Buenos días a todos y bienvenidos a la conferencia de resultados de GeoPark Limited tras el anuncio de los resultados del primer trimestre finalizado el 31 de marzo de 2026. [Instrucciones del operador] Si no disponen de una copia del comunicado de prensa, está disponible en la sección Invest with Us del sitio web corporativo de la empresa en www.geo-park.com. La repetición de la llamada de hoy podrá consultarse a través de este webcast en la sección Invest with Us del sitio web corporativo de GeoPark.

Antes de continuar, tengan en cuenta que ciertas declaraciones contenidas en el comunicado de prensa de resultados y en esta conferencia son declaraciones prospectivas en lugar de hechos históricos y están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de los descritos. Con respecto a dichas declaraciones prospectivas, la empresa busca las protecciones otorgadas por la Private Securities Litigation Reform Act de 1995. Estos riesgos incluyen una variedad de factores, incluidos los desarrollos competitivos y los factores de riesgo enumerados periódicamente en los informes de la SEC y los comunicados públicos de la empresa. Dichas listas tienen como objetivo identificar ciertos factores principales que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente de los descritos en las declaraciones prospectivas, pero no pretenden representar una lista completa de las actividades de la empresa.

Todas las cifras financieras incluidas en este documento han sido preparadas de acuerdo con las NIIF y se expresan en dólares estadounidenses, a menos que se indique lo contrario. Las cifras de reservas corresponden a los estándares PRMS.

En la llamada de hoy por parte de GeoPark se encuentran Felipe Bayon, Chief Executive Officer; Jaime Caballero, Chief Financial Officer; Martin Terrado, Chief Operating Officer; Rodrigo Dalle Fiore, Chief Exploration and Development Officer; y Maria Catalina Escobar, Shareholder Value and Capital Markets Director. Y ahora pasaré la palabra al Sr. Felipe Bayon. Sr. Bayon, puede comenzar.

Buenos días a todos y gracias por acompañarnos en nuestra conferencia de resultados del primer trimestre de 2026. Hemos tenido un inicio de año sólido con resultados que reflejan una ejecución operativa constante, una mejora en los precios de referencia y la disciplina financiera que hemos estado reforzando en todas las unidades de negocio, todo esto mientras avanzamos en nuestras prioridades estratégicas. Durante el trimestre, alcanzamos una producción promedio de 27,249 barriles de petróleo equivalente por día tanto en nuestras operaciones en Colombia como en Argentina, situándonos dentro de nuestro guidance para 2026 y por encima de nuestro cuarto trimestre de 2025. Este desempeño confirma el punto de inflexión que logramos a finales de 2025 y refleja una producción base estable, una ejecución sólida y un progreso continuo en toda nuestra cartera.

Durante el trimestre, nuestro enfoque operativo no se limitó únicamente a mantener la solidez de nuestros activos principales, sino también a impulsar nuestras iniciativas de crecimiento, particularmente en Vaca Muerta, Argentina. En Vaca Muerta, iniciamos con éxito las actividades de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, al tiempo que seguimos avanzando en infraestructura clave, lo que marca un paso importante en el desarrollo de estos activos. Estos hitos reflejan una transición disciplinada hacia la ejecución a medida que continuamos posicionando a Argentina como un contribuyente clave para nuestro crecimiento futuro. Prevemos que la producción aumente de 1,430 barrels de oil equivalent por día al primer trimestre de 2026 a 5,000 a 6,000 barrels de oil equivalent por día para diciembre de 2026.

En Colombia, el desempeño en toda la cartera demostró la resiliencia y calidad de nuestra base de activos. En Llanos 34, la recuperación secundaria, particularmente la inyección de agua, desempeñó un papel fundamental en el apoyo a la producción y en la mitigación de los efectos del declive natural y de factores operativos temporales durante el trimestre. CPO-5 alcanzó una producción superior a la planificada, destacando su solidez subyacente a pesar de las interrupciones sociales. En Llanos 123, la producción aumentó un 13% frente al trimestre anterior, respaldada por un sólido desempeño base y el progreso continuo en el proyecto de inyección de agua Bisbita, lo que refuerza el impulso positivo del activo. Es importante destacar que todas las operaciones se llevaron a cabo con un sólido desempeño en salud y seguridad, con cero lesiones y sin incidentes mayores de seguridad de procesos.

