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9 marzo, 2026

Una oportunidad para los proyectos marginales de Vaca Muerta

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado energético global. Las tensiones en torno al Golfo Pérsico y el temor a interrupciones en rutas clave de transporte de crudo impulsaron el precio del petróleo a niveles que no se veían desde hace años. El Brent superó los 100 dólares por barril y llegó a rozar los 109 dólares en los últimos días.

El alza del crudo se trasladó rápidamente a los mercados internacionales de combustibles y generó una nueva ola de incertidumbre en la economía global. Las preocupaciones se concentran especialmente en el posible impacto que tendría un bloqueo del Estrecho de Ormuz, uno de los corredores energéticos más importantes del mundo.

En este marco, el vicepresidente para América Latina de la consultora Rystad Energy, Ernesto Díaz, publicó un análisis en LinkedIn en el que advierte que el mercado petrolero está enviando señales más complejas de lo que sugieren los titulares.

“El Brent superó los US$100 por barril esta semana. Esto todos lo ven, pero hay tres capas de análisis que los titulares no están alcanzando”, consideró.

El analista aseguró que uno de los factores que limita una escalada sostenida del precio del petróleo es que el mercado global todavía arrastra un excedente de oferta estructural que existía incluso antes de la crisis en Medio Oriente.

“El mercado petrolero en 2026 venía con un excedente estructural de 2,6 millones de barriles por día antes del conflicto. Incluso con el Estrecho de Ormuz bloqueado esa sobreoferta no desaparece”, explicó.

Asimismo, Díaz señaló que incluso en escenarios de conflicto prolongado el mercado tendería a acercarse al equilibrio sin entrar en un déficit sostenido. “En un escenario de conflicto de dos meses, el excedente se reduce a unos 1,4 millones de barriles diarios; en cuatro meses, a unos 0,9 millones”, afirmó.

La señal que favorece al shale fuera de Medio Oriente

Más allá del comportamiento del precio del petróleo, Díaz identificó otro indicador que considera clave para entender el nuevo escenario energético global: el diferencial entre el Brent y el WTI.

El analista destacó que el spread entre ambos marcadores internacionales se redujo de forma abrupta en pocos días, lo que reflejaría un cambio en la demanda global de crudo.

“El diferencial Brent-WTI colapsó de US$7 por barril el miércoles a apenas US$2 el viernes ante la compra masiva de WTI como sustituto del crudo Murban asiático”, explicó.

“El mercado está enviando una señal clara: el crudo americano y por extensión el latinoamericano y africano se vuelve estratégicamente más valioso cuando Oriente Medio se cierra”, agregó.

Qué puede pasar con Vaca Muerta

En este sentido, Díaz planteó que el nuevo escenario energético podría funcionar como un acelerador para el desarrollo de Vaca Muerta. “Con Brent en US$100 o más, los proyectos de shale oil en Vaca Muerta que antes eran marginales entran en zona de retorno atractivo. El breakeven promedio de la formación está bien por debajo de estos niveles”, afirmó.

“Esto puede activar nuevos proyectos, nuevas licitaciones y más actividad de fusiones y adquisiciones”, añadió.

Díaz también señaló que la reorganización de los flujos globales de crudo, impulsada por sanciones y tensiones geopolíticas, abre una oportunidad para países que pueden ofrecer suministro estable.

“El mundo está reorganizando sus cadenas de suministro energético. Argentina tiene una ventana geopolítica única como proveedor confiable y no OPEP”, subrayó.

9 marzo, 2026

YPF anunció que no habrá “cimbronazos” en el precio de los combustibles

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado energético global. En los últimos días, el precio del crudo se disparó y el Brent volvió a superar la barrera de los 100 dólares por barril, acercándose a los 109 dólares. La reacción del mercado responde a lo que pasa con el Estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del comercio marítimo global de crudo.

Cuando el mercado percibe riesgo sobre ese punto logístico clave, el precio del barril suele reaccionar de forma inmediata. Tal como analizó la consultora GtoG ENERGY, “el alza no responde a un crecimiento estructural de la demanda, sino a la incorporación de una prima geopolítica vinculada a la incertidumbre sobre la oferta”.

