Autor: Martín Rosas

GeoPark Limited reportó sus resultados financieros consolidados correspondientes al triemstre finalizado el 30 de junio de 2026 (2T2026).

Durante el periodo, GeoPark reportó una producción estable, mayores ingresos y una generación de caja resiliente, mientras aceleró las actividades de desarrollo en Vaca Muerta, el programa de crecimiento orgánico más grande de la Compañía.

Los resultados se dieron en un entorno donde lo precios del Brent se fortalecieron significativamente durante el trimestre, con un promedio de USD 96,9/bbl, impulsados por las disrupciones geopolíticas.

Este entorno de precios de referencia más alto y unos diferenciales de Vasconia más estrechos favorecieron una mejora en los precios realizados de GeoPark, registrando un precio realizado combinado de USD 67,2/bbl en 2T2026, en comparación con USD 60,4/bbl en 1T2026.

La producción de Colombia y Argentina promedió 27.271 boepd, en línea con el 1T2026, mientras que los volúmenes de venta se mantuvieron estables. Como resultado, los ingresos totales aumentaron un 12% en comparación con el 1T2026 a USD 143,3 millones en el 2T2026.

En el 2T2026, GeoPark reportó un EBITDA Ajustado de USD 73,1 millones (margen del 51%), un 3% superior al de 1T2026. El sólido desempeño de los ingresos compensó en gran medida los mayores costos operativos, que aumentaron a USD 17,9 por barril producido en 2T2026 desde USD 14,7 por barril producido en 1T2026, reflejando principalmente mayores costos de energía, un mayor nivel de actividad realizada durante el trimestre, y la apreciación del peso colombiano y el argentino.

En consecuencia, la utilidad operativa se ubicó en USD 40,8 millones en 2T2026, en comparación con USD 58,0 millones en 1T2026, un trimestre que incluyó la comisión por terminación (net break-up fee) por cobrar no recurrente relacionada con la transacción con Frontera Energy, la cual ascendió a USD 14,4 millones. La utilidad neta del trimestre totalizó USD 14,0 millones.

Las inversiones de capital totalizaron USD 76,4 millones en 2T2026, enfocadas principalmente en actividades de producción y desarrollo en todo el portafolio, incluyendo perforación, completamiento, workover e inversiones en infraestructura estratégica.

En Colombia (36% del total de inversiones de capital), la ejecución se centró en el desarrollo y la optimización de infraestructura en los bloques Llanos y en la continuación de proyectos de perforación e infraestructura en el bloque CPO-5.

En Argentina (64% del total de inversiones de capital), la ejecución se enfocó en el avance de la perforación, completamiento e infraestructura de evacuación en Vaca Muerta. La Compañía alcanzó un ROACE de 19%.

GeoPark generó flujo de caja operativo durante el trimestre de USD 108,4 millones, respaldado por una fortaleza operacional que permitió a la Compañía financiar su programa de inversión y aumentar su posición de caja. El efectivo y equivalentes de efectivo se ubicaron en USD 316,3 millones al cierre del 2T2026, en comparación con USD 274,9 millones en el 1T2026.

La deuda neta se ubicó en USD 317,8 millones al cierre del 2T2026, con un ratio de apalancamiento neto de 1,2x. En junio de 2026, GeoPark renovó y extendió su línea de crédito contingente senior no garantizada, disponible hasta diciembre de 2028, con vencimiento final en marzo de 2029, sin montos desembolsados a la fecha.

Felipe Bayon, CEO de GeoPark, señaló: “Nuestros resultados del segundo trimestre demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza del portafolio. Mientras mantuvimos una producción estable y una generación de caja resiliente, continuamos avanzando en el programa de inversión más grande de nuestra historia reciente, alcanzando hitos importantes en Argentina antes de lo previsto, preservando al mismo tiempo la disciplina financiera y un balance sólido. Colombia continúa proporcionando una plataforma robusta de producción y flujo de caja a través de una gestión disciplinada de yacimientos y excelencia operacional”.

Al término del gobierno de Gustavo Petro, la Asociación de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) presentó un balance de las decisiones más relevantes en materia energética y de los retos que enfrentará el sector en los próximos años.

