Si desea realizar una pregunta, pulse * en el teclado de su teléfono. Para retirar cualquier pregunta, pulse * de nuevo. Nuestra primera pregunta es de Alejandro Anibal Demichelis, de Jefferies. Puede continuar. Su línea está abierta.

Gracias, Alejandro, y buenos días. Y gracias por unirse a la llamada. Y gracias por sus felicitaciones por los resultados. Lo primero en cuanto a Colombia, y empezaré por ahí. Estamos muy contentos con el próximo gobierno. La administración entrante ha sido muy clara en cuanto a su apoyo al petróleo, al gas, a la minería y a las infraestructuras, así como a la inversión privada en general y a la creación de condiciones favorables para que Colombia reciba dicha inversión. Así que creo que, desde ese punto de vista, estamos muy, muy satisfechos, especialmente Alejandro, dado el trasfondo del gobierno actual, que se ha mostrado bastante públicamente en contra de la industria, por ejemplo, al no conceder nuevas licencias para el petróleo y el gas, y con un apoyo absolutamente mínimo para el sector. Por lo tanto, desde ese punto de vista, creo que estamos muy contentos.

Ya hemos mantenido conversaciones con la administración entrante y, como sabe, GeoPark es un inversor a largo plazo en Colombia. Colombia es la fuente de nuestra generación de caja; es donde estamos apoyando realmente el crecimiento que estamos viendo en Vaca Muerta, en particular. Por lo tanto, estamos muy, muy satisfechos con ello. Y yo diría, Alejandro, una cosa es que vemos un buen conjunto de oportunidades en Colombia, tanto en los hidrocarburos convencionales como en los no convencionales. Y también en petróleo y gas, o líquidos y gas. Como usted bien sabe, Colombia tiene una escasez estructural de gas, donde el país está importando entre el 30 y el 35% del gas que utiliza diariamente.

Y, Alejandro, me gustaría establecer un vínculo con Argentina, lo cual creo que es muy relevante. Como bien sabes —y sé que no era parte de la pregunta, pero creo que es relevante para el contexto—, adquirimos las áreas de Pluspetrol en septiembre del año pasado. En octubre, de hecho, empezamos a operar y hoy ya hemos perforado nuestros 5 pozos horizontales iniciales y hemos realizado el fracking de dichos pozos. Así que, en 9 meses, hemos pasado de entrar en un área a realizar el fracking de los pozos. Y, de hecho, Alejandro, el primer pozo empezó a fluir ayer. Llevará algún tiempo la limpieza y todo lo demás para estabilizar esa producción.

Y el puente que quiero establecer, algo que ya hemos comentado en otras llamadas, es cómo trasladamos esa experiencia de Argentina a Colombia. Cuando he hablado con algunos de los nuevos miembros del Congreso y con los nuevos integrantes del próximo gobierno, les he dicho: "miren, GeoPark es una empresa que de hecho ha realizado fracking, tenemos experiencia en fracking"; por lo tanto, creo que es un factor diferenciador de la compañía que puede funcionar muy bien en lo que respecta a Colombia y sus oportunidades. Existe un conjunto de oportunidades masivo, masivo, en los no convencionales en Colombia. Así que eso es algo que estamos evaluando, Alejandro.

Y en cuanto a los cambios, ya que eso forma parte de su pregunta, creo que en lo que respecta a las nuevas rondas de licencias, tanto de petróleo como de gas convencional y no convencional, hay mucho debate en torno a la obtención de permisos ambientales, como las audiencias públicas con las comunidades y todo lo demás. Por tanto, percibo que habrá algunos cambios, pero me gustaría destacar, Alejandro, que, dicho todo esto, no será algo inmediato. Ya sabe, la investidura es en un par de días; no va a suceder al día siguiente o el 8 de agosto. Llevará tiempo, pero estoy viendo muchas de las señales adecuadas por parte del gobierno. Y GeoPark está lista para hacer su parte. Estamos dispuestos a invertir. Estamos dispuestos a crecer en Colombia si se presentan oportunidades. Y, como sabe, los equipos técnicos han estado analizando y evaluando estas oportunidades. Así que esa es la primera parte.