Este movimiento en la cotización del Brent tiene efectos directos en la economía argentina. Con un mercado interno cada vez más alineado a los precios internacionales, el salto del barril de petróleo vuelve a poner bajo la lupa qué ocurrirá con el valor de las naftas y el gasoil en los surtidores.

La posición de YPF

En su cuenta X, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, publicó un mensaje para llevar tranquilidad frente a la volatilidad del mercado petrolero y el impacto que podría tener en el precio de los combustibles.

El pope de la empresa de mayoría estatal planteó que YPF busca evitar reacciones bruscas frente a los movimientos del mercado internacional. “Entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio internacional del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición”, expresó el CEO de la compañía.

COMPROMISO HONESTO CON LOS CONSUMIDORES

Entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio internacional del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición.@YPFoficial no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y… pic.twitter.com/tS0ZkG9uoM

— Horacio Marín (@HoracioMarin_ok) March 9, 2026

En esa línea, el ejecutivo sostuvo que la petrolera buscará evitar saltos abruptos en los valores de los combustibles. “YPF no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso honesto con los consumidores”, aseguró.

Medidas para evitar cimbronazos

El directivo explicó que la empresa trabaja con un sistema de micropricing, una metodología que permite analizar la evolución del mercado de manera constante para ajustar los precios de forma gradual.

“Trabajamos con una estrategia de micropricing para ir analizando los precios día a día, semana a semana”, indicó Marín.

Además, señaló que el sistema de “moving average” permite suavizar las variaciones del mercado internacional. Según explicó, esa herramienta busca amortiguar los picos de subas o bajas del petróleo y trasladarlos de forma más gradual al mercado local.

“Mediante el sistema de moving average podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores”, afirmó el titular de YPF.

En su mensaje, Marín también hizo referencia al contexto global que atraviesa el mercado petrolero. Según explicó, la volatilidad que se observa actualmente responde principalmente a la incertidumbre geopolítica y no a un cambio estructural en la demanda energética.

“La volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”, sostuvo.

14 enero, 2026

La oportunidad que Vaca Muerta puede perder si no aprende del colapso venezolano

La reciente captura de Nicolás Maduro no provocó un shock en el mercado petrolero internacional. El precio del Brent se mantuvo cerca de los USD 60 por barril, confirmando que Venezuela ya no influye en la oferta global. Para el análisis energético, este dato es más relevante que cualquier interpretación política o diplomática del acontecimiento. Vaca Muerta en el horizonte.

Según explicó Gustavo Pérego, director de ABECEB, “el problema venezolano no es de reservas, sino de instituciones”. La afirmación resume dos décadas de deterioro estructural. Venezuela posee una de las mayores dotaciones de crudo del planeta, pero carece del marco económico y jurídico necesario para transformarlas en producción sostenible.

El mercado absorbió la noticia sin sobresaltos porque ya no espera una recuperación rápida del petróleo venezolano. Washington, de hecho, dejó claro que la operación no implicaba un cambio de régimen inmediato. La lógica dominante es ordenar el tablero geopolítico, sin apostar a una reinserción acelerada del crudo caribeño.

El perfil del petróleo venezolano también explica parte del problema. La mayor parte proviene de la Faja del Orinoco, con crudos extra pesados y alto contenido de azufre. “Es petróleo caro de producir, caro de transportar y caro de refinar”, señaló Pérego, subrayando su desventaja frente a otros crudos pesados del continente.

A esa dificultad técnica se suma el colapso institucional. PDVSA perdió infraestructura, talento y credibilidad. “Recuperar los niveles de producción de los noventa no es un problema técnico, sino financiero e institucional”, advirtió Pérego, quien estimó inversiones necesarias entre USD 80.000 y 100.000 millones en más de una década.

Guyana, el espejo que incomoda

El contraste regional resulta inevitable. Mientras Venezuela se estanca, Guyana avanza con reglas claras, contratos estables y seguridad jurídica. El resultado es una producción offshore que crece con rapidez y costos competitivos. Para los inversores, Guyana se convirtió en el verdadero motor incremental de oferta en el hemisferio occidental.

Pérego remarcó que el mercado no castiga la geología, sino la incertidumbre. “Sin protección de la propiedad privada y respeto contractual, Venezuela seguirá siendo una potencia petrolera en los papeles, pero irrelevante en los flujos reales”, sostuvo. Esa frase resume el drama estructural del país caribeño.