El gremio hace énfasis en que las políticas públicas deben poner al usuario en el centro: garantizar la disponibilidad de energía y gas, la continuidad del servicio y la sostenibilidad financiera de las empresas prestadoras.

Menciona que en la última década el país avanzó en la transición energética. Pero la implementación reciente de varias medidas generó riesgos para la seguridad energética a corto y mediano plazo, con impacto en hogares, industria y comercio.

Estos son los retos que ha identificado el gremio:

La sostenibilidad financiera del sector está en riesgo

El impago de las deudas de Air-e —intervenida desde septiembre de 2024 y con seis interventores distintos, sin una solución definitiva— afecta la continuidad del servicio en el Caribe.

A esto se suma que la Superservicios suspendió el proceso que exigía a la empresa pagar sus obligaciones. Su deuda ya supera los $3,1 billones, de los cuales $1,6 billones son con generadores térmicos, clave para producir energía durante El Niño y garantizar las importaciones de gas que hoy corresponden al 30 % de lo que necesita el país.

El pago de subsidios de energía y gas a los usuarios más vulnerables llegó a tener un atraso de más de un año. Pese a los limitados recursos, las empresas han mantenido el servicio sin interrupciones. A junio de 2026 se debían $1,6 billones, y el Presupuesto General de la Nación —incluido el de 2027 que deja el gobierno saliente— tiene un faltante de $5,11 billones.

Además, no hay claridad sobre los recursos ni los mecanismos de sostenibilidad para las soluciones solares y las comunidades energéticas, lo que pone en riesgo la continuidad del servicio a los usuarios vulnerables.

La seguridad energética está comprometida

En energía eléctrica, durante años se ignoraron las advertencias sobre un posible apagón por falta de energía firme. Las subastas de generación no han sido suficientes para atraer nuevos proyectos, y se desincentivó la construcción de plantas convencionales.

Hoy, frente a un fenómeno de El Niño que podría ser uno de los más fuertes en décadas, el país tiene un faltante de energía firme de 4,4%, inédito desde los años noventa, mientras la demanda crece a más del 6% anual. Ya se han ordenado 260 desconexiones localizadas para evitar un apagón general, y se requerirá el ahorro de todos los ciudadanos.

En gas natural, las reservas probadas cayeron 40 % en tres años. No se firmaron nuevos contratos de exploración, se le pidió al mayor productor, Ecopetrol, concentrarse en energías renovables, y se aplazaron decisiones sobre regasificación y transporte.

La producción nacional bajó 26 % entre 2022 y 2025, y las importaciones pasaron de 4 % a 30 % de la demanda —por primera vez para atender también a hogares, comercios e industrias—, generando tarifas más altas por los precios internacionales. Es probable que el gas no alcance para atender El Niño, y la industria sería la primera afectada por el racionamiento.

Los pilotos de fracking Kalé y Platero siguen suspendidos desde 2022, sin llegar a la fase de perforación, y la situación no resuelta de Canacol —segundo productor del país— agrava el riesgo de desabastecimiento. El país necesita una estrategia de contingencia que proteja a los usuarios.

Los proyectos de infraestructura energética están rezagados

El país necesita una matriz energética diversificada y confiable. Sin embargo, solo se lograron avances importantes en energía solar (2,2 GW nuevos en operación), sin resultados significativos en proyectos eólicos, hidroeléctricos, respaldo térmico o transmisión eléctrica.

A pesar del gran esfuerzo que las empresas desarrolladoras han adelantado en esta materia, se enfrentaron a condiciones y desafíos que no fueron oportunamente resueltos por el gobierno.

Solo entró en operación el 15,6% de la nueva capacidad de generación proyectada para 2026, y el 60% de los 42 proyectos estratégicos de transmisión tiene retrasos, principalmente por temas sociales y ambientales.

En gas, los trámites ambientales retrasaron proyectos clave como Sirius y la perforación de Komodo-1, y aún están pendientes proyectos de transporte necesarios para llevar el gas hasta los centros de consumo.

La inestabilidad normativa desincentivó la inversión

En los últimos cuatro años, cambios como los ajustes al Cargo por Confiabilidad y la obligación de vender el 95 % de la energía de las plantas hidroeléctricas, así como la intención de no reconocer costos a las empresas de energía eléctrica y gas natural, aumentaron la incertidumbre para los inversionistas.

