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21 octubre, 2026

PCR, GeoPark y Patagonia Energy se quedan con nuevas áreas en Vaca Muerta

Mientras las grandes operadoras concentran sus inversiones en el corazón de Vaca Muerta, buena parte del mapa neuquino sigue sin explorar. Ahí apuntan las petroleras independientes que buscan un lugar en el no convencional, y ahí también la Provincia encontró una forma de sumar recursos sin poner un peso: licitar áreas, cobrar el ingreso y quedarse con una parte del negocio.

El gobernador Rolando Figueroa firmó la adjudicación de ocho bloques de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén. Los compromisos suman US$410,8 millones: US$230,1 millones de inversión exploratoria y US$180,7 millones en bonos de acceso para el Tesoro provincial.

El proceso lo impulsó Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa estatal, y recibió 20 ofertas de 10 oferentes. Además de consolidar a petroleras independientes, la ronda abrió la puerta a nuevos consorcios.

PCR, la gran ganadora

Petrolera Comodoro Rivadavia (PCR) fue la que más se llevó: tres áreas, La Tropilla I, Águila Mora Noreste y Santo Domingo II. Comprometió US$55,6 millones en inversiones y US$71,5 millones en bonos, la cifra más alta de la ronda en ese rubro.

Su plan prevé un pozo horizontal por área, con ramas laterales de 1.500 metros y 75 etapas de fractura en total. También registrará 380 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Patagonia Energy desembarcó en Corralera Noroeste con la mayor inversión directa: US$78,7 millones, más un bono de US$22,1 millones. Su propuesta técnica es la más ambiciosa de la ronda: tres pozos con ramas laterales de 3.000 metros y 150 etapas de fractura.

ADJUDICAMOS LAS OCHO ÁREAS DEL PROCESO LICITATORIO LANZADO POR GYP

Realizamos la adjudicación de ocho áreas de la Ronda 1/2026 de GyP: La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Santo Domingo II, Corralera Noroeste, Corralera Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Corralera Sur y Chasquivil Sur.

Fue un proceso transparente y sin precedentes para la industria. Que empresas de primer nivel pongan su apuesta en Neuquén nos llena de orgullo, porque detrás de cada área adjudicada hay familias que sueñan con un trabajo, pymes que van a crecer y pueblos que se van a desarrollar. En noviembre lanzamos una segunda ronda para seguir construyendo juntos el futuro de Vaca Muerta.

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) October 21, 2026

GeoPark, JPM y los consorcios

GeoPark sumó Corralera Noreste a su portafolio. Pagará US$60,5 millones en bonos de acceso e invertirá US$34 millones en exploración. El programa contempla dos pozos horizontales de 2.000 metros de rama lateral y 60 etapas de fractura.

JPM Energía se quedó con Pampa de las Yeguas II NE, con una inversión de US$26,1 millones y un bono de US$18,5 millones. Perforará un pozo de 3.000 metros de rama lateral con 53 fracturas. Allí las regalías serán del 15%, por encima del 12% que se fijó en la mayoría de los bloques.

El consorcio de Phoenix y Continental Resources ganó Corralera Sur. Comprometió US$18,9 millones en inversión y US$7,1 millones de bono, con un pozo de 1.500 metros de rama lateral y 14 fracturas. También procesará 255 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Selva María Oil completó el mapa con Chasquivil Sur: US$16,8 millones para exploración y US$1 millón de bono, con un pozo de 1.500 metros, 30 etapas de fractura y 110 kilómetros cuadrados de sísmica. En esta área, GyP tendrá un 15% de participación, por encima del 10% del resto.

En noviembre la segunda ronda de Vaca Muerta

Los contratos obligan a las empresas a asociarse con GyP. Así, la Provincia se asegura una parte de la renta petrolera que va más allá de las regalías. En el Gobierno celebraron la respuesta del mercado.

Figueroa adelantó que en noviembre se lanzará la segunda ronda licitatoria. Incluirá las áreas que quedaron desiertas en esta convocatoria y bloques maduros que revirtieron recientemente operadoras como YPF.