Y ha preguntado sobre Venezuela. Las oportunidades en Venezuela. Y lo primero que diría es que nuestros pensamientos, oraciones y apoyo van para la gente que sufrió, o ha sufrido y está sufriendo tras los terremotos del 24 de junio. Así que, durante los últimos meses, unos 4 o 5 meses, tanto yo como el equipo hemos visitado Venezuela en numerosas ocasiones. Hay muchas oportunidades. Es decir, el potencial en términos de petróleo en el lugar en diferentes licencias en diferentes cuencas es muy, muy grande. Estamos evaluando diversas oportunidades. No entraré en detalles. Pero estamos muy satisfechos en cuanto a los aspectos técnicos de las licencias, algunos de los términos que se están negociando y la calidad de la gente en PDVSA. Me gustaría destacar eso. Así que hay conversaciones muy buenas en marcha y, con suerte, podremos llevar algunas de esas oportunidades hasta la línea de meta.

Y Alejandro, por último, obviamente informará a los mercados y compartirá con ellos cualquier actualización cuando estas se produzcan. Gracias, Alejandro.

Gracias.

Nuestra siguiente pregunta proviene de la web. Andres Peltaso, de Itau BBA, pregunta: ¿cuál es el CapEx estimado para el resto de 2026 en Vaca Muerta? ¿Podría proporcionarnos un desglose por trimestre, junto con las principales actividades que impulsan dicho gasto?

Buenos días, Andres, habla Martin Terrado. Gracias de nuevo por su interés en GeoPark. Estamos muy, muy orgullosos de los logros que hemos tenido en Vaca Muerta. Iré directamente a su pregunta y después me gustaría ampliar un poco los comentarios de Felipe. Pero, básicamente, para la segunda mitad del año, esperamos una inversión de capital de entre 40 y 50 millones de dólares, lo cual está bastante alineado con lo que hemos hecho en la primera mitad del año, que fue, como dijo Felipe, dos tercios de nuestro programa de capital para la primera mitad, alrededor de 55 millones de dólares.

Lo que hemos hecho en el primer semestre en cuanto a CapEx se ha centrado principalmente en workovers, perforación y completación, además de una pequeña parte en la mejora de instalaciones. Al entrar en la segunda mitad del año, el enfoque cambiará y se dirigirá principalmente a finalizar las mejoras de las instalaciones, completar la conexión con un operador vecino que tiene capacidad sobrante y, asimismo, la finalización de un pozo de eliminación de agua. Además de eso, vamos a construir la plataforma que será la primera en perforarse a principios del próximo año, la cual se posicionará en diciembre de este año con una torre de perforación que, como mencionó Felipe, ha sido adjudicada para nuestro fact mode.

Así que ese es un resumen general. En cuanto a la distribución, pueden considerarlo de la siguiente manera: será de aproximadamente el 70-80% de esos 40 a 50 en el tercer trimestre y el resto en el cuarto trimestre.

Y quiero reiterar una vez más lo orgullosos que estamos de los logros de nuestro equipo en Vaca Muerta durante los últimos meses, 9 meses que han estado llenos de actividad, perforación, completación y trabajos de instalaciones. Hemos realizado 180 etapas de fractura sin incidentes. Y las eficiencias que hemos visto con nuestro equipo durante las etapas de fractura se encuentran entre el cuartil superior. Y algunas de esas métricas, me refiero al número de fracturas por día, hemos tenido varios días con 9 fracturas por día; eso es un referente. En cuanto al número de horas por día en las que los equipos de fractura estuvieron trabajando, de nuevo, varios días con 20 horas al día, totalmente operativos. Así que eso es un pequeño adelanto de lo que ocurre en Vaca Muerta y la respuesta a su pregunta.

Nuestra siguiente pregunta también proviene de la web. Es de Alvaro Pelaez, de BTG Pactual. Pregunta que, dadas las perspectivas actualmente favorables del mercado del petróleo y el hecho de que se generaron 41 millones de dólares en pérdidas por cobertura, ¿por qué aumentarían su posición de cobertura en 2027?

Y en segundo lugar, preguntan: ¿están los pozos que planean conectar en Argentina en el 2H 2026 dentro de la propuesta del RIGI? Si es así, ¿solo conectarán los pozos hasta que se apruebe la solicitud del RIGI?

Gracias, Alvaro. Este es Felipe, y comenzaré con la segunda pregunta, y luego le pediré a Jaime que tome la primera. Si no hay inconveniente. Para continuar con la conversación sobre Vaca Muerta. Como mencionaba anteriormente, los pozos que hemos perforado se están poniendo en producción en este mismo momento. Así que no vamos a esperar. De hecho, el primer pozo empezó a fluir ayer. Y tenemos algunas instalaciones que debemos poner en marcha en el pad de los pozos. Por lo tanto, veremos un aumento en la producción en Vaca Muerta, y para finales de año, de alrededor de 5 mil-6 mil barriles por día.