El trimestre se benefició de un entorno de precios constructivo con el Brent promediando $77.9 por barril. Esto se tradujo en un precio realizado combinado de $60.4 por barril, frente a los $54.8 por barril del trimestre anterior. Si bien los diferenciales más amplios y nuestro programa de cobertura moderaron las ganancias, aun así logramos capturar una mejora significativa mediante una ejecución comercial disciplinada y una gestión activa de riesgos.

Este desempeño operativo y de precios se tradujo en sólidos resultados financieros. Los ingresos alcanzaron $128.4 million. Esto representa un aumento del 16% en comparación con el cuarto trimestre, respaldado por un incremento del 8% en los volúmenes de ventas, incluyendo la comercialización de volúmenes diferidos del año pasado. El Adjusted EBITDA fue de $71.3 million, lo que representa un margen del 56% y un aumento del 54% frente al trimestre anterior, reflejando tanto mayores ingresos como una mejora en el desempeño de costos. El resultado operativo aumentó a $58 million desde los $20.6 million del cuarto trimestre, y el beneficio neto del periodo fue de $20.2 million, incluso tras el impacto de partidas no recurrentes y un mayor gasto fiscal asociado con la mayor rentabilidad y el recargo relacionado con el precio del petróleo en Colombia.

El desempeño de costos se mantuvo muy sólido, con los costos operativos disminuyendo a $14.7 por barril desde los $15.8 por barril del cuarto trimestre de 2025, dentro de nuestro guidance para el año completo. Los costos de estructura muestran una trayectoria desde $5.6 por barril en el cuarto trimestre de 2025 hasta $4 por barril en el primer trimestre de este año, lo que también confirma el impacto positivo de todas las intervenciones iniciadas el año pasado y el enfoque organizacional en la eficiencia y el control de costos.

Invertimos $22 million durante el trimestre, lo que resultó principalmente en un ratio EBITDA a CapEx de 3.4x y un retorno sobre el capital promedio empleado del 19%, lo que subraya nuestra disciplinada asignación de capital basada en rendimientos. Nuestro balance general se mantiene sólido. Generamos flujos de caja operativos de $32.9 million, financiando completamente nuestro programa de inversión. Además, mejoramos nuestra posición de liquidez mediante varias acciones estratégicas, incluyendo $65 million en deuda local captada para perseguir la adquisición de Frontera, $100.3 million por la recuperación de fondos en garantía y la comisión de ruptura del acuerdo no consumado con Frontera, y una inversión en capital de $107 million por parte del Grupo Gilinski, que se unió como un nuevo socio estratégico a largo plazo.

Como resultado, cerramos el trimestre con una robusta posición de caja de $274.9 million, lo que nos otorga flexibilidad y opcionalidad para perseguir oportunidades de crecimiento que aporten valor. La deuda neta se situó en $333.1 million con un ratio de apalancamiento de 1.3x, lo que refleja una estructura de capital sólida y flexible sin vencimientos de deuda principal hasta enero de 2027. Esto nos posiciona bien para navegar la volatilidad manteniendo la flexibilidad para ejecutar nuestros planes.

En términos de gestión de riesgos, hemos asegurado protección de precios del petróleo que cubre aproximadamente 19,000 barriles de producción por día para 2026 a través de tres contratos 'white collar' con protección contra caídas y participación en las subidas. Para 2027, ya hemos cubierto aproximadamente 11,000 barriles por día bajo estructuras similares, reforzando la visibilidad y estabilidad de nuestros flujos de caja. En general, estamos logrando una ejecución operativa constante y fortaleciendo nuestra posición financiera, respaldados por una base de activos de alta calidad y una gestión de capital disciplinada. Con todo este contexto, el Consejo de Administración declaró un dividendo trimestral de $0.023 por acción.