Antes de eso falta la firma de los contratos asociativos. Después, el Ministerio de Energía enviará los expedientes al Poder Ejecutivo para el decreto aprobatorio final.

16 octubre, 2026

GeoPark ya supera los 5000 barriles diarios en Loma Jarillosa Este

La producción en Vaca Muerta sigue sumando jugadores que dejan atrás la etapa de prueba y entran en una fase de crecimiento concreto. Entre ellos aparece GeoPark, la petrolera independiente con más de dos décadas en América Latina y una sólida base en Colombia, que eligió la formación neuquina como plataforma de expansión y hoy empieza a mostrar números que respaldan esa decisión.

Según el reporte operativo del tercer trimestre de 2026, publicado este jueves en Bogotá, la compañía promedió 2108 barriles equivalentes de petróleo por día brutos en la Argentina entre julio y septiembre. Es un salto del 50,6% frente a los 1400 del segundo trimestre, un ritmo que no muestra ningún otro país de su portafolio.

El impulso vino de Loma Jarillosa Este, donde la empresa conectó cinco pozos nuevos del Pad 1030. Allí completó 180 etapas de fractura hidráulica y puso en producción los cinco pozos, lo que llevó la producción bruta actual del bloque a más de 5000 barriles equivalentes diarios, más del doble del promedio trimestral.

Loma Jarillosa Este, el bloque que empuja el crecimiento

La distancia entre el promedio del trimestre y el dato actual tiene una explicación simple: los pozos se fueron sumando durante el período, así que su aporte completo todavía no aparece en el promedio. Si ese caudal se sostiene, el impacto se notará de lleno en los resultados de GeoPark del cuarto trimestre.

En el mismo bloque, la compañía terminó y probó un pozo sumidero para la disposición del agua de producción. Es una obra menos vistosa que una fractura, pero clave en el shale: cada pozo de Vaca Muerta devuelve agua junto con el petróleo, y sin un lugar seguro para reinyectarla el desarrollo se frena.

El otro activo de la empresa en la cuenca, Puesto Silva Oeste, sumó un paso relevante. El 13 de octubre obtuvo la aprobación del estudio de impacto ambiental para su planta central de procesamiento, la instalación que permitirá tratar el crudo del bloque y que destraba buena parte de su desarrollo futuro.

La perforación en modo factoría

Lo que más mira el mercado es lo que viene. GeoPark confirmó que en el cuarto trimestre de 2026 iniciará su campaña de perforación en modo factoría en la Argentina, con el arranque del primer pad. El esquema apunta a perforar pozos en serie, con equipos y cuadrillas fijos, para bajar costos y acortar tiempos.

En paralelo, la compañía empezará a despachar petróleo por oleoducto hacia plantas de procesamiento de terceros. La evacuación es uno de los cuellos de botella habituales para los operadores medianos en Vaca Muerta, que dependen de infraestructura ajena mientras construyen la propia o esperan nuevas ampliaciones de transporte.

El reporte llega con la cuenca en niveles récord de producción y a días de la AOG Patagonia 2026, que reunirá a la industria en Neuquén desde el lunes. Para GeoPark, el desafío pasa por convertir el salto de este trimestre en una curva sostenida a partir de la perforación continua.

Colombia, la base de GeoPark

A nivel consolidado, la producción de GeoPark promedió 27.973 barriles equivalentes diarios, un 2,6% más que en el trimestre anterior. Colombia sigue siendo el corazón del negocio: el bloque Llanos 34 aportó 15.393 barriles netos por día, apoyado en proyectos de inyección de agua que ya explican casi el 20% de su producción.

En el bloque CPO-5, el pozo exploratorio Milano 1X encontró 22 pies de espesor neto productivo en la formación Mirador y promedia 1000 barriles diarios en prueba. En Llanos 123, la producción creció 11,6% y el pozo Toritos Norte 2 rinde 1100 barriles diarios con apenas 5% de agua.