Esperamos, quiero decir, una declaración del gobierno sobre el RIGI. Hemos mantenido conversaciones muy fructíferas durante los últimos meses, pero esperaremos a que llegue esa aprobación del RIGI. Y eso, eventualmente, si se concede, cubrirá todo lo demás: nuestra perforación de fábrica, las grandes inversiones para la finalización de una parte del gasoducto, las instalaciones completas de procesamiento y el modo de perforación de fábrica. Así, los pozos que hemos perforado estarán conectados o entrarán en producción en los próximos días y semanas.

¿Jaime? Claro. Hola, Alvaro. Hola a todos. En cuanto a la cobertura, creo que primero debemos empezar por, ya saben, cuál es el propósito de la cobertura. Nuestro objetivo en GeoPark es ofrecer rentabilidades ajustadas al riesgo de dígitos dobles sólidos en cualquier periodo del mercado. Y en ese contexto, tener la posibilidad de generar un flujo de caja predecible en un periodo en el que vamos a tener un aumento de la inversión y donde tendremos una volatilidad persistente, es clave. Y eso es lo que estamos viendo. Si queremos dar más detalles al respecto, estamos atravesando una fase en la compañía en la que, a medida que aumentamos nuestra exposición a Vaca Muerta, hay un mayor despliegue de capital. Y como todos saben, aquellos que nos han estado siguiendo, también tenemos una ambición inorgánica que también requeriría eso. Por eso creemos que la cobertura debe ser parte de la ecuación. Y seguirá siendo parte de la ecuación. En ese contexto, cuando miramos hacia 2027, actualmente vemos que nos encontramos bajo condiciones de mercado que nos permiten obtener unos suelos muy atractivos para nuestros precios. Para darles un ejemplo, en las últimas semanas hemos podido alcanzar posiciones en las que estamos accediendo a suelos de $75/bbl y techos de $85-$86/bbl. En ese entorno de precios de $75-$86, la compañía puede generar un flujo de caja muy, muy, muy atractivo y rentabilidades muy atractivas, y eso es bueno.

Y también nos otorga la tranquilidad de saber que, a medida que realicemos más inversiones en Vaca Muerta o en otros lugares, el balance de la compañía no se verá comprometido. Esa es la lógica, Alvaro.

Gracias, Jaime.

Nuestra siguiente pregunta es de Gustavo Sadka, de Bradesco. Por favor, adelante. Su línea está abierta.

Gracias, Gustavo, y buenos días, gracias por acompañarnos en la llamada hoy. Buenos días. Y sí, como habéis mencionado y como hemos informado, existe una presión al alza en nuestros costes operativos debido a la apreciación de las monedas colombiana y argentina frente al dólar. Martin nos dará una idea de las magnitudes y demás detalles.

Y creo que también es por la energía. Tenemos que asegurarnos de haber tenido en cuenta algo que se avecina, que es El Niño. Ya saben, el fenómeno de El Niño con sequías y muy pocas lluvias que, con el tiempo, hará que los precios de la energía suban. Hemos trabajado mucho para prepararnos para ello, y Martin nos explicará los detalles.

Pero vemos, Gustavo, que partiendo de la orientación inicial de 13-15 $/bbl, nos hemos situado fuera de dicha previsión y nos estamos desplazando al alza. Si me permites decirlo, terminaremos el año con cifras más elevadas. Así que, Martin, ¿por qué no nos das un poco más de detalle al respecto? Después pasaré a la otra pregunta.

Sí. Hola, Gustavo. Gracias de nuevo por tu pregunta. El aumento de los costes operativos, tal como indicó Felipe, durante la primera mitad del año refleja básicamente la combinación de los impactos de FX y la mayor demanda de energía y los precios en Llanos 34. Se trata de la demanda y los precios para Llanos 34.

Si lo analizamos por unidad, el aumento del coste de extracción (lifting cost) en el primer trimestre de este año fue de 14,7, frente a los 17,8 del trimestre que acaba de finalizar. Por tanto, el promedio que tuvimos en el primer semestre fue de 16,2. Nuestra previsión ha sido de 13-15, por lo que se encuentra fuera de la guía.

