de desarrollo”, afirmó. A esta operación se suma su más reciente apuesta de expansión: el bloque Bare, en Venezuela.

Con la entrada en vigor del contrato de participación productiva por 25 años, la petrolera controlada por el Grupo Gilinski adelanta estudios en Bare, donde estima producir unos 600 millones de barriles durante el periodo de explotación pactado, según lo expuesto por sus directivos.

“En Bare, un bloque con casi 16.000 millones de barriles de petróleo original en sitio, estimamos producir unos 600 millones en 25 años; el foco está en la reactivación”, afirmó Bayón en la más reciente llamada de resultados de la petrolera. “El reto radica en movilizar a tiempo equipos de pulling y perforación menor y asegurar contratistas calificados”, comentó el CEO.

En esta línea, la compañía estima que, a medida que avance la toma de control operacional en Venezuela, el bloque Bare podría aportar una producción incremental bruta de entre 15.000 y 20.000 barriles de petróleo por día. Además, durante la llamada de resultados, Bayón informó que en las últimas dos semanas se concretaron conexiones con oleoductos y gasoductos regionales en Vaca Muerta, Argentina, lo que mejora la capacidad de evacuación y reduce el transporte en camiones.

Asimismo, la compañía prevé asumir el control operacional del campo venezolano antes de finalizar este año, con énfasis en una reactivación segura. La petrolera señaló que ya evaluó entre 300 y 400 pozos del bloque Bare y que prevé reactivar entre 100 y 150 durante 2027, como parte de su estrategia de recuperación de la producción.

Los costos

Además de la caída de los ingresos, la compañía enfrentó mayores costos operativos. Jaime Caballero Uribe, CFO de GeoPark, explicó que estos llegaron a US$20,7 por barril equivalente producido, presionados por el encarecimiento de la energía, la apreciación de las monedas locales y una mayor actividad de intervención de pozos, factores que afectaron los márgenes del trimestre.

“En este trimestre y el anterior tuvimos un aumento significativo en nuestros costos unitarios”, reconoció Caballero. El directivo explicó que la guía previa se ubicaba entre US$13 y US$15 por barril, frente a los US$20,7 actuales. Según indicó, el encarecimiento de la energía y la apreciación del peso colombiano aportaron, cada uno, cerca de US$1,50 adicionales por barril. Añadió que estos factores macroeconómicos están fuera del control directo de la compañía y presionan estructura de costos.

Los directivos también señalaron que la escasez de gas natural y el aumento de las importaciones elevaron los precios de la electricidad en bolsa. Esta situación afectó la estrategia histórica de la petrolera de comprar energía con exposición a ese mercado y motivó la migración hacia contratos con tarifas fijas.

Para reducir estos costos, los directivos anunciaron que buscan aumentar la proporción del suministro eléctrico contratado a precio fijo hasta 75% en 2027 y obtener una reducción cercana a 30% en las tarifas de red, derivada de la intervención de la Creg. También mencionaron coberturas cambiarias para protegerse si el dólar cae por debajo de $3.000.

“Hacia 2027 buscamos que cerca de 75% de nuestra demanda eléctrica esté anclada a precios fijos”, comentó Caballero. “En cuanto a divisas, contamos con coberturas si la tasa cae por debajo de $3.000 por dólar, limitando el riesgo a la baja. Si el tipo de cambio ronda entre $3.200 y $3.300, persistirá una base de costos en dólares más elevada”.

El determinante rol de los Gilinski en el presente y futuro de GeoPark

Felipe Bayón, CEO de GeoPark, reconoció que el trabajo con el Grupo Gilinski fue fundamental para concretar de manera ágil y eficiente la entrada al bloque Bare, en Venezuela. Además, señaló que las futuras oportunidades de inversión para la compañía se gestionarán a través de GeoPark. El directivo destacó que durante los últimos 12 meses la petrolera ha estructurado un portafolio competitivo y de alta calidad, y explicó que su prioridad actual es ejecutar los proyectos y materializar los resultados de esa expansión.