GeoPark entre las compañías con mejor desempeño en sostenibilidad del sector Oil & Gas según S&P Global

Por segundo año consecutivo GeoPark fue incluida en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global, una evaluación de alcance global que reconoce a las compañías con mejor desempeño ambiental, social y de gobernanza (ESG) en 59 industrias.

La inclusión se deriva de los resultados de la Evaluación de Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Assessment – CSA) de S&P Global, que en esta edición evaluó a 9.200 empresas a nivel mundial. En este contexto, por primera vez, GeoPark se ubicó entre las 10 empresas de mejor desempeño del sector Oil & Gas – Upstream & Integrated, dentro de un universo de 109 empresas evaluadas.

En Colombia y Argentina, países donde opera GeoPark, este reconocimiento también fue otorgado a otras organizaciones referentes en la gestión ambiental, social y de gobernanza. Este es el caso de Grupo Argos, Grupo Cibest (Bancolombia), ISA, Terpel y YPF, entre otras.

El desempeño de GeoPark fue destacado especialmente en aspectos como transparencia y reporte, ética de los negocios, gestión y política ambiental, salud y seguridad en el trabajo, gestión de energía y derechos humanos.

Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó que “este reconocimiento refleja nuestro compromiso para que la sostenibilidad sea el eje sobre el que gestionamos el negocio, siempre con la misión de generar valor para los grupos de interés, entre ellos las comunidades vecinas a nuestra operación. La evaluación de S&P Global muestra la consistencia con la que ejecutamos esta estrategia, pensando siempre en la protección del medio ambiente, la aplicación de los mejores estándares de gobierno corporativo y la generación de beneficios económicos que se irrigan en las comunidades. Crecemos junto con nuestros grupos de interés, impulsando su desarrollo de manera sostenible”.

El Anuario de Sostenibilidad de S&P Global es una de las métricas más utilizadas por inversionistas y analistas a nivel global para evaluar y comparar el desempeño en sostenibilidad de empresas en diferentes sectores.

Equinor proyecta incrementar su producción en un 3%

El proceso de reordenamiento del portafolio global se consolidó como uno de los principales ejes estratégicos de Equinor durante 2025. La compañía noruega profundizó su política de desinversiones selectivas, reducción de riesgos y foco en proyectos de alto valor, con el objetivo de fortalecer su posición financiera y mejorar su capacidad para enfrentar un escenario energético marcado por la volatilidad.

En ese marco, la empresa confirmó la venta de sus activos en Vaca Muerta, una decisión que se inscribe dentro de su estrategia de “high-grading” del portafolio internacional. Según su presentación de resultados del cuarto trimestre y del ejercicio completo, la operación fue valuada en aproximadamente 1.100 millones de dólares, con un pago inicial de 550 millones de dólares al cierre.

El propio Anders Opedal, presidente y CEO de Equinor, remarcó que la operación forma parte de un proceso más amplio de optimización. “Esto supone otro paso importante en la continua calificación de alta calidad de cartera que hemos llevado a cabo durante el último año, que es un tema clave en la presentación de los resultados del cuarto trimestre y del año completo”, sostuvo, en referencia al enfoque adoptado por la compañía.

En paralelo al reordenamiento de activos, Equinor alcanzó en 2025 el mayor nivel de producción de su historia. La empresa informó una producción récord impulsada por el desempeño operativo y la entrada en funcionamiento de nuevos desarrollos, como Johan Castberg y Bacalhau, además del crecimiento en gas en Estados Unidos y Noruega.

Producción récord y nuevas apuestas para 2026

“Logramos la producción máxima histórica en 2025. Nunca en la historia de la empresa hemos producido tanto petróleo, gas y energía en un solo año”, destacó Opedal en su cuenta de LinkedIn.

La compañía también anticipó que este récord podría ser superado en el corto plazo. “Nuestra producción récord se debió a un sólido rendimiento operativo y a la aparición de nuevos campos, como Johan Castberg y Bacalhau. Sin embargo, probablemente el récord no dure mucho, ya que esperamos alcanzar un nuevo nivel récord de producción en 2026”, señaló el ejecutivo.

Según el informe financiero, Equinor proyecta un crecimiento cercano al 3% en la producción de petróleo y gas durante 2026, respaldado por nuevas inversiones, exploración en el Mar del Norte, Brasil y Angola, y un portafolio con más de 30 pozos planificados. A esto se suma una reducción de costos operativos y una baja del capex en áreas de menor rentabilidad.