Para el año completo, actualmente esperamos que el coste de extracción se mantenga prácticamente en los niveles actuales. Por tanto, nuestra previsión para la segunda mitad del año y el cierre del ejercicio se sitúa ahora en torno a los $17-$19/bbl. Esto se debe principalmente, si analizamos cada uno de los efectos, a que el tipo de cambio (FX) representa entre $2.1-$2.5/bbl en nuestro OpEx, y el impacto en los costes energéticos, que están aumentando, es de aproximadamente 1.5.

En cuanto a lo que estamos haciendo al respecto, tenemos algunas iniciativas a largo plazo, que consisten en la conexión a la red eléctrica. Ya estamos conectados, pero tenemos dos iniciativas en marcha para tener una mayor flexibilidad. Estas se llevarán a cabo el año que viene y el siguiente. Ya hemos firmado un contrato sobre energía de biomasa.

Pero a corto plazo, nuestro objetivo es conseguir un menor coste energético, centrándonos en lo que podemos hacer mediante contratos fijos en lugar de recurrir al mercado spot. También nos enfocamos en diferentes fuentes; estamos evaluando diversas fuentes que podrían estar disponibles, como el combustible y otras. Y después, miramos hacia el interior para ver qué podemos hacer para mejorar nuestra eficiencia energética.

Y les daré un ejemplo para no extenderme demasiado, pero un ejemplo es que en el último año hemos capturado todo nuestro gas y, a partir de ese gas, estamos generando alrededor de 1.5 MW. Y nuestro yacimiento consume en torno a los 65 MW. Así que estas son cuestiones en las que estamos trabajando internamente y con nuestros contratistas para ver, ya saben, si podemos reducir el consumo energético de nuestras bombas y demás.

Y finalmente, un dato que hemos calculado para que se hagan una idea: hemos realizado algunos análisis de sensibilidad. Por cada 100 pesos por dólar que cambie el tipo de cambio durante lo que queda de año, esto supondrá unos 2,5 millones de dólares, ya sea por encima o por debajo, en nuestro OpEx. Por tanto, es una cifra considerable y, como he dicho, estamos trabajando en todos esos frentes. Gracias.

Gracias, Martin. Y solo añadiría esto, Gustavo. Obviamente, estamos haciendo todo lo que está dentro de nuestro ámbito de responsabilidad para garantizar que nuestras operaciones sean seguras, eficientes y fiables. Ya veremos hacia dónde va el tipo de cambio. Sabes? La semana pasada, el banco central intervino con la compra de dólares. El dólar ha subido un poco, pero, bueno, necesitaremos operar de manera eficiente y fiable. Y seguiremos haciendo todo lo que esté en nuestras manos en lo que respecta a nuestras operaciones.

Pasaré a su pregunta sobre Colombia. No quiero repetirme, pero estamos muy entusiasmados con el próximo gobierno. Han mostrado su apoyo a la industria en general, a la inversión y al estado de derecho, y tienen un gran interés en intentar hacer las cosas rápido, ¿saben? Y por eso mencionaba nuestra experiencia en Vaca Muerta; pasamos de recibir la operación a realizar fracking en 9 meses, con la perforación de pozos de por medio. Por lo tanto, podemos ser muy ágiles, podemos ser muy dinámicos y podemos operar de forma segura. Y estamos, definitivamente, muy interesados en el potencial de los no convencionales en Colombia. Absolutamente.

Es decir, muchos de los miembros de nuestro equipo tienen una gran experiencia en activos no convencionales. Y una de las razones estratégicas detrás de Vaca Muerta, que es una gran inversión para la compañía, y aún mejor con la oportunidad o posibilidad del RIGI, es aportar parte de esa experiencia y conocimiento técnico de vuelta a Colombia. Es decir, realizar el fracking, el desarrollo de no convencionales y traer parte de esa experiencia de vuelta a Colombia. Por tanto, si no hay licitaciones en no convencionales y convencionales, obviamente lo analizaremos. ¿Sabe? Tenemos una presencia sólida en Colombia. Nos gusta operar aquí. Estamos comprometidos con el país. Así que, sin duda, analizaremos las oportunidades a medida que surjan y seremos muy proactivos a la hora de captar algunas de ellas. Gracias, Gustavo. Gracias por las preguntas.