Andesco ha insistido en que la estabilidad regulatoria y el respeto por los contratos son indispensables para atraer inversión y garantizar la confiabilidad del servicio. En un sector que exige una inversión anual promedio de $10 billones, con un horizonte de largo plazo, las reglas cambiantes encarecieron el financiamiento, aplazaron proyectos y afectaron la capacidad del sistema para responder a los usuarios.

A esto se suma el debilitamiento de la institucionalidad, ya que en varias ocasiones se difuminó la separación de funciones entre entidades, se tomaron decisiones sin suficiente sustento técnico, y se afectó la operación de la CREG por la demora en la designación en propiedad de sus expertos comisionados.

Asimismo, se adelantaron y anunciaron, aún a pocos días del cierre de gobierno, investigaciones por parte de la Superservicios y la Superintendencia de Industria y Comercio, que parecieran desconocer la operación y las realidades del mercado energético.

Lo que viene

Este balance confirma que la seguridad energética, la estabilidad regulatoria y la solidez financiera no son un fin en sí mismas: son la base para garantizar a los usuarios un servicio continuo, de calidad y asequible.

El país necesita una política que concilie las metas ambientales con un suministro confiable de energía y gas, y que genere condiciones para atraer la inversión que el sector requiere.

Ecopetrol informó que el 5 de agosto de 2026 su subordinada brasileña Ecopetrol Investimentos Do Brasil LTDA culminó exitosamente la subasta de la Oferta Pública de Adquisición Voluntaria (OPAV).

El negocio consiste en la adquisición de 116.110.717 acciones ordinarias de Brava Energía S.A., que representan aproximadamente el 25% de su capital social, a un precio de R$23.00/acción.

La Compañía avanza en las actividades necesarias para realizar la liquidación y pago de la OPAV el 17 de agosto de 2026 y avanzar en esa misma fecha con el perfeccionamiento del Contrato de Compraventa de Acciones suscrito el pasado 23 de abril de 2026 con un grupo de accionistas relevantes.

La ejecución de la subasta constituye un hito fundamental dentro de la transacción anunciada el pasado 23 de abril, relacionada con la adquisición de una participación controlante del 51% del capital social con derecho a voto en Brava.

La adquisición será financiada inicialmente mediante un crédito de corto plazo suscrito bajo la ley de Nueva York, por parte de Ecopetrol Capital AG, quien a su vez otorgará un crédito intercompañía a Ecopetrol Investimentos Do Brasil LTDA.

Ecopetrol señaló que el crédito será refinanciado mediante una estructura compuesta por una combinación de deuda de largo plazo y recursos propios, con el propósito de mantener una estructura de capital sostenible y consistente con las metas de apalancamiento y la calificación crediticia de la Compañía.

Brava Energía nació en 2024 a partir de la fusión de dos empresas del sector de petróleo y gas en Brasil: 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. y Enauta Participações S.A. Desde entonces opera campos de producción de crudo y gas tanto en zonas marinas (offshore) como terrestres (onshore) en distintas cuencas del país, además de tener presencia en los segmentos de transporte y refinación.

En términos financieros, Brava cerró 2025 con un Ebitda de 806 millones de dólares y un margen del 39 por ciento, y se posiciona hoy como la segunda compañía independiente listada en la bolsa brasileña B3 por volumen de reservas y producción.

El senador Juan Espinal (Centro Democrático) radicó un paquete de cuatro proyectos de ley orientados a fortalecer la seguridad energética de Colombia, promover una transición energética ordenada, impulsar el desarrollo del sector minero-energético y generar mayores beneficios para las entidades territoriales productoras.

Las iniciativas buscan responder a los principales retos que enfrenta el país en materia de abastecimiento energético, competitividad, inversión y desarrollo regional, mediante reformas que promueven la estabilidad del sistema energético, incentiven la producción nacional y brinden herramientas para agilizar proyectos estratégicos.

Las iniciativas radicadas son:

1.  Gas natural como energético estratégico

La iniciativa declara el gas natural como estratégico para la seguridad energética del país y establece medidas para fortalecer el abastecimiento nacional mediante el incremento de reservas, la exploración y producción, el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenamiento y regasificación, así como la diversificación de fuentes de suministro para garantizar una transición energética ordenada, segura y sostenible.