Finalmente, la entrada del Grupo Gilinski como inversor estratégico representa un hito muy significativo, fortaleciendo nuestra base de accionistas y alineando a la compañía con un socio a largo plazo que mejora nuestra flexibilidad financiera para perseguir oportunidades de crecimiento de manera disciplinada. Nuestra estrategia sigue siendo clara y sin cambios: proteger y maximizar el valor de nuestros activos principales en Colombia, mientras impulsamos a Argentina como un motor clave de crecimiento transformacional. Al mismo tiempo, mantenemos el compromiso de identificar y evaluar oportunidades que aporten valor y que se ajusten a nuestras capacidades y a nuestro enfoque disciplinado de asignación de capital. Esto incluye oportunidades tanto en Colombia como en Argentina, así como un esfuerzo cuidadoso y estructurado para comprender el potencial en otras partes de la región, incluida Venezuela.

Antes de cerrar, me gustaría reconocer el compromiso continuo de nuestros equipos. Su enfoque en la seguridad, la excelencia operativa y la eficiencia es lo que nos permite entregar consistentemente estos resultados. Gracias de nuevo por acompañarnos. Y con eso, abrimos el foro para sus preguntas.

[Instrucciones del operador] El primero es Daniel Guardiola de BTG.

En realidad tengo muchas preguntas, pero voy a limitarme a dos o tres para que mis colegas también puedan preguntar. Mi primera pregunta es sobre el desarrollo de la historia en Argentina. Y quería preguntarte personalmente, Felipe, ¿qué evidencia concreta crees que deberían buscar los inversores en los próximos 6 a 12 meses para validar realmente la historia de renta variable en Argentina para ustedes? Esa es mi primera pregunta. Quizás podamos ir una por una, si les parece bien.

Gracias por estar aquí. Gracias por unirse a la llamada. Y gracias por la pregunta sobre Argentina. Y por donde empiezo, Daniel, es, y recordarán que hemos mencionado esto en llamadas anteriores, que en septiembre del año pasado firmamos un acuerdo con Pluspetrol en la oficina del Gobernador de Neuquén. Y solo 21 días después de la firma, asumimos la operación de Pluspetrol. Así que, mucho apoyo, mucha ayuda y mucho buen trabajo con la gente en el ecosistema de Vaca Muerta en Neuquén.

Hemos realizado workovers, y Martin puede entrar en algunos de los detalles y especificidades. Pero hemos realizado workovers en los pozos. Hemos comenzado a mejorar las instalaciones. Y probablemente lo más importante, Daniel, ya hemos perforado tres secciones horizontales que oscilan entre 2,200, 2,300 metros y 3,000 metros, dentro de o según lo especificado en nuestro pronóstico de tiempo y presupuesto. Así que eso es una muy buena noticia. Y recordarán, Daniel, que en realidad aprovechamos una ventana de oportunidad de una plataforma que estaba trabajando. Y recuerden, esta es una plataforma de Nabors, la misma empresa que utilizamos para perforar nuestros pozos en Colombia. Por lo tanto, tenemos una relación de larga data. Y esos pozos, esas tres secciones horizontales, han sido perforados con éxito.

Lo que viene en los próximos 6 a 12 meses es el fracking de los pozos. Así que habrá estos tres pozos con un par de pozos adicionales. Eso debería ocurrir en junio. Perforaremos algunos pozos adicionales para la gestión del agua, por ejemplo, que es un componente clave. Como he mencionado, estamos mejorando las instalaciones. Y la otra cosa, Daniel, que creo que es fundamental, es que en las próximas semanas firmaremos el contrato para la plataforma de perforación de fábrica que debería comenzar en diciembre.