En este escenario, la captura de Maduro no revaloriza al petróleo venezolano. Por el contrario, refuerza la percepción de que, sin un cambio jurídico profundo, el capital internacional no regresará. Las grandes compañías priorizan previsibilidad, acceso financiero y reglas de largo plazo por sobre cualquier promesa política.

La consecuencia es directa: el capital que no va a Venezuela busca otros destinos. Shale norteamericano, Brasil offshore, Guyana y, potencialmente, Argentina aparecen como alternativas. La competencia por inversiones energéticas ya no se define solo por reservas, sino por credibilidad institucional.

Vaca Muerta, en ese contexto, juega en otra liga. Produce crudos medianos y livianos, más fáciles de refinar, con costos en descenso y curvas de aprendizaje consolidadas. Además, compite en un sistema global donde cada proyecto es evaluado bajo la misma vara macroeconómica y regulatoria.

Lecciones para Vaca Muerta

Para Pérego, la ventana de oportunidad argentina no se abre porque Venezuela caiga, sino porque no puede volver sin reformarse. “Si la transición venezolana no redefine sus instituciones, el capital no regresará”, advirtió. Y ese capital, inevitablemente, buscará alternativas más previsibles.

Sin embargo, la oportunidad para Vaca Muerta no es automática. El caso venezolano demuestra que las reservas no alcanzan. Argentina puede tener uno de los mejores shales del mundo, pero sin seguridad jurídica, estabilidad regulatoria y reglas claras de salida, el desarrollo energético pierde atractivo para el capital internacional.

“La discusión no es geológica, es institucional”, enfatizó Pérego. La frase condensa la enseñanza central. El petróleo no fluye hacia donde hay más recursos, sino hacia donde existen más reglas. La competitividad energética ya no depende solo del subsuelo, sino del marco legal que lo rodea.

Venezuela confirma que el siglo XXI no premia al que tiene petróleo, sino al que sabe organizarlo. La producción energética moderna exige contratos confiables, financiamiento internacional, integración logística y previsibilidad macroeconómica. Sin esos elementos, incluso los mayores reservorios quedan atrapados en el potencial.

Para Vaca Muerta, la lección es clara. Argentina puede transformarse en un proveedor relevante de crudo y gas, pero solo si entiende que el verdadero upstream comienza en el derecho y no en la roca. El desafío no es perforar más, sino construir confianza.

En síntesis, el colapso venezolano no altera el equilibrio petrolero global, pero sí ilumina el camino. Vaca Muerta tiene la oportunidad de aprender de ese error histórico. El futuro energético argentino dependerá menos de su geología que de su capacidad para garantizar reglas, contratos y estabilidad.

7 enero, 2026

Horacio Marín: “Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”

YPF avanza con una estrategia diseñada para atravesar un contexto internacional incierto, marcado por la volatilidad del precio del petróleo y los cambios geopolíticos que pueden alterar el equilibrio del mercado energético. Así lo dejó en claro su presidente y CEO, Horacio Marín, en diálogo con El Cronista.

Lejos de transmitir preocupación, Marín sostuvo que la compañía de mayoría estatal trabaja con supuestos conservadores y márgenes de seguridad que le permiten sostener su plan de inversiones aun con precios del crudo por debajo de los niveles actuales.

“Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”, afirmó el ejecutivo, al explicar cómo YPF construye su presupuesto y toma decisiones de largo plazo sin quedar atrapada en la coyuntura.

La referencia no es menor. En un contexto donde distintos analistas internacionales proyectan presiones bajistas sobre el precio del petróleo, YPF decidió anticiparse y ajustar su estructura financiera para no comprometer su hoja de ruta.

Según explicó Marín, el precio que utiliza la compañía para planificar sus números surge de un promedio de estimaciones internacionales. “Tomamos un precio de 63 dólares porque usamos el promedio de consultoras internacionales”, señaló.

Ese valor funciona como base, pero no como un límite rígido. El CEO dejó en claro que una eventual baja adicional no alteraría de forma sustancial el rumbo de la empresa.