2.  Beneficios directos para las regiones productoras

El proyecto modifica el régimen de distribución del canon superficiario por uso del subsuelo para que los municipios y entidades territoriales productoras reciban una compensación directa por los recursos generados en su territorio, fortaleciendo la inversión local y el desarrollo regional.

3.  Fertilizantes derivados del hidrógeno de bajas emisiones

La iniciativa promueve la producción, comercialización e implementación de fertilizantes derivados del hidrógeno de bajas emisiones, con el propósito de mejorar la productividad agropecuaria, fortalecer la competitividad del campo colombiano y contribuir al desarrollo de la transición energética.

4.  Licenciamiento ambiental flexible para proyectos energéticos

El proyecto crea la Licencia Ambiental Flexible (LAF) y el Permiso Ambiental Flexible (PAF), con el fin de agilizar los procesos de evaluación ambiental para proyectos de generación, transmisión y distribución de energía, reduciendo tiempos de respuesta, fortaleciendo la seguridad jurídica y manteniendo el rigor técnico en las decisiones de las autoridades ambientales.

Con estas iniciativas, el senador Juan Espinal busca impulsar una agenda legislativa orientada a fortalecer la seguridad energética del país, incentivar la inversión, promover una transición energética responsable y generar mayores oportunidades de desarrollo para las regiones productoras.

El senador Espinal señaló que “Colombia necesita recuperar la confianza en el sector y su soberanía energética, por eso, con estas iniciativas buscamos garantizar el abastecimiento, fortalecer la producción nacional, impulsar una transición energética responsable y fortalecer a las regiones productoras”.

Además de la pérdida de autosuficiencia en gas natural y del déficit creciente en energía eléctrica, a Colombia se le abre otro frente para atender su soberanía energética: evitar que sigan creciendo las importaciones de combustibles líquidos y de petróleo para cargar refinerías.

“Tenemos un sistema frágil. Tenemos demanda creciente en la mayoría de los segmentos: gasolinas, diésel y jet, pero no tenemos un conjunto de políticas públicas que garanticen el abastecimiento y la confiabilidad del sector hacia adelante”, sostuvo Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), durante la presentación del Informe ‘Combustibles Líquidos: pilar de la seguridad energética’.

Pearl señaló que el resultado de las políticas del gobierno Petro es que Colombia tiene hoy insuficiencia energética, con contratos de exploración y producción paralizados y con un déficit de gas natural, que ha obligado al país a aumentar las importaciones.

“Además, es claro que no solamente tendremos que aumentar las importaciones de gasolina, que están en 43%, sino que tendremos que importar petróleo para alimentar las refinerías. Eso pone en peligro la actividad de los hogares. A eso se le suma que necesitamos que el Estado tome control del territorio, porque tenemos más de 580 atentados a los oleoductos, hay cerca de 500 válvulas ilícitas y cerca de 300 bloqueos al año a las operaciones”, dijo Pearl.

Añadió que a todo eso se le suma una carencia de almacenamiento estratégico de combustibles, lo que lleva a tener inventarios para pocos días, que pone en riesgo el abastecimiento a nivel nacional.

“Por eso, nuestra propuesta para el gobierno que entra es tener una política de Estado de largo plazo para el sector de hidrocarburos. Esto incluye petróleo, gas y distribución de combustibles líquidos, para volver a traer inversión al sector, para resolver los temas de tarifas de transporte, infraestructura, y tener un centro de operaciones que coordine y asegure el abastecimiento y la distribución a nivel nacional”, dijo.

Y es que, hacia 2030, se estima que la demanda de combustibles siga creciendo, aun ritmo de 1,3% en diésel, 1,5% en gasolinas y 3% en jet fuel. Y aunque en jet y diésel Colombia es autosuficiente, en gasolinas ya se importa el 43% de la demanda, pero a partir de 2027 se comenzaría a importar jet y desde 2029, diésel.

A eso se agrega que, si no se reactiva la actividad exploratoria, hacia 2030 el país tendría que importar crudo para cargar las refinerías, en un país donde el 96% del parque automotor se mueve con combustibles líquidos.

Propuestas al nuevo gobierno

El Informe plantea cuatro grandes bloques de propuestas para el entrante gobierno de Abelardo de La Espriella, para fortalecer el abastecimiento y asegurar la confiabilidad.