Así que, primero, quiero decir que, de hecho, hemos cumplido con los compromisos y promesas que hemos hecho. Y estamos construyendo sobre ese historial de cara al futuro para asegurar que podamos seguir expandiendo nuestras operaciones en Argentina. Por lo tanto, estamos muy, muy, muy confiados. Nos sentimos muy cómodos con el equipo. Ya hay 45 personas trabajando en las operaciones en Argentina, con cerca de cuatro a cinco personas adicionales trabajando para nosotros de forma indirecta.

Y para lo último, Daniel, que he mencionado, como bien sabes, el RIGI es una parte muy importante de lo que las empresas, no solo en el sector de petróleo y gas, buscan hacer en Argentina; deberíamos estar solicitando el RIGI en las próximas semanas más o menos. Así que están pasando muchas cosas, pero estamos muy entusiasmados con cómo están marchando las operaciones y los resultados.

Mi segunda pregunta es sobre la cobertura, especialmente considerando que tienen una parte muy significativa de sus próximos 12 meses, de hecho 18 meses ya cubiertos a precios más bajos cuando se comparan con los precios spot. Y en realidad quería preguntarle dos cosas. Es decir, si los precios del petróleo se mantuvieran en torno a, no sé, $90 por barril, ¿cuáles serán las pérdidas estimadas por cobertura que tendrán que contabilizar este año? ¿Y existe alguna forma de deshacer la estructura actual de contratos de cobertura que tienen en vigor en este momento?

Daniel, gracias por tu pregunta. Soy Jaime, por supuesto. En cuanto a la cobertura, como sabes, Daniel, y como todos los que nos han seguido durante un tiempo saben, hemos tenido una estrategia de larga data en la empresa en la que buscamos la estabilidad del flujo de caja, y eso es particularmente importante en un contexto en el que vamos a tener compromisos de capital crecientes asociados a Vaca Muerta. La forma en que pensamos la estructura financiera de la empresa es que debemos asegurarnos de poder respaldar nuestra agenda de crecimiento y de tener la previsibilidad del flujo de caja para hacerlo. Los precios irán y vendrán, pero lo que realmente terminará creando valor para nuestros accionistas a largo plazo son los volúmenes que podemos entregar y la trayectoria de crecimiento que podemos alcanzar.

Así que, en ese contexto, hemos cubierto 19,000 barriles al día de nuestra producción para este año en promedio. Vemos cosas en el rango de $72 o $73. Y si las condiciones actuales del mercado continúan durante los próximos meses, efectivamente materializaremos algunas pérdidas por cobertura si esas dinámicas de precios persisten, lo cual es incierto, como bien sabes. Y para tomar tu escenario, por así decirlo, la forma en que lo caracterizaría es que si tenemos precios promedio del Brent en la banda de $80 a $90 en una base anual completa este año, efectivamente tendremos pérdidas en los derivados, que estarán en el rango de $60 million a $120 million. Esto no es una sorpresa. Es algo que modelamos continuamente. Obviamente, las cifras exactas van a depender de cuál sea exactamente la trayectoria de precios que ocurra mes a mes.

Ahora, la otra cara de la moneda es que, al mismo tiempo que se observan esas pérdidas en derivados, estamos capturando el beneficio de la recuperación de las coberturas, que están muy por encima de nuestro plan, y también estamos capturando mejores diferenciales de precios asociados a esos precios Brent si se mantienen altos. Por lo tanto, nuestro EBITDA también se situará en el extremo superior de nuestra guidance. Así que, aunque hay una pérdida en derivados, nuestro EBITDA será significativamente mayor que el que proyectamos anteriormente este año.

Teniendo todo esto en cuenta, no contemplamos liquidar nuestras posiciones actuales para 2026. Existen todo tipo de mecanismos para hacerlo. Tras reflexionarlo, nuestra conclusión es que eso sería una distracción y nos situaría en un terreno de especulación sobre cómo evolucionarán los precios en los próximos meses. Por lo tanto, con ese fin, el enfoque de nuestra estrategia ahora es, de hecho, aprovechar las perspectivas positivas del mercado para asegurar nuestro programa de coberturas para 2027, y es ahí donde estamos centrando nuestra atención ahora.