“Si el petróleo está a 55 dólares, no nos cambia mucho el escenario”, afirmó, al remarcar que YPF ya conoce con precisión el impacto que cada variación del crudo tiene sobre su resultado operativo.

Un presupuesto defensivo y foco en el largo plazo

Uno de los puntos centrales del mensaje de Marín fue la preparación interna de YPF frente a un ciclo de precios más bajos. El ejecutivo explicó que la empresa mide con detalle la sensibilidad de sus números ante cada movimiento del barril.

“Por cada 10 dólares que baja el petróleo, nosotros ya sabemos cuánto se mueve el EBITDA”, sostuvo. Esa información, remarcó, permite tomar decisiones anticipadas y evitar sobresaltos.

En ese marco, YPF avanzó con operaciones que funcionan como un colchón financiero. Marín explicó que algunas desinversiones y ventas de activos se pensaron también como una forma de proteger el balance frente a un contexto adverso.

“Nos sirve como colchón para un año que pueda tener bajos precios”, explicó, al referirse a esas decisiones estratégicas.

El CEO insistió en que la clave está en no sobrerreaccionar ante el corto plazo. Para Marín, la industria petrolera se define por ciclos largos y no por movimientos coyunturales.

“El desarrollo no se define por el ruido coyuntural del precio”, afirmó, al defender la lógica de inversión sostenida en Vaca Muerta.

Desde su mirada, incluso si el mercado atraviesa una etapa de debilidad, el escenario de mediano y largo plazo sigue siendo favorable. “En 2030 y 2031 va a haber un gap grande entre oferta y demanda que debería llevar a precios altos tanto en petróleo como en gas”, anticipó.

Ese desbalance, explicó, es el que justifica continuar con proyectos de gran escala, aun cuando el contexto actual muestre señales de enfriamiento.

Venezuela, el factor geopolítico y la comparación con Vaca Muerta

Uno de los interrogantes que sobrevuelan al mercado es el posible impacto de Venezuela en la oferta global, en caso de un cambio político que facilite su regreso pleno como exportador de crudo. Marín abordó el tema con cautela y relativizó su efecto inmediato.

“Puede presionar el precio, pero más por expectativa que por realidad”, señaló, al analizar el posible retorno de Venezuela al mercado internacional.

El CEO de YPF habló desde la experiencia personal. “Yo trabajé en Venezuela antes de venir acá y la verdad que está muy dejada y lleva su tiempo reconstruirla”, afirmó.

Marín explicó que no se trata solo de decisiones políticas, sino de limitaciones técnicas y operativas. En ese punto, comparó el crudo venezolano con el potencial argentino.

“La Faja del Orinoco tiene 10 grados API, es más pesado que el agua”, describió. Ese tipo de petróleo, explicó, implica mayores costos y complejidades operativas.

“Tiene mucho costo operativo y necesita mucha inversión”, agregó, al remarcar que la recuperación de la producción venezolana no sería inmediata.

Frente a ese escenario, dejó una frase que resume su visión comparativa: “No sé si Vaca Muerta no es mejor que la Faja del Orinoco”.

La estrategia de Marín

Para el pope de la empresa de mayoría estatal, aun cuando Venezuela logre recuperar parte de su producción, su aporte será gradual. “Será otro lugar del mundo que ayudará a cubrir el gap, pero no de manera inmediata”, sostuvo.

En ese contexto, Vaca Muerta aparece como una ventaja competitiva clara para la Argentina, tanto por calidad del recurso como por la escala de las inversiones ya en marcha.

El mensaje de Marín combina prudencia y ambición. Por un lado, YPF se prepara para atravesar un escenario de precios más bajos sin alterar su equilibrio financiero. Por otro, sostiene una visión de crecimiento basada en el potencial exportador del país.

La clave, según el CEO, es sostener una mirada de largo plazo y evitar decisiones defensivas que frenen el desarrollo. “Las compañías grandes miran el largo plazo, miran la robustez del proyecto”, remarcó.

5 enero, 2026

Petróleo barato y ruido geopolítico: el combo que amenaza el plan de Vaca Muerta

La intervención militar de Estados Unidos en Venezuela volvió a introducir un factor de incertidumbre en el mercado energético internacional. Para Juan José Carbajales, consultor y exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación, los efectos no serán inmediatos, pero sí relevantes para Vaca Muerta.

