Strategic Positioning Snapshot — 3Q2025

Colombia Upstream · 3Q2025 18 February 2026

Capital Allocation Signal

Colombia permanece operativamente resiliente en entorno Brent ~USD 68/bbl, pero la competitividad es hoy estructuralmente selectiva. El acceso logístico —no el lifting técnico— determina la brecha de rentabilidad entre operadoras. El capital en