La empresa operó con ocho equipos de perforación y reparación durante el trimestre. En Colombia perforó y completó ocho pozos, y para los próximos tres meses prevé entre siete y ocho más, incluidos cuatro pozos de relleno en el campo Tigana y dos pozos exploratorios en otros bloques.

Venezuela, la próxima frontera

Además de la Argentina, GeoPark avanza con su desembarco en Venezuela a través del bloque Bare. La compañía trabaja con PDVSA para cumplir los requisitos contractuales, regulatorios y técnicos, con la meta de cerrar la operación y empezar a operar antes de fin de 2026, sujeto a las aprobaciones correspondientes.

El plan para Bare apunta a una reactivación gradual de un campo maduro, empezando por la puesta en marcha de pozos. Los equipos técnicos de ambas empresas ya evaluaron el yacimiento y revisaron instalaciones e infraestructura, y GeoPark se adjudicó el contrato de línea de base ambiental del bloque.

La transición en el bloque Bare incluye un programa de integración entre áreas, la contratación anticipada de servicios críticos y el armado de las capacidades organizativas, comerciales y operativas necesarias. La compañía busca garantizar un traspaso seguro y ordenado apenas se complete la transacción.

21 septiembre, 2026

Bare, el yacimiento venezolano con el que GeoPark busca triplicar su producción hacia 2030

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.

16 septiembre, 2026

Vaca Muerta: Neuquén recibió propuestas de inversión exploratoria por más U$S 420 millones

Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abrió esta semana los Sobres B de la Ronda N°1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, y ahí quedaron expuestas las cartas de cada oferente. Entre las 17 propuestas presentadas para ocho áreas, la industria comprometió en conjunto más de 420 millones de dólares en trabajos de exploración. El dato es una muestra más del potencial de Vaca Muerta.

El dato no es menor si se piensa que apenas 10 empresas se disputaron esos bloques, algunos de ellos todavía sin certeza geológica. Es plata que las compañías ponen sobre la mesa antes de saber si el área realmente va a producir, apostando a que la Cuenca Neuquina siga dando sorpresas como las de los últimos años.

Ahora empieza la parte menos visible del proceso: GyP tiene que evaluar la consistencia técnica de cada oferta, convertirla en Unidades de Trabajo y cruzarla con el bono ofrecido y la regalía incremental. Esa cuenta va a determinar quién se queda con cada bloque, y no siempre gana el que puso más plata en total.

La oferta que se despegó del resto

Si hay una propuesta que marca la escala de esta ronda, es la de Patagonia Energy por Corralera Noroeste. La empresa comprometió una inversión exploratoria de U$S 78,7 millones, casi el doble de lo que ofreció Geopark por la misma área y muy por encima del promedio general de los sobres abiertos.

Lo llamativo es que Patagonia Energy no acompañó ese número con el bono más alto: ofreció U$S 22,1 millones al Tesoro provincial, una cifra similar a la de Geopark, que apostó menos en el terreno exploratorio. La diferencia entre ambas ofertas queda toda del lado del trabajo comprometido en el subsuelo.

El resto del mapa de ofertas

El resto de las propuestas también arma un mosaico interesante. PCR fue la más constante de toda la ronda: presentó ofertas por tres áreas distintas —Águila Mora Noreste, La Tropilla I y Santo Domingo II— con inversiones exploratorias siempre en el rango de U$S 17,7 a U$S 19,3 millones, sin grandes saltos entre una y otra.

Phoenix-Continental, la sociedad que armaron Phoenix Global Resources y Continental Resources tras la compra del 50% de la primera por parte de la segunda, fue la que más áreas cubrió: presentó ofertas en seis de los ocho bloques. Pero sus montos de inversión exploratoria, de entre U$S 9,7 y U$S 18,9 millones, quedaron siempre por debajo de los de sus competidores directos en cada área.

En La Tropilla I, la sorpresa vino de Patagonia Resources, que ofreció U$S 20,9 millones en exploración, la cifra más alta para ese bloque, acompañada además por la regalía incremental más alta de toda la ronda: 16%. Fue la única oferta que combinó ese nivel de inversión con esa concesión adicional al Estado provincial.

