GeoPark lo logró: con compra a Pluspetrol, entró en Vaca Muerta e invertirá u$s 500 millones

Con la compra de dos áreas en Neuquén a Pluspetrol, la petrolera colombiana GeoPark, finalmente, concretará su deseo de estar en Vaca Muerta. Adquirió el 100% de la participación operada en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, cuyo objetivo es la extracción de petróleo negro en la formación. Pagará un precio total de u$s 115 millones por la transacción e invertirá entre u$s 500 millones y u$s 600 millones para su desarrollo hasta 2028. Así lo anunció la empresa este jueves. Al mismo tiempo, informó la firma de dos actas acuerdo con el Gobierno de Neuquén, que establecen los términos y condiciones bajo los cuales se transferirán las concesiones. Los documentos incluyen la emisión de una nueva licencia de explotación no convencional para el bloque Puesto Silva Oeste. Esto requiere que GeoPark le transfiera un 5% de participación a Gas y Petróleo de Neuquén (GyP), la empresa del Estado provincial. Pluspetrol tenía una licencia de explotación vigente en Loma Jarillosa, que tiene 6054 acres, vigente hasta 2057. Por su parte, la nueva licencia de Puesto Silva Oeste, de 6301 acres, será de 35 años e incluye autorización de transporte. Una vez transferido el 5% a GyP, GeoPark continuará como operador, con 95% de share, y asumirá la parte de capital y gastos de la empresa provincial bajo la modalidad de carry totalmente recuperable, con hasta el 100% de la producción correspondiente a GyP. Este carry recuperable, explicó la colombiana, se reflejará en la participación de GeoPark, incrementándola de nuevo hasta el 100% durante el período de la modalidad. Con estos más de 12.300 acres brutos en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, GeoPark tendrá un recurso recuperable estimado en más de 60 millones de barriles bruto de petróleo. La producción actual es de 1700 a 2000 barriles equivalentes de petróleo diarios(95% crudo y 5% gas), lo que eleva su producción consolidada a unos 30.000 barriles diarios en 2025, con un índice de vida de reservas de siete años para las de tipo 1P y de más de 10 años para las 2P. Se espera que, en el plateau adquirido, la producción alcance los 20.000 barriles para fines de 2028. Para eso, tiene potencial de perforar 50 a 55 pozos adicionales en 15 pads, lo que liberaría más de 60 millones de barriles equivalentes de volúmenes recuperables brutos. Esto daría acceso a 11,4 millones de barriles de reservas netas 1P, 25,8 millones de barriles reservas netas 2P y 45,3 millones de barriles de reservas netas 3P. En términos financieros, la compañía registrará un incremento proforma neto de ebitda ajustado de u$s 12 millones a u$s 14 millones para el año completo 2025. En el pico de producción esperado -es decir, los 20.000 barriles diarios en 2028-, se espera que los activos contribuyan entre u$s 300 millones y u$s 350 millones de ebitda ajustado bruto, con un precio de petróleo Brent de u$s 70 por barril. El plan de desarrollo requiere la inversión bruta de u$s 500 millones a u$s 600 millones, lo que llevará el ratio máximo de deuda neta sobre ebitda de 2x a 2,5x en 2026, para luego reducirse a menos de 1x al lograr el objetivo de ebitda. Actualmente, la producción de las áreas se procesa con una capacidad instalada de 6000 barriles diarios en Loma Jarillosa Este. GeoPark explicó que planea desarrollar los dos bloques como un hub, con la construcción de una nueva planta de procesamiento en Puesto Silva Oeste, con una capacidad planeada de 20.000 barriles, y un oleoducto para conectar a ambos bloques. La construcción de esta infraestructura está prevista para iniciar en 2026 y entrar en operación para los plazos previstos de inicio de producción. "El acuerdo de hoy marca un hito histórico para GeoPark, transformando a la compañía al incorporar producción inmediata, mayores reservas y un valor significativo a largo plazo", celebró Felipe Bayón, quien rubricó el acuerdo con el gobernador neuquino, Rolando Figueroa. "Los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste nos otorgan una posición de entrada privilegiada en una de las formaciones no convencionales más prolíficas del mundo", agregó. En su declaración, el ejecutivo resaltó su foco en "mirar hacia adelante" y el posicionamiento "como una empresa más fuerte y resiliente". Bayón, ex CEO de Pan American Energy (PAE) y de Ecopetrol, asumió su cargo en abril. Pocos días después, debió digerir el trago amargo de la finalización del acuerdo que la colombiana había firmado el año pasado, para asociarse a Phoenix Global Resources en el desarrollo de las áreas que la petrolera que controla el grupo suizo Mercuria tiene en Vaca Muerta. Mientras Phoenix anunció una nueva inversión, de u$s 2000 millones, en esos bloques, GeoPark salió a buscar nuevas opciones para desembarcar en la formación, un paso vital para su plan estratégico de crecimiento. Por tal razón, Bayón hizo varios viajes al país, donde no dejó de transmitir su optimismo por encontrar alguna nueva oportunidad. Habló, incluso, de Pampa Energía, que en esos días había comprado de acciones cerca del 10% del capital de GeoPark. Fundada en 2002, GeoPark había llegado a la Argentina en 2006. Invirtió u$s 80 millones para explotar pozos convencionales en Mendoza y Santa Cruz. Dejó el país en 2021. En 2023, tomó la decisión de volver, debido a que, dentro de su plan de expansión, había definido ingresar a los hidrocarburos no convencionales. Y, en América del Sur, el shale se llama Vaca Muerta. Se interesó por los activos que había puesto a la venta ExxonMobil. Pero quedó afuera en la primera ronda de esa licitación. Casi de inmediato, anunció el acuerdo con Phoenix, por el cual compraba el 45% de los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur (Neuquén) y el 50% de Confluencia Norte y Confluencia Sur (Río Negro). El ticket fue de u$s 190 millones, más el compromiso de financiar los trabajos de exploración durante dos años. Fue el mayor monto pagado hasta ese momento por acreaje en Vaca Muerta. En ese negocio, GeoPark tenía un plan de inversiones de u$s 1000 millones hasta 2028. Para eso, incluso, registró en la Comisión Nacional de Valores (CNV) un plan de emisión de obligaciones negociables (ON) por hasta u$s 500 millones, autorizado en octubre del año pasado. Sin embargo, esa oportunidad se disipó el 13 de mayo, fecha límite que cualquiera de las dos partes tenía en la cláusula de salida del contrato. Phoenix la ejecutó. Ahora, se espera que la compra de los bloques a Pluspetrol esté cerrada al finalizar 2025, cuando Neuquén emita el decreto provincial que ratifique las actas acuerdo. Por lo pronto, los u$s 115 millones de precio se pagarán con efectivo, con un depósito de garantía de u$s 22,7 millones en la fecha en que Pluspetrol y GeoPark firmaron su acuerdo. Semanas atrás, la colombiana hizo una inyección de capital de u$s 100 millones en su sucursal argentina. Lo pactado a Pluspetrol representa, aproximadamente, un valor de u$s 9550 por acre. Por encima de los u$s 9000 que, hace un año, le había pagado a Phoenix.

GeoPark lo logró: con compra a Pluspetrol, entró en Vaca Muerta e invertirá u$s 500 millones

Cuatro meses después de su frustrado ingreso a la formación, GeoPark le compró dos áreas en Neuquén a Pluspetrol, por las que pagará u$s 115 millones. Promete invertir entre u$s 500 millones y u$s 600 millones para desarrollarlas hasta 2028. Qué producción de petróleo busca alcanzar

Juan Manuel Compte

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