Nuestra siguiente pregunta proviene de la web. Es de Joaquin Robet, de Balanz. La primera pregunta dice: el water flooding ha ayudado a mantener la producción en LL a 34. ¿Cómo planean mantener la producción estable de cara al futuro?

Y en segundo lugar, con una sólida posición de cobertura establecida para el 2H 2026, ¿cómo deberíamos considerar los resultados de cobertura previstos durante los próximos 2 trimestres?

Gracias, Joaquin. Le pediré a Rodrigo que se encargue del primer 1, y Jaime, si puedes encargarte del segundo 1. Rodrigo.

Hola, Joaquin. Gracias por tu pregunta. En realidad, la inyección de agua es clave no solo para la producción, sino que representa el 25% de la producción de Llanos 34 hoy en día. Estas son fundamentales para el plan de desarrollo. Pero la inyección de agua no es lo único que estamos ejecutando y haciendo en el yacimiento.

Estamos ejecutando un programa de perforación de infill, el cual tuvo un resultado muy exitoso el año pasado con 6 pozos. Este año comenzamos con 7, y nos estamos desplazando hacia el norte del yacimiento con otros 7 pozos en esa zona. De hecho, estamos llevando a cabo un programa de trabajo en el que esperamos finalizar el año con más de 25 workovers en el campo.

Y hoy tenemos 4 pozos inyectando polímero. Esperamos terminar el año con 9 inyectores y, para el próximo año, concretamente para principios del mismo, queremos añadir otros 9 pozos para un total de 18 pozos en la inundación de polímero. Por tanto, estamos haciendo mucho para mantener la producción estable. Esto sería imposible de lograr si no fuéramos muy detallistas en la disciplina operativa. Además, contamos con una alineación muy sólida con nuestro socio, lo cual es también clave en la relación que mantenemos.

Si pregunta por el futuro, por lo que estamos pensando respecto al futuro, la mayor parte de la actividad de inyección de agua y de polímeros se localiza en el suroeste del yacimiento. Lo que esperamos es desplazarnos hacia el noroeste y noreste del yacimiento con nuevos pozos inyectores, por lo que la inyección de agua aún no está allí. Ese es el plan para el resto de este año. Y el año que viene, con más pozos de perforación de relleno (infill drilling) y pozos inyectores, tanto en términos de agua como de polímeros. Ese es el plan que tenemos para mantener la producción estable en Llanos 34. Muy bien, Rodrigo. Gracias.

Jaime.

Sí. Y Joaquin, pasando a la pregunta sobre la cobertura. Básicamente, la posición de 2026 se ha mantenido sin cambios desde la última llamada que hemos tenido. Era una posición que se adquirió probablemente a finales del año pasado o principios de este, de 20 mil barriles al día que hemos cubierto.

Tenemos un conjunto de volúmenes en crecimiento para el 3Q y el 4Q que pueden llegar a unos 25 thousand bbl/d una vez que la producción de Vaca Muerta se intensifique. Por lo tanto, esto se mantiene sin cambios desde la última llamada. Los suelos y techos asociados a esa producción son de $65/bbl en el suelo y techos de aproximadamente $72-$73/bbl.

Esa posición proporciona un soporte de precios para un EBITDA anual que supera los $250 millones, a pesar de la escalada de costes de la que hemos estado hablando hoy. Por lo tanto, incluso en estos escenarios, cuando se consideran los rangos de los que habló Martin —una posible escalada de costes de OpEx de entre $17 y $19/bbl—, esperamos tener un EBITDA sólido y competitivo. Gracias.

Gracias, Jaime, y gracias, Joaquin.

Nuestra siguiente pregunta también proviene de la web. Es de Isabella Pacheco, de Bank of America. Dice así: ¿cuáles son sus expectativas sobre el malestar social bajo la nueva administración en Colombia? ¿Puede GeoPark hacer algo para sortearlo?

Gracias, Isabella, y gracias por la pregunta. Una de las cosas que valoramos en GeoPark, y que forma parte de nuestros valores fundamentales, son estas relaciones a largo plazo con las comunidades y con el entorno general en el que operamos. Y probablemente comparta algo contigo, Isabella: me incorporé a la compañía hace poco más de un año, y una de las razones clave por las que me uní a GeoPark fue la forma en que la empresa desarrolla sus negocios. En cuanto a ser un operador seguro, un operador fiable y un operador que, tanto en términos medioambientales como comunitarios, hace las cosas muy bien.

