GeoPark se agranda: acordó la compra de 17 áreas en Colombia

La petrolera con sede central en Colombia y activos en Vaca Muerta, GeoPark anunció este jueves que acordó la adquisición de los activos de exploración y producción de la canadiense Frontera Energy en Colombia. La operación, valuada en 375 millones de dólares más un pago contingente de 25 millones, le permite a la compañía hacerse con 17 bloques y posicionarse como el principal productor privado de hidrocarburos en el país cafetero.

La transacción no solo duplica la escala operativa de la firma, sino que tiene un impacto directo en sus planes para Argentina. Según explicaron desde la compañía, esta base de flujo de caja más sólida y diversificada refuerza la estabilidad financiera necesaria para financiar el crecimiento en Vaca Muerta, donde GeoPark cuenta con dos bloques en los desembarcó el año pasado.

Para el CEO de la compañía, Felipe Bayón, este acuerdo marca un hito que permite crear una plataforma líder en América Latina. «Esta transacción posiciona a GeoPark como el mayor operador privado en Colombia y crea una plataforma más sólida y resiliente, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta«, destacó el directivo, subrayando que la escala alcanzada permitirá capturar sinergias por hasta 50 millones de dólares anuales.

El portafolio adquirido incluye activos de gran escala en la Cuenca Llanos, como el campo Quifa y los bloques CPE-6, Guatiquía y Cubiro. Estos se complementan con la exposición al gas natural y crudo liviano en el Valle Inferior del Magdalena, específicamente en el bloque VIM-1. Esta diversificación de activos es la que permitirá a la firma proyectar una producción superior a los 90.000 boepd para 2028.

La estrategia de la operadora es clara: utilizar a Colombia como una base generadora de caja que sirva de pulmón financiero para su expansión técnica en el shale argentino.

En términos financieros, la compra de los activos de Frontera Energy aporta de manera inmediata unos 99 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe) en reservas 1P. Este salto en el inventario de recursos asegura una producción estable y prolongada, lo que mejora el perfil crediticio de la empresa y reduce el punto de equilibrio (break-even) en aproximadamente US$ 8 por barril frente a los valores actuales.

La operación, que tiene como fecha efectiva el 1 de enero de 2026, incluye también proyectos de infraestructura hídrica y sostenibilidad, como la planta de tratamiento SAARA.