“Venezuela fue un gran productor de hidrocarburos, de petróleo en particular”, recordó Carbajales al analizar el contexto regional. En diálogo con Radio Con Vos, el especialista explicó que el país caribeño contaba con reservas probadas que permitían una producción sostenida, con infraestructura y mercados consolidados.

Durante años, Venezuela produjo alrededor de 3,5 millones de barriles diarios, un volumen comparable al de Brasil en la actualidad. Sin embargo, esa capacidad se fue deteriorando de manera sostenida. “Eso fue declinando, pasó después a dos millones, esto durante 15 o 20 años del chavismo”, señaló.

Según Carbajales, la combinación de la reformulación de PDVSA y el embargo internacional terminó de impactar en el nivel de actividad. “Hoy está en un poquito más de un millón [de barriles por día] o ahí rondando”, precisó, al trazar una comparación directa con la meta productiva de Argentina.

En ese marco, descartó una recuperación acelerada. “Pensar que Venezuela va a inmediatamente hacer nuevamente un gran exportador nos lleva a un mediano plazo, no vamos a ver efectos inmediatos”, afirmó.

Incertidumbre geopolítica y precios internacionales

Para Carbajales, el principal impacto en el corto plazo es la incertidumbre. “La única certeza que tenemos es que hay un conflicto geopolítico”, advirtió. Ese escenario, explicó, nunca es positivo para los mercados, ya que agrega volatilidad y dudas sobre la evolución de la oferta y los precios.

El especialista remarcó que el esquema político en Venezuela aún no está claro. “No está claro cómo va a ser el esquema político de la transición y nada de eso puede beneficiar en el corto plazo a los niveles de producción y de precios internacionales”, sostuvo.

En ese contexto, explicó que la continuidad del embargo y la falta de crecimiento productivo podrían sostener los precios en el corto plazo. Sin embargo, el panorama cambia si Venezuela logra estabilizar su producción. “Si la producción venezolana se estabiliza y puede tener un repunte, ahí sí en el mediano plazo vamos a ver otra causal de sobreoferta de crudos”, alertó.

Esa sobreoferta, según Carbajales, ya se refleja en el mercado. “Hace que sistemáticamente en los últimos años, año y medio, dos años, el precio del Brent descienda. Hoy está a menos de 60 dólares”, indicó.

Ese nivel de precios genera preocupación para Vaca Muerta. “Eso no es una buena noticia para Vaca Muerta, para los planes de inversión de las compañías”, enfatizó.

Al referirse a los costos, citó al presidente de YPF: “Dijo que el shale de Vaca Muerta, los pozos no convencionales, son rentables a 45 dólares”. No obstante, advirtió sobre las implicancias de ese umbral. “Puede ser rentable para mantener la producción, pero no para ampliar los volúmenes de inversión”.

Vaca Muerta, GNL y el riesgo de largo plazo

Carbajales advirtió que una baja de precios sostenida podría ralentizar el crecimiento de la actividad. “Si se diera esa baja del precio, los planes de inversión van a ralentizarse”, sostuvo. En ese escenario, los objetivos productivos se correrían en el tiempo. “Llegar a ese millón, millón y medio de barriles (…) ya no va a ser en el corto plazo, sino 2030”.

El impacto también alcanzaría a los proyectos de gas natural licuado. “Indirectamente los planes de exportación de GNL (…) también podrían sufrir cierta demora en los cronogramas”, explicó, en referencia a los buques licuefactores previstos para operar desde 2027.

Desde la mirada de Estados Unidos, Carbajales remarcó que el objetivo es económico. “Los recursos naturales nos tienen que servir a nuestra estrategia de América primero y a bajar los costos de los combustibles en Estados Unidos”, citó al analizar la política energética norteamericana.

Esa estrategia puede tener efectos contradictorios para Argentina. “Podrá ser una buena noticia para los consumidores (…) pero no es una buena noticia para la industria en general, que tiene planes agresivos de inversión”, advirtió.

Más allá de los precios, Carbajales puso el foco en un factor menos visible. “Algo que valoran los inversores de Argentina es que la producción no pasa por ningún estrecho”, explicó, al destacar la estabilidad logística y geopolítica del país.

