GeoPark prevé inversiones por US$6.800 millones en Venezuela y evalúa proyectos de fracking en Colombia

GeoPark prevé destinar cerca de US$6.800 millones al desarrollo de largo plazo del campo Bare en Venezuela, mientras evalúa oportunidades para desarrollar proyectos de petróleo y gas mediante fracking en Colombia, reveló Felipe Bayón, CEO de la compañía.

En entrevista con Blu Radio y en una llamada con analistas, Bayón explicó que la cifra prevista para Bare comprende tanto inversiones de capital (Capex) como gastos operativos (Opex) durante el desarrollo del proyecto, cuyo contrato con PDVSA tiene una vigencia de 25 años.

“En Bare son US$6.800 millones. Es una inversión importante, una inversión que empieza este año y que va creciendo hasta llevar la producción hasta unos 85.000 o 95.000 barriles”, señaló el ejecutivo.

El plan contempla la reactivación de pozos existentes, equipos de workover, perforación de nuevos pozos, incluidos horizontales, e inyección de vapor en el yacimiento. Bayón indicó que el campo podría producir alrededor de 600 millones de barriles durante los 25 años del contrato y comparó su potencial de producción con el que llegó a tener el campo Rubiales en Colombia.

Bare cuenta con unos 1.100 pozos y actualmente produce alrededor de 11.000 barriles diarios. GeoPark planea inicialmente rehabilitar entre 400 y 500 pozos antes de avanzar hacia nuevas perforaciones y técnicas de recuperación más intensivas.

GeoPark mira el fracking en Colombia

Los planes en Venezuela no significan, según Bayón, una reducción de las inversiones de GeoPark en Colombia. La petrolera destina actualmente alrededor de US$120 millones anuales a sus operaciones en el país y ahora está analizando oportunidades en hidrocarburos no convencionales.

“Nosotros como GeoPark, con experiencia en Vaca Muerta en no convencionales, estamos viendo posibilidades para hacer fracking y no convencionales en Colombia”, afirmó Bayón.

El ejecutivo precisó que la compañía ya está estudiando oportunidades en más de una cuenca, entre ellas el Valle Medio del Magdalena y Cesar-Ranchería, tanto para petróleo como para gas.

“Estamos mirando efectivamente algunas oportunidades en Colombia donde creemos que hay buenas oportunidades para petróleo y para gas, que tanta falta nos está haciendo ahora”, señaló.

Bayón ha sido un defensor de la explotación de yacimientos no convencionales desde su paso por Ecopetrol. Recordó que en 2019, cuando presidía la petrolera estatal, impulsó su entrada al Permian, en Estados Unidos, donde la compañía adquirió experiencia en este tipo de desarrollos.

Ahora GeoPark cuenta además con experiencia directa en Vaca Muerta, Argentina. Según Bayón, la petrolera recibió el campo en septiembre del año pasado con una producción cercana a 1.500 barriles diarios y, después de perforar pozos horizontales y realizar fracturamiento hidráulico, ya produce algo más de 4.000 barriles por día.

La presentación corporativa de agosto mostraba que GeoPark había destinado US$55 millones de Capex a Vaca Muerta hasta ese momento y contemplaba un programa de alrededor de US$1.000 millones para llevar la producción por encima de 20.000 barriles equivalentes diarios.

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Una GeoPark casi tres veces más grande

Durante una llamada con inversionistas y analistas, GeoPark presentó además las primeras proyecciones sobre el impacto que tendrá Venezuela en la escala futura de la compañía.

La petrolera proyecta alcanzar una producción consolidada de aproximadamente 75.000 a 85.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, apoyada en sus operaciones convencionales en Colombia, el crecimiento de Vaca Muerta y el desarrollo de crudos pesados en la Faja del Orinoco.

La meta implicaría llevar la producción a casi tres veces el nivel actual. En el segundo trimestre de 2026, GeoPark produjo 27.271 barriles equivalentes diarios, de los cuales 25.871 correspondieron a Colombia y 1.400 a Argentina.

La compañía estima además que podría generar alrededor de US$1.200 millones de Ebitda ajustado en 2030. La magnitud del salto es significativa frente a la guía que tenía antes de incorporar Venezuela: la presentación de agosto contemplaba un Ebitda ajustado de entre US$220 millones y US$300 millones para 2026.

También prevé que sus reservas 2P prácticamente se dupliquen, desde alrededor de 121 millones de barriles equivalentes a entre 240 millones y 260 millones. GeoPark advirtió durante la llamada que se trata de una estimación preliminar, sujeta a una evaluación independiente, y que no representa todo el potencial de Bare durante los 25 años del contrato.

Hasta 120 días para asumir Bare

Aunque el contrato con PDVSA ya fue firmado, GeoPark todavía no ha asumido la operación del campo. Bayón explicó que existe un plazo de hasta 120 días para el perfeccionamiento del contrato y realizar una transición ordenada con el operador actual.

Durante ese periodo se definirán en mayor detalle los planes operativos, acuerdos de comercialización, personal y utilización de infraestructura.

El proceso para llegar a Bare comenzó meses atrás. Bayón reveló que Jaime y Gabriel Gilinski fueron quienes acercaron inicialmente la oportunidad a GeoPark y facilitaron las conversaciones con PDVSA.

“Creo que la primera vez que estuve fue a principios de abril y he ido unas ocho o nueve veces ya a Venezuela”, afirmó. Según explicó, GeoPark estudió inicialmente un grupo más amplio de oportunidades y, después de sucesivos análisis técnicos y visitas a los activos, terminó seleccionando Bare como prioridad.

La compañía asegura haber analizado también los aspectos regulatorios, jurídicos y operativos de su entrada a Venezuela y que el proyecto se desarrollará dentro del marco establecido por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de Estados Unidos.

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