Por su parte, JPM Energía propuso U$S 26,1 millones por Pampa de las Yeguas II NE, un monto intermedio que quedó por debajo de Ingeniería Multipiping pero por encima de la mayoría de las ofertas de Phoenix-Continental. Y Selva María Oil fue la única que se presentó por Chasquivil Sur, con US$16,8 millones en exploración y la mayor participación de GyP ofrecida en toda la ronda, del 15%.

Cuando la pyme iguala al gigante

Lejos de la escala de Patagonia Energy, otras dos ofertas llamaron la atención por otro motivo: Ingeniería Multipiping y Bentia Energy, dos nombres poco habituales en las rondas de Vaca Muerta, comprometieron inversiones exploratorias casi idénticas a las de jugadores mucho más conocidos.

Ingeniería Multipiping ofreció U$S 34 millones en trabajos exploratorios por Pampa de las Yeguas II NE, exactamente lo mismo que propuso Geopark para Corralera Noreste. Bentia Energy, por su parte, comprometió U$S 32,7 millones por Santo Domingo II, apenas por debajo de esas dos cifras.

Lo que separa a estas empresas de las más grandes no es el compromiso de trabajo, sino el resto del paquete: ambas ofrecieron bonos bajos, apenas U$S 0,5 millones, y regalías algo más altas que el piso del 15%. Es una forma distinta de competir, sin la billetera de un jugador consolidado.

Lo que sigue después de los números

Ahora el expediente pasa a la etapa de análisis integral, donde GyP mide cada propuesta contra el Pliego de Bases y Condiciones. La apertura de los sobres no adjudica nada por sí sola, y la provincia todavía tiene que revisar la capacidad técnica y financiera de cada oferente antes de definir ganadores.

Ese informe de pre-adjudicación va a llegar al Directorio de GyP, que tiene la última palabra sobre qué empresa se queda con cada bloque. Recién ahí se sabrá si el monto exploratorio más alto, como el de Patagonia Energy, terminó pesando más que el resto de las variables.

En paralelo, GyP ya trabaja en la Ronda N°2/2026, enfocada en la ventana de gas de Vaca Muerta, con convocatoria prevista para noviembre. Otra oportunidad para que pymes y gigantes vuelvan a medir fuerzas en el terreno exploratorio.

2 septiembre, 2026

GeoPark entra a Venezuela: acuerdo histórico por el bloque Bare en la Faja del Orinoco

GeoPark confirmó su ingreso al mercado petrolero venezolano a través de la adquisición del bloque Bare, un yacimiento de crudo pesado ubicado en la Faja del Orinoco, una de las reservas de hidrocarburos más grandes del planeta. La operación llega de la mano de Grupo Gilinski, que fue quien negoció el terreno durante meses hasta destrabar el contrato con la estatal PDVSA.

El bloque no es un descubrimiento nuevo. Se trata de un yacimiento con historia de producción que ya superó los 700 millones de barriles acumulados y llegó a bombear más de 100.000 barriles diarios en sus mejores momentos. Hoy produce apenas 11.000 barriles por día, una fracción de lo que supo dar.

Ahí está, justamente, el atractivo para GeoPark: reactivar algo que ya funcionó antes. La compañía calcula un potencial pico de producción de entre 85.000 y 95.000 barriles diarios, sostenido durante más de una década en el rango de 55.000 a 62.000 barriles netos para la firma.

Un contrato bajo la nueva ley de hidrocarburos

El esquema legal que hace posible la operación se llama CPP, sigla de Contrato de Participación en la Producción. Es el mecanismo que Venezuela habilitó tras la reforma de su Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus reglamentaciones más recientes, pensado para atraer capital extranjero sin ceder la propiedad estatal del recurso.

Bajo ese formato, GeoPark quedará como operador del bloque y deberá poner el cien por ciento del capital para los programas de trabajo aprobados. A cambio, se queda con el 65% del interés económico neto y con la posibilidad de comercializar directamente los hidrocarburos, algo poco habitual en los contratos petroleros venezolanos de las últimas dos décadas.