Gracias, Jaime, una respuesta muy completa. Y solo la última, una muy rápida sobre las regalías. ¿Podría compartir con nosotros qué porcentaje de las regalías se pagan en efectivo y a qué precio se establece la liquidación? Y la razón por la que pregunto esto es para intentar comprender mejor si los pagos de regalías en efectivo están limitando aún más el potencial de crecimiento de la empresa en el actual entorno de precios altos del petróleo.

Claro, Daniel. La respuesta rápida es que es muy poco. Solo alrededor del 16% o 17% de nuestras regalías se pagan en efectivo. Todo lo demás se paga en especie. La fórmula, como sabe, tiene múltiples elementos. Pero si tuviera que simplificarlo, esencialmente lo que está viendo es que se toma el precio de referencia del Brent y se aplica a este un descuento integral desde el pozo hasta una exportación FOB análoga. Eso es un descuento de aproximadamente $13 más o menos. Y sobre esa base, lo calculamos.

La siguiente pregunta de hoy viene de Alejandro Demichelis de Jefferies.

Solo una pregunta rápida. Felipe, hablaste de que tu estrategia no ha cambiado. Tienen un balance general más sólido. Ahora tienen un nuevo accionista de referencia. Entonces, ¿podrías darnos un poco más de detalle sobre cuáles son esas oportunidades que están viendo en Argentina, quizás mirando hacia Venezuela, tal vez algo más en Colombia o en algún otro lugar?

Alejandro, gracias por estar aquí. Gracias por tu pregunta. Siempre es un gusto hablar contigo. Sí. La estrategia no ha cambiado, que es a lo que me refería en mis comentarios anteriores. Básicamente, hemos hecho un reinicio del negocio en Colombia. Hemos estabilizado la producción y estamos muy contentos con ello. Por ejemplo, técnicas como el waterflooding y el infill drilling en los yacimientos están funcionando muy bien. Por eso estamos satisfechos. Ese es el punto número uno. Y me he referido a esto como proteger lo que tenemos y maximizar el valor.

Lo segundo es en torno al crecimiento. Y en Vaca Muerta, compartí algunos de los hitos con Daniel anteriormente en cuanto a algunas de las cosas que estamos analizando, y eso es fantástico. Estamos muy contentos. Estamos muy, muy contentos con cómo va Argentina.

Y en cuanto al ángulo de crecimiento, me referiré a Venezuela, que es una de las cosas que hemos mencionado, y que mencioné particularmente en mis comentarios de hoy temprano. Está el nuevo accionista, un accionista de referencia, como lo has descrito, lo cual ha sido excelente para la compañía en términos de alineación a largo plazo y la visión de seguir haciendo crecer a GeoPark, lo cual es genial. Y en ese sentido, ha sido bastante directo y abierto que tanto desde el punto de vista del accionista como de nuestra empresa, dijimos que sí, estamos mirando hacia Venezuela.

Se trata básicamente de una evaluación muy exhaustiva de las oportunidades en diferentes cuencas; hay diferentes tipos de oportunidades en Venezuela. Estos son recursos de clase mundial en Venezuela. Ha habido la nueva ley de hidrocarburos, que se promulgó en enero, lo cual es muy, muy bueno. Existen diferentes mecanismos a través de los cuales uno podría entrar en Venezuela en términos de CEPP o Empresas Mixtas o mejores mezclas. También ha habido buenos avances con las sanciones. Y nuestros equipos ya han visitado el país hablando con actores clave, partes interesadas, y continuaremos con eso, con estas evaluaciones y básicamente analizando en detalle las oportunidades potenciales en alguna etapa. Pero, de nuevo, queremos estar siempre muy alineados con la estrategia. Esta es una oportunidad como entrada a un país que eventualmente apoyaría este lado de crecimiento de la estrategia. Así es como lo estamos abordando, Andres.

Pero permítanme terminar diciendo que estamos muy complacidos con un trimestre muy sólido. La estrategia se mantiene sin cambios, cumpliendo con la misma y con algunas posibles ventajas adicionales que estamos evaluando.