La petrolera colombiana GeoPark confirmó su retorno a Vaca Muerta, la formación no convencional de Neuquén, con un plan de inversión que podría alcanzar hasta U$S 500 millones. La compañía busca consolidar su expansión regional y duplicar sus reservas probadas y probables, actualmente en 84 millones de barriles, con un potencial adicional de entre 50 y 80 millones de barriles.
El anuncio fue realizado por el nuevo CEO, Felipe Bayón, quien señaló que la empresa cuenta con U$S 270 millones en efectivo para financiar la expansión, complementando con préstamos o emisión de bonos. GeoPark ya había operado en Vaca Muerta hasta 2021, cuando vendió sus activos. Un intento de regreso en 2024 mediante un acuerdo con Phoenix Global Resources quedó trunco por la falta de aprobación regulatoria.
Actualmente, la compañía avanza en negociaciones con Pampa Energía, que adquirió el 10,17% de sus acciones en mayo, para identificar proyectos estratégicos con posibilidad de concretar su ingreso antes de fin de año.
En materia financiera, GeoPark reportó un EBITDA de U$S 71,5 millones en el segundo trimestre de 2025, con un margen del 60%, a pesar de una caída del 6% en la producción y precios un 9% más bajos. La utilidad neta del primer trimestre fue de U$S 13,1 millones, 14% inferior al último trimestre de 2024, afectada por costos extraordinarios relacionados con la recompra parcial de bonos. La compañía destacó la reducción de sus costos operativos por barril de petróleo equivalente a U$S 12,3.
En Argentina, la firma invirtió U$S 23,8 millones en Vaca Muerta durante el primer trimestre de 2025, incluyendo la finalización de tres pozos en PAD 9 y la perforación de cuatro pozos en PAD 12. Estas inversiones reflejan un retorno sobre el capital empleado (ROACE) del 27% y una relación EBITDA ajustada a gastos de capital de 3,9x.
El regreso de GeoPark coincide con un récord en la producción de shale local, que alcanzó 370.000 barriles diarios de petróleo y 110 millones de metros cúbicos de gas en julio de 2025. La alianza con Pampa Energía permitirá a la petrolera aprovechar la infraestructura existente y el conocimiento local, fortaleciendo su capacidad operativa en la región.