Sin embargo, alertó que ese activo comienza a ponerse en duda. “Tener a la mayor potencia mundial agrediendo a un país de Sudamérica militarmente le agrega un costado que Argentina no tenía”, sostuvo.

Ese ruido regional, concluyó, puede afectar la confianza de largo plazo. “Es ponerle un signo de interrogación a algo de las pocas cosas que Argentina tenía para ofrecer” cuando sale al mundo a vender su petróleo y su gas.

6 noviembre, 2025

GeoPark acelera su plan de crecimiento en Vaca Muerta

GeoPark presentó sus resultados del tercer trimestre de 2025, con una sólida entrega operacional y financiera. En el período, la compañía destacó la ejecución disciplinada de su estrategia y la integración sin contratiempos de sus activos no convencionales en Argentina. La empresa subrayó que está identificando eficiencias y sinergias que permitirán mejorar la rentabilidad y acelerar el desarrollo en Vaca Muerta.

En el trimestre, la compañía alcanzó un Adjusted EBITDA de US$ 71,4 millones, con margen del 57%, impulsado por mayor producción y precios estables. La producción promedio llegó a 28.136 boepd, dentro del rango objetivo del año.

El CEO, Felipe Bayón, afirmó que los resultados refuerzan la confianza en la estrategia corporativa, basada en “excelencia operativa, asignación disciplinada de capital y crecimiento rentable”.

Captura de sinergias tras la adquisición en Argentina

Luego de completar el 16 de octubre de 2025 la adquisición de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en Vaca Muerta, GeoPark reportó que asumió la operación sin interrupciones.

En menos de diez días, la empresa inició actividades de reacondicionamiento e instalación de bombas en tres pozos para incrementar producción. El crudo se está comercializando en el mercado local, mientras avanza la preparación logística para su plan de desarrollo 2026.

La firma enfatizó que ya está identificando múltiples oportunidades de eficiencia de costos y sinergias operativas para acelerar la curva de producción y generar mayor valor en el corto y mediano plazo.

En 3Q2025, Vaca Muerta promedió 1.660 boepd y acumula en el año 2.060 boepd. Estos niveles se consideran una base para el crecimiento esperado en los próximos años.

Costos competitivos y una estructura financiera fortalecida

La compañía logró sostener costos operativos de US$ 12,5 por boe producido, consistentes con la guía anual y con la industria.

Además, la gestión interna de eficiencia implementada desde el trimestre anterior permitió alcanzar ** US$ 15,1 millones en ahorros**, lo que equivale a casi US$ 19,5 millones anualizados.

GeoPark también avanzó en reducción de deuda: durante el trimestre recompró US$ 33 millones de sus Notes 2030 por debajo del valor nominal, generando un ahorro de US$ 2,9 millones anuales en intereses.

La empresa finalizó el trimestre con US$ 197 millones en caja y deuda neta de US$ 373,4 millones, lo que representa un nivel de apalancamiento sólido y bajo de 1,2x.

La estrategia de coberturas permaneció activa, con protección para alrededor del 62% de la producción esperada 2026 gracias a collars 3-way con un piso cercano a US$ 65/bbl y techo promedio de US$ 73/bbl.

Inversiones para sostener producción y expandir la huella regional

GeoPark destinó US$ 17,5 millones en inversiones del trimestre, principalmente para mantener e incrementar producción en el bloque Llanos 34 y continuar con desarrollo e infraestructura en Llanos 104, entre otros proyectos.

Su plan estratégico al 2030 busca elevar la producción consolidada a 42.000–46.000 boepd, con un Adjusted EBITDA entre US$ 520 y 550 millones y un apalancamiento entre 0,8 y 1,0x.

Bayón destacó que GeoPark posee “un portafolio distintivo, con generación estable de caja en Colombia y crecimiento transformacional en Argentina”, lo que permitirá crear valor sostenible para los accionistas.

La compañía anticipó que antes de fin de año publicará su Work Program & Investment Guidelines 2026, donde profundizará su enfoque sobre Vaca Muerta y la maximización de retornos en los activos en operación.

El Directorio ratificó su nuevo programa de dividendos que prevé US$ 6 millones en 12 meses, equivalentes a US$ 0,03 por acción por trimestre a partir del pago del 3T 2025.