La fecha en que el contrato entre en vigencia efectiva todavía depende de aprobaciones regulatorias y de los controles vinculados a las sanciones internacionales que pesan sobre Venezuela. La compañía estima un plazo máximo de 120 días para resolver esa etapa.

Grupo Gilinski, protagonista del cambio de control

Detrás del acuerdo aparece un nombre que no es nuevo en la región: Grupo Gilinski, el conglomerado financiero colombiano liderado por la familia Gilinski. Fue su gestión la que abrió la puerta al contrato con PPSA, la subsidiaria de PDVSA a cargo de este tipo de asociaciones.

Como parte del pago, GeoPark emitirá 42,1 millones de acciones a favor de una entidad del grupo, valuadas a 12,22 dólares cada una. Ese precio implica una prima del 26% sobre el valor promedio ponderado de la acción en los últimos treinta días, según los datos difundidos por la compañía.

El desenlace del canje es un cambio de control accionario. Una vez completada la emisión, Grupo Gilinski pasará a controlar aproximadamente el 56,3% de las acciones de GeoPark, con la posibilidad de ampliar esa participación hasta el 58,4% si se cumplen ciertas condiciones contractuales antes del cierre de la operación.

Para los accionistas que prefieran no acompañar esta nueva etapa, el acuerdo prevé una oferta pública de adquisición por 100 millones de dólares al mismo precio de 12,22 dólares por acción, lo que representaría un pago de 2,1 dólares por título para quienes decidan vender.

Números que explican la apuesta

El yacimiento Bare cuenta con unos 15.700 millones de barriles de petróleo original en sitio y alrededor de 1.100 pozos ya perforados. Es, en otras palabras, infraestructura existente que GeoPark no tiene que construir desde cero, sino rehabilitar y poner a producir de manera más eficiente.

El factor de recuperación actual del campo ronda apenas el 4-5%, un número bajo para los estándares de la industria. El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP apunta a llevarlo a un rango de 8-9%, lo que en términos concretos significaría unos 400 millones de barriles netos adicionales para la compañía a lo largo de los años.

GeoPark llega con algo de experiencia previa en crudos pesados y cuencas maduras de Latinoamérica, un antecedente que la empresa señala como clave para bajar el riesgo técnico de un proyecto de esta escala. También cuenta con personal que ya trabajó en Venezuela en el pasado.

Un tablero regional que se reordena

Con Bare sumado a sus operaciones en Colombia y Argentina, GeoPark proyecta llevar su producción total a un rango de 75.000 a 85.000 barriles equivalentes por día hacia 2030. Eso representaría multiplicar por casi tres los niveles actuales de la compañía.

La operación se financia con acciones propias de la empresa, una decisión que según explicaron busca preservar el efectivo disponible. GeoPark declaró contar con unos 700 millones de dólares en liquidez, de los cuales 310 millones ya están en caja, para sostener tanto Bare como el crecimiento en Vaca Muerta y Colombia.

El directorio aprobó la operación, aunque con una salvedad: los tres directores nominados por Grupo Gilinski —Gabriel Gilinski, Dorita Gilinski y Camilo Martínez— se excusaron de participar en las deliberaciones y no recibieron la documentación vinculada al acuerdo, dado el conflicto de interés evidente.

El proceso de valuación estuvo a cargo de BTG Pactual, que actuó como asesor financiero exclusivo de GeoPark y emitió la opinión de razonabilidad sobre los términos. PwC intervino como asesor impositivo, mientras que los estudios Cleary Gottlieb y Baker McKenzie oficiaron de asesores legales de la compañía en toda la negociación

4 agosto, 2026

El 64% de las inversiones de GeoPark están destinadas a Vaca Muerta

La estrategia de GeoPark en Vaca Muerta entró en una nueva etapa durante el segundo trimestre de 2026. La compañía concentró la mayor parte de sus inversiones en Argentina para acelerar perforaciones, completaciones e infraestructura de evacuación, en un movimiento que busca transformar al shale neuquino en el principal motor de expansión de su negocio.