El crecimiento de Equinor

En materia financiera, la empresa reportó en 2025 un flujo de caja operativo después de impuestos de casi 18.000 millones de dólares, una deuda neta controlada y una posición de liquidez superior a USD 19.000 millones. Estos indicadores permitieron sostener dividendos, programas de recompra de acciones y nuevas inversiones estratégicas.

Opedal contextualizó los resultados dentro del escenario global. “Estos resultados llegan en un momento de continua volatilidad en el precio del petróleo y tensión geopolítica. Sin embargo, con un flujo de caja reforzado y una mayor producción, estamos bien preparados para navegar la incertidumbre, gestionar periodos de precios más bajos y convertir las fluctuaciones del mercado en oportunidades”, afirmó.

Equinor redobla su apuesta por el offshore

El acuerdo entre Vista Energy y Equinor marca el retiro de la compañía noruega de Vaca Muerta. La transacción incluyó la participación no operada del 30% de Equinor en Bandurria Sur y su participación no operada del 50% en Bajo del Toro. Sin embargo, la empresa aseguró que su licencia offshore no está afectada por esta operación.

El monto total de la transacción se valora en aproximadamente 1.100 millones de dóalres. La transacción tiene una fecha efectiva del 1 de julio de 2025; los intereses devengados se incluirán y pagarán al cierre.

“Estamos materializando el valor de dos activos de alta calidad que hemos desarrollado activamente, mientras continuamos optimizando nuestra cartera internacional”, afirmó Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor.

“Esta transacción fortalece la flexibilidad financiera de Equinor mientras evaluamos oportunidades en nuestros mercados internacionales estratégicos, donde prevemos un crecimiento sustancial hacia 2030. Al mismo tiempo, mantenemos nuestra opcionalidad a través de nuestras posiciones offshore en Argentina”, agregó.

Equinor está presente en el país desde 2017, ingresando a Vaca Muerta mediante un acuerdo de exploración conjunta con YPF en el activo Bajo del Toro y luego ampliando su cartera en 2020 con la adquisición de Bandurria Sur. La participación de Equinor en la producción de esta área promedió 24.400 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el tercer trimestre de 2025. Bajo del Toro, que aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, aportó 2.100 boe netos por día.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

El corazón de las operaciones de Equinor

En 2019, Equinor sumó ocho licencias de exploración offshore a su cartera en la Cuenca Argentina Norte y en las cuencas australes de Malvinas y Austral. La evaluación del subsuelo está en curso para determinar el camino comercialmente más atractivo para la cartera offshore. Actualmente no existen compromisos de perforación en las licencias.

“Esta es una decisión impulsada para incrementar el valor de nuestra cartera internacional y para agudizar nuestro enfoque en Argentina”, señaló Chris Golden, vicepresidente senior para Estados Unidos y Argentina en Exploración y Producción Internacional de Equinor.

El antecedente en el Mar Argentino

Argerich significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 generó grandes expectativas en la industria hidrocarburífera para encontrar un nuevo polo productivo, pero los resultados no fueron los esperados.

Es que en junio de 2024, el pozo no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Los especialistas estimaban que había un 20% de probabilidades de encontrar petróleo en el proyecto Argerich. El número era bajo, pero elevado en los valores que se manejan dentro de la exploración offshore.

Asimismo, la perforación de este primer pozo en aguas profundas fue un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.

Ahora, Equinor apuntará todos sus cañones a la exploración de sus áreas en el Mar Argentino teniendo en cuenta que el offshore es su core bussiness.

PECOM inauguró una planta de inyección de polímeros y acelera la producción en El Trébol-Escalante

PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en el yacimiento El Trébol-Escalante, con una inversión superior a US$ 8 millones.

La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, optimizando el barrido del reservorio. La PIU posee tecnología de avanzada, lo que hace posible su operación y monitoreo de forma remota, optimizando la disponibilidad de la misma y los recursos asociados. Este método de recobro, ya testeado globalmente, contribuye a sostener e incluso aumentar la producción, potenciando la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía tomó el control de estos activos, ha sostenido una premisa clara: “no vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones.” afirmó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

Know-how de PECOM aplicado a aumentar la producción

El proyecto refleja la articulación del conocimiento técnico de tres áreas clave de PECOM, cuya integración resultó fundamental para este proyecto:

  • Exploración y Desarrollo: responsables de elaborar los planes de desarrollo y la identificación de nuevas zonas con potencial para la aplicación de tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).
  • Ingeniería & Construcciones: encargados del diseño, ingeniería y montaje de la planta
  • Operaciones: responsables de la gestión eficiente del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La sinergia de estas tres áreas refleja el know-how propio de PECOM para diseñar, desarrollar y ejecutar proyectos que impactan directamente en el rendimiento productivo.