Dado que los déficits están creciendo, el primer bloque se dirige a tener una estrategia de importación e internación de combustibles, con reglas claras para el manejo del FEPC, habilitar la producción de Jet A por parte de Ecopetrol, que tendría un precio más competitivo y mayores cantidades, y crear el Centro Nacional de Operación.

En el bloque de operación de los agentes, la ACP recomienda una gestión oportuna de la conflictividad; remuneración orientada al libre mercado; reducción de tiempos en trámites tanto para nuevas estaciones de servicio como para los proyectos del Plan Indicativo de Combustibles Líquidos, y reducción de subsidios e igualarlos para quitarle presión al FEPC.

En el ámbito de los almacenamientos estratégicos, definir su operatividad, administración y remuneración, y darle prioridad en la construcción.

Finalmente, para impulsar la transición energética, sugieren incrementar la mezcla de etanol al 15% y hacer los mismo con el diésel de manera voluntarias con mezclas al 20%, y desarrollar el combustible SAF para aviación.

El primer distrito energético de Colombia que integra energía renovable se construirá en Cartagena, en el Hotel Las Américas; producirá 550 toneladas de refrigeración y representará una disminución de aproximadamente 300 toneladas de CO2 al año.

El Programa Distritos Energéticos Colombia (GEDP Colombia) anunció que la empresa E2 Energía Eficiente y el Hotel Las Américas de Cartagena, fueron los ganadores de la convocatoria nacional para desarrollar el primer proyecto demostrativo de integración de energías renovables en un distrito energético en el país, proyecto que se espera entre en operación a mediados de 2027.

En total, cuatro empresas postularon proyectos para esta convocatoria que fue lanzada por GEDP Colombia en marzo de 2026 y que hace parte de la fase 3 del programa.

El proyecto ganador recibirá apoyo económico destinado a la adquisición y contratación de bienes y servicios especializados necesarios para la implementación del distrito energético.

Además, contará con acompañamiento técnico e institucional de GEDP Colombia durante todas las etapas de ejecución, seguimiento permanente al desarrollo del proyecto y articulación con actores nacionales e internacionales para garantizar su implementación y convertirlo en un caso demostrativo.

“Seguimos trabajando en la promoción del mercado de los distritos energéticos en el país, especialmente con esta convocatoria que buscó la integración de energías renovables para seguir aportando a la transición energética de Colombia. Para la selección de este proyecto, nuestro comité evaluador analizó criterios técnicos, ambientales, económicos, de innovación y el potencial de reducción de emisiones, eficiencia energética e integración de energías renovables de cada propuesta, donde el proyecto de E2 Energía Eficiente y Hotel Las Américas fue el que mejor desempeño tuvo”, aseguró Angélica Antolinez, coordinadora Nacional de GEDP Colombia

La empresa E2 Energía Eficiente iniciará la construcción del distrito energético del Hotel Las Américas en el segundo semestre de 2026, y se espera que esté plenamente operativo entre mayo y julio del próximo año.

Este distrito tendrá capacidad para producir hasta 550 toneladas de refrigeración, integrará energía solar como uno de sus energéticos primarios, reducirá la emisión de cerca de 312 toneladas de CO2 al año y proyecta operarse inicialmente hasta por 30 años.

Sobre el programa GEDP Colombia

El Programa de Distritos Energéticos Colombia (GEDP Colombia) fue creado en 2013 bajo el nombre de Distritos Térmicos Colombia, como una iniciativa interinstitucional para impulsar la adopción de estos modelos de climatización a gran escala en el país.

Su éxito ha consolidado al país como un referente internacional en proyectos de este tipo y promovió en 2024-2025 la creación del Programa Global de Distritos Energéticos, que tiene como objetivo aprovechar la experiencia, el conocimiento y las lecciones aprendidas en Colombia para apoyar a otras economías emergentes y países en desarrollo en la creación o aceleración de mercados y modelos de distritos energéticos.

La fase 3 de GEDP Colombia, que está proyectada hasta finales de 2027, busca consolidar a los distritos energéticos como la mejor solución para brindar climatización de manera sostenible en edificios, complejos industriales y urbanizaciones en el país, incorporando para ello el uso de energías renovables.