Los resultados financieros difundidos este martes muestran que el 64% de las inversiones realizadas entre abril y junio se destinaron a Vaca Muerta, mientras que el resto quedó concentrado en Colombia. La decisión refleja un cambio de escala dentro del portafolio de GeoPark, que definió al desarrollo argentino como su programa de crecimiento orgánico más importante.

“Nuestros resultados del segundo trimestre demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza de nuestro portafolio. Mientras mantuvimos una producción estable y una sólida generación de caja, seguimos avanzando en el mayor programa de inversiones de nuestra historia”, afirmó el CEO Felipe Bayón.

Vaca Muerta concentra las mayores inversiones de GeoPark

Durante el trimestre, GeoPark destinó 76,4 millones de dólares en inversiones de capital. En Argentina, los recursos estuvieron dirigidos a actividades de perforación, terminación de pozos y ampliación de la infraestructura necesaria para evacuar la producción desde Vaca Muerta, una condición clave para sostener el crecimiento futuro.

Ese nivel de actividad coincidió con un escenario internacional favorable para la industria. El precio promedio del Brent alcanzó los U$S 96,9 por barril, impulsado por tensiones geopolíticas, lo que permitió mejorar el precio realizado por la empresa y fortalecer los ingresos del trimestre.

“Alcanzamos hitos importantes en Argentina antes de lo previsto, manteniendo al mismo tiempo la disciplina financiera y un balance sólido. Ese equilibrio entre crecimiento e inversión seguirá guiando nuestras decisiones”, sostuvo Bayón.

La producción conjunta de Argentina y Colombia promedió 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto del trimestre anterior. Sin embargo, el mayor precio del crudo permitió que los ingresos crecieran un 12%, hasta alcanzar U$S 143,3 millones, aun con volúmenes de venta estables.

Más actividad sin resignar la fortaleza financiera

El aumento de la actividad también tuvo impacto sobre los costos operativos. El costo por barril producido pasó de U$S 14,7 a U$S 17,9, explicado principalmente por mayores gastos energéticos, una intensidad operativa superior y la apreciación de las monedas de Argentina y Colombia frente al dólar.

Aun con ese escenario, la compañía registró un EBITDA ajustado de U$S 73,1 millones, equivalente a un margen del 51%, mientras que el flujo de caja operativo alcanzó U$S 108,4 millones, suficiente para financiar el plan de inversiones y aumentar la liquidez disponible.

“Colombia sigue aportando una plataforma sólida de producción y generación de caja gracias a una gestión disciplinada de los yacimientos y a la excelencia operacional. Eso nos permite sostener el fuerte ritmo de inversión que estamos ejecutando”, destacó Bayón.

Al cierre de junio, GeoPark contaba con U$S 316,3 millones en efectivo y equivalentes, por encima de los U$S 274,9 millones registrados tres meses antes. La deuda neta se ubicó en U$S 317,8 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,2 veces, un nivel que la empresa considera compatible con la etapa de expansión que atraviesa.

El shale argentino gana protagonismo en la estrategia regional

El plan de crecimiento en Vaca Muerta se desarrolla mientras GeoPark mantiene protegida buena parte de su producción mediante coberturas de precio. Para 2026, la empresa aseguró alrededor de 19.000 barriles diarios con estructuras de cobertura que buscan amortiguar eventuales caídas del mercado internacional.

La compañía también renovó durante junio su línea de crédito contingente no garantizada, disponible hasta diciembre de 2028 y con vencimiento final en marzo de 2029. Según informó, esa herramienta permanece sin utilización y constituye un respaldo adicional para afrontar el ciclo inversor en marcha.

“Mientras atravesamos este período de máximas inversiones, seguimos enfocados en ejecutar cada proyecto de manera segura y eficiente, asignando el capital con disciplina y creando valor sostenible para nuestros accionistas”, aseguró Bayón.