Articulación con pymes locales

La construcción y montaje de la planta también representó una oportunidad para potenciar el trabajo conjunto con proveedores locales, un eje estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destaca la participación de la empresa local INCRO, que tuvo un rol central en la ingeniería y montaje de la instalación.

Este tipo de proyectos consolida un ecosistema de colaboración que impulsa el desarrollo regional, dinamiza la cadena de valor y refuerza el compromiso de PECOM con las pymes de la zona.

PAE logra una perforación récord y lleva la eficiencia al máximo en APO

Pan American Energy (PAE) alcanzó nuevos hitos en Vaca Muerta gracias al desempeño del equipo DLS-165 en Aguada Pichana Oeste (APO). La compañía perforó un pozo horizontal tipo ERD de 6.376 metros totales, y ejecutó una sección lateral de 3.170 metros en únicamente 14,19 días, sin registrar incidentes operativos. Se trata de un logro relevante para el desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina.

La empresa también completó un “shoe to shoe” con 4.432 metros en una sola carrera y estableció un récord de perforación diaria con 1.814 metros en 24 horas. Este resultado representa una nueva marca en Vaca Muerta y posiciona a PAE como uno de los referentes en eficiencia de perforación. Así lo informó Luciano Adriano Gilardi, Drilling Company-Man de la compañía, en su cuenta de LinkedIn.

Tecnología, optimización y seguridad en tiempo real

Los resultados obtenidos en APO se apoyaron en pilares operativos claves que la compañía viene profundizando. Entre ellos se destaca el enfoque Safety First, que prioriza el máximo estándar de seguridad operacional, sostenido en la ejecución sin incidentes registrados.

Además, la operación contó con la implementación de la sala WOC (Well Optimization Center), una herramienta estratégica que permite el seguimiento minuto a minuto en tiempo real. Este sistema facilitó la identificación de oportunidades de mejora, la optimización de parámetros y la aplicación inmediata de lecciones aprendidas en los mejores pozos del bloque.

La integración de nuevas tecnologías también fue fundamental para este salto de eficiencia. La compañía incorporó herramientas direccionales como el AutoDownlinker, que garantiza mayor precisión y velocidad en la perforación.

Otra clave fue la coordinación logística, ya que la operación se desarrolló con dos rigs en el mismo pad de pozos, lo que exigió una gestión articulada y fluida entre los distintos equipos involucrados.

Una operación que impulsa la mejora continua en Vaca Muerta

La reducción del flat time y del NPT (tiempos improductivos) permitió consolidar una operación más rápida, segura y competitiva. Estos indicadores confirman el avance sostenido que PAE viene impulsando en el segmento no convencional y reflejan un proceso de aprendizaje constante en campo.

Gilardi, uno de los líderes del proyecto, destacó el trabajo de Drilling Neuquén y felicitó a todos los profesionales que participaron directa o indirectamente en el logro. Subrayó el profesionalismo, la dedicación y el compromiso del equipo para alcanzar resultados que marcan una diferencia en la operación.

El desafío ahora es continuar elevando la vara y avanzar hacia nuevos niveles de productividad en Vaca Muerta, donde PAE ya demostró que la eficiencia, la tecnología y la mejora continua pueden ir de la mano para acelerar el desarrollo energético del país.

MEOPP ART Mutual: por unanimidad, se aprobó la memoria y balance 2024-2025

En una asamblea que colmó el décimo piso del auditorio del edificio de MEOPP, los trabajadores petroleros aprobaron este miércoles por unanimidad la memoria y balance del ejercicio 2024-2025 de MEOPP ART Mutual, la primera aseguradora de riesgos del trabajo administrada por sus propios trabajadores de Argentina y el mundo.