Así que, lo que quiero decir es que, por su trayectoria, GeoPark ha construido relaciones muy sólidas con las comunidades locales, en el sentido de que algunas de ellas nos suministran bienes y servicios, e incluso trabajan en algunos de nuestros campos, así como con las autoridades y otros organismos, y eso no va a cambiar. Sabe, con la administración entrante, creo que simplemente seguiremos reforzando nuestra forma de actuar en cuanto a nuestras actividades, trabajando con esas comunidades, nuestra inversión social y con una visión a largo plazo. Así que estaremos atentos. Seremos muy, muy proactivos. Y siempre abordaremos esto de una manera respetuosa y que, de hecho, tenga en mente esta visión a largo plazo. Gracias, Isabella.

Y nuestra última pregunta de la web es de Peter Low, de Jefferies. Sobre oportunidades de crecimiento inorgánico. ¿Está GeoPark considerando únicamente activos centrados en el petróleo o también existe la posibilidad de activos de gas? Particularmente en Colombia, donde el gas natural parece estar experimentando un desequilibrio entre la oferta y la demanda de varios años. Gracias.

Gracias, Peter. Gracias por la pregunta. Sí. Quiero decir, de hecho nos hemos centrado en el petróleo. Producimos algo de gas y realizamos parte de nuestra propia generación de energía en el yacimiento. Pero el gas, los yacimientos de gas y las oportunidades en el sector del gas es algo que hemos analizado a lo largo de los años. Por lo tanto, no cerramos la puerta a las oportunidades de gas; como bien señalas, existe un déficit en términos de demanda de gas en Colombia, y probablemente añadiría que creemos firmemente que existen oportunidades de gas en Colombia. Algunas de ellas están asociadas a no convencionales que ya hemos mencionado en la llamada. Así que, si a través del fracking y el desarrollo de los no convencionales podemos llevar algo de gas al mercado, es algo que estamos dispuestos a emprender.

Existen oportunidades mayores en torno al gas, pero esas quedan fuera del ámbito de la compañía. Ya sabe, cosas como el offshore. Y probablemente la otra cuestión, y lo vincularé con una pregunta que se hizo anteriormente, es que podría haber algunas oportunidades transfronterizas con Venezuela en relación al gas. Así que eso es algo más que hemos analizado, pero no estamos cerca de ello. Por lo tanto, definitivamente el gas es algo en lo que queremos participar si surge la oportunidad adecuada, y seguiremos siendo proactivos en ese sector. Gracias, Peter.

No tenemos más preguntas. Nos gustaría ceder la palabra de nuevo al CEO de la compañía, Felipe Bayon, para sus palabras de clausura.

Gracias. Muchas gracias. Y, de nuevo, gracias por participar esta mañana y esta tarde en esta llamada de nuestros resultados del Q2. Estamos muy, muy entusiasmados con lo que está sucediendo en cuanto a cómo hemos logrado implementar la estrategia, la cual consiste, como hemos comentado anteriormente, en dos pilares principales: proteger lo que tenemos, y tenemos unos buenos resultados operativos en Colombia, en Argentina y en Vaca Muerta, y retomar la senda del crecimiento, algo que Vaca Muerta nos ha aportado de hecho hasta ahora, y estamos muy contentos con ello.

Y de cara al futuro, hemos hablado de las oportunidades en Colombia, por lo que seguiremos trabajando en ellas. Oportunidades en Venezuela. Y solo quiero destacar que también existen algunas oportunidades potenciales en Argentina. Como saben, habrá una próxima ronda antes de que termine el mes, y deberíamos participar en ella, ya que queremos aumentar nuestra presencia en Argentina.

Y una última cosa que diría, ya sabe, dada nuestra situación con el entorno actual y el próximo gobierno, anteriormente habíamos dicho que probablemente queríamos situar el CapEx entre 190 millones y 220 millones de dólares. Vemos una oportunidad de acelerar algunas actividades que generan valor y prevemos que la cifra de CapEx podría llegar hasta los 250 millones de dólares. Por tanto, creo que esto no hace más que reforzar nuestro compromiso con las geografías y los países en los que operamos, así como nuestra voluntad de seguir aportando valor a los accionistas. Así que, gracias de nuevo por su interés en la compañía y por unirse a la llamada de hoy. Que tengan un excelente día y manténganse seguros.

Con esto concluye la conferencia telefónica de hoy. Gracias por su participación. Ya pueden desconectarse.