Además de los resultados operativos, la empresa informó que su asamblea anual de accionistas aprobó todas las resoluciones propuestas con más del 99% de los votos y anunció cambios en la estructura de gobierno corporativo.

3 agosto, 2026

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

21 julio, 2026

Vaca Muerta: GeoPark suma un rig dedicado por tres años y avanza con el fracking en Loma Jarillosa Este

GeoPark cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción consolidada de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto al trimestre anterior. Pero el dato que la compañía quiso destacar no está en Colombia, donde concentra la mayor parte de su operación, sino en Vaca Muerta.

Ahí la producción todavía es chica, apenas 1.400 barriles diarios, casi igual que en el primer trimestre. El número no dice mucho por sí solo. Lo que cambia es el ritmo de obra: durante el trimestre la empresa terminó de perforar tres pozos horizontales nuevos en el Pad 1030, dentro del bloque Loma Jarillosa Este.

Cada sección horizontal demandó en promedio 14,2 días de perforación, con una extensión lateral de 2.450 metros. Son cifras que en la jerga del sector marcan eficiencia: menos días de rig significan menos costo por pozo, algo clave para sostener un desarrollo masivo en Vaca Muerta.

El fracking avanza, la producción todavía espera

La campaña de fractura hidráulica en esos cinco pozos del Pad 1030 llevaba, a fines de junio, 119 de las 218 etapas planificadas. Es decir, poco más de la mitad del trabajo. Recién cuando termine esa fase la compañía podrá empezar a poner esos pozos en producción real.

GeoPark también perforó dos pozos verticales adicionales, pensados para disposición de agua y monitoreo. No suman producción, pero son parte de la infraestructura que necesita cualquier desarrollo no convencional para funcionar sin sobresaltos operativos ni ambientales.

Un dato que destrabó buena parte de este avance: la Evaluación de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este quedó aprobada en junio. Con ese permiso en mano, la empresa puede avanzar con toda la perforación futura prevista para el bloque sin depender de autorizaciones puntuales.

Un rig propio por tres años

La noticia más concreta del trimestre fue el contrato firmado con Helmerich & Payne: un acuerdo por tres años para tener un equipo de perforación dedicado, con sus servicios asociados, para desarrollar Loma Jarillosa Este y también Puesto Silva Oeste. El primer pozo con ese rig arrancaría a fines del cuarto trimestre.

Tener un rig asegurado por tres años cambia la lógica de planificación. GeoPark ya no depende de conseguir equipo disponible en un mercado que en Vaca Muerta suele estar bastante ajustado, sobre todo cuando varias operadoras compiten por los mismos contratistas al mismo tiempo.

En paralelo, la compañía firmó acuerdos con Pan American Energy para procesamiento y exportación de crudo, con vigencia hasta fines de 2027 y opción de extenderlo. El convenio de exportación le da acceso a los terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada, dos puntos clave para sacar producción desde la cuenca neuquina.

La apuesta grande: el régimen RIGI

El movimiento con más impacto potencial todavía está en trámite. GeoPark, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó la solicitud para sumarse al RIGI, el régimen de incentivos para grandes inversiones que el gobierno argentino diseñó para atraer capital hacia proyectos de gran escala.

Si el ingreso al régimen se concreta, la compañía habla de una inversión superior a 1.000 millones de dólares para acelerar el desarrollo del hub no convencional. El objetivo declarado es pasar de 1.500 a 20.000 barriles diarios en un plazo de tres años, un salto de más de diez veces.

Es una meta ambiciosa incluso para los estándares de Vaca Muerta, donde varias compañías vienen anunciando planes de expansión agresivos. GeoPark deberá sostener el ritmo de perforación, completar el fracking pendiente y esperar definiciones regulatorias que todavía no están cerradas.

La compañía presentará sus resultados financieros del trimestre el 4 de agosto, con conferencia para inversores al día siguiente.