El encuentro fue encabezado por el secretario adjunto del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, y primer vocal titular de la ART, Ernesto Inal, quien estuvo acompañado por Daniel Andersch, secretario gremial y secretario de la ART Mutual, y por Celeste Urrutia, secretaria de Turismo, Cultura y Deportes del gremio y tesorera de la entidad.

Durante la presentación, el gerente general de la ART, Gonzalo De la Sierra, destacó que a pesar de los condicionantes macroeconómicos y la creciente litigiosidad del mercado a nivel nacional, a niveles generales los resultados de la ART fueron positivos.

“Hemos demostrado que los trabajadores somos capaces de administrar nuestra propia ART, levantando las banderas de la solidaridad y siendo eficientes en la gestión. Logramos superávit en los principales indicadores financieros y de solvencia, en un contexto nacional de enorme complejidad”, sostuvo.

Un año desafiante, con resultados sólidos

Según el informe aprobado, la ART Mutual cerró el período con más de 21.000 trabajadores protegidos y 170 empresas aseguradas, consolidando su posición como referente en la industria del Oil and Gas y la Patagonia.

Pese a que el resultado operativo fue negativo producto del incremento de prestaciones, la suba de los montos de indemnizaciones y las elevadas reservas por reclamos judiciales irreales, la entidad mantuvo superávit financiero, de capitales mínimos y de cobertura, además de una cartera de inversiones que supera los 15.000 millones de pesos, respaldando la cobertura integral de los asegurados.

En el cierre de la asamblea, Ernesto Inal valoró el esfuerzo de los equipos técnicos y administrativos para sostener la solidez de la ART, y advirtió sobre los desafíos que enfrenta el sistema de riesgos del trabajo a nivel nacional.

“Esta fue una lucha de los trabajadores. Nos costó mucho construir esta ART, que nació con una idea de Guillermo Pereyra, y debemos cuidarla. Hay que estar atentos a los ‘caranchos’ que hacen de esto un negocio, aprovechándose de los juicios contra nuestra propia ART”, expresó.

“Cumplimos todas las obligaciones y revertimos la situación”

En su intervención, De la Sierra repasó los ejes de la gestión y resaltó el compromiso de los trabajadores que integran la organización.

“Habíamos empezado el ejercicio económico en un contexto hostil, con una macroeconomía inestable y un proceso de recesión que afectaba muchísimo a la ART Mutual. Con mucho trabajo y dedicación logramos revertir la situación y hoy retomamos un sendero de estabilidad y crecimiento”, explicó.

El gerente general subrayó que, pese a las dificultades, la entidad “nunca dejó de hacer prevención ni de cumplir con sus obligaciones”.

“Ser la primera ART mutual de Argentina y en el mundo administrada por los trabajadores es una responsabilidad enorme. Cumplimos con todas las obligaciones económicas y financieras, y alcanzamos superávit en los cuadros técnicos más complejos para una aseguradora en Argentina. Lo que había que corregir, ya se corrigió”, aseguró.

El directivo también se refirió a la alta judicialidad que afecta al sistema, y confirmó que la entidad avanza con investigaciones y denuncias penales contra profesionales vinculados a maniobras fraudulentas.

“Marcelo Rucci, presidente de la Mutual, y toda la comisión directiva se han puesto al frente de esta lucha y nos han dado instrucciones para avanzar con denuncias contra algunos profesionales que, a costa de los trabajadores, se estaban llenando los bolsillos. Tenemos casos de reclamos judiciales por 120% de incapacidad, algo absurdo y así mismo firmado por profesionales. Estamos poniendo un punto final a esa actividad ilícita, que estafa a los trabajadores”, afirmó.

MEOPP: revención, gestión y compromiso social

De la Sierra destacó que MEOPP ART “estuvo en el campo, en cada delegación, acompañando a los compañeros petroleros con el fin de prevenir accidentes y preservar la calidad de vida en el trabajo de todas las personas”.

“Hicimos campañas de prevención, bajamos los índices de accidentabilidad y hoy contamos con 21.000 trabajadores y 170 PyMEs bajo cobertura. El desafío que sigue es combatir la judicialidad ilícita y continuar en la senda de desarrollo que marcó nuestro secretario general”, concluyó.

La entidad, que ya lleva ocho años de funcionamiento, reafirmó su compromiso de seguir expandiendo su presencia territorial, profundizar la cultura preventiva y sostener una gestión solidaria, eficiente y transparente.

“Nada es más importante que la vida”, sintetizó Inal al cierre de la asamblea.