9 julio, 2026

“Vaca Muerta decide quién gana, no el precio del Brent”

Todo arranca con un solo pozo. Uno de tipo estándar en Vaca Muerta produce cerca de 1,05 millones de barriles, cuesta unos 15 millones de dólares perforarlo y da una rentabilidad en dólares del 15% si el crudo se mantiene cerca de los 48 dólares el barril. Pero esa cuenta esconde una letra chica.

“Ese número solo cierra si el pozo se conecta a una infraestructura que ya existe”, sostuvo Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions, en su cuenta de LinkedIn. Un operador nuevo no tiene esa infraestructura: la tiene que construir él mismo, ductos, plantas de tratamiento, manejo de agua, y ese costo se paga una sola vez.

Ahí está el punto que Ziperovich quiere marcar. Ese gasto de infraestructura es el mismo si se perforan diez pozos o doscientos, así que cuanto más se reparte, más liviano pesa sobre cada barril. La escala deja de ser una opción y pasa a ser la variable que ordena todo el negocio.

“La escala no es un bonus acá, es casi todo el juego”, aseguró el exCeo de San Antonio Internacional (SAI) sobre este esquema. Con la infraestructura como costo fijo, el mismo yacimiento rinde números muy distintos según cuántos pozos entren en el plan de desarrollo.

Cuatro escalas, un mismo yacimiento

Con un solo equipo de perforación y 45 pozos en tres años, el breakeven ronda los 57 dólares por barril y la inversión total es de unos 950 millones de dólares. Con dos equipos y 90 pozos, el costo baja a 53 dólares.

La escalera sigue bajando: con tres equipos y 135 pozos el breakeven llega a 51 dólares, y en una plataforma de 225 pozos cae a 50 dólares, con un compromiso de capital de 3.700 millones de dólares. Con el Brent hoy entre 65 y 72 dólares, toda esa escalera funciona. “El capital se vuelve más eficiente cuanto más abajo bajás en esa escalera”, consideró Ziperovich.

La cuenta, dice, no deja margen para pensar en chico: en Vaca Muerta la escala aparece incluso antes de que el proyecto lo pida.

No hay equipos de perforación disponibles en Neuquén para alquilar por un par de pozos. El que entra importa un equipo y firma un contrato mínimo de tres años, lo que ya implica unos 45 pozos y cerca de mil millones de dólares comprometidos antes de ver una gota de petróleo.

RIGI, la pieza que hace bancable la apuesta

“Suena aterrador, pero es justo lo que te ubica en la parte buena de la curva”, planteó Ziperovich sobre ese primer compromiso. Firmar por tres años un equipo obliga a pensar en escala desde el pozo número uno, y esa obligación termina siendo la que baja el costo por barril.

Ahí entra el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El RIGI baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA.

También fija por 30 años las reglas impositivas, aduaneras y cambiarias, algo clave para un activo que gana en dólares y necesita tomar deuda en dólares. Ziperovich lo cuantifica: el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven.

“El verdadero aporte del RIGI es que convierte un contrato de tres años y una década de perforación en algo que un banco y un directorio pueden firmar”, explica el fundador de Lumina. Sin ese marco, dice, ninguna de las cuatro escalas del modelo sería financiable en la práctica.

La pregunta ya no es si funciona

Nada de esto es teórico. En la cola de proyectos del RIGI ya están YPF, Pluspetrol y Chevron, con planes de entre 20 y 30 años y compromisos por miles de millones de dólares. GeoPark, por su parte, invierte unos 1.000 millones de dólares en tres años para llevar un bloque de 1.500 a 20.000 barriles diarios.

Para seguir esa cuenta pozo por pozo, Lumina construyó una herramienta propia. “Me cansé de correr esto en planillas de cálculo”, afirmó Ziperovich, así que la volcó en un modelo con datos oficiales de producción de cada bloque y un control para mover el precio del Brent.

Los mejores bloques producen hasta 2,3 veces más que los marginales, y algunos siguen sin cerrar la cuenta ni con el Brent en 70 dólares. “La roca, no el precio, decide quién gana”, sintetizó Ziperovich.

3 julio, 2026

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

$YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.$

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

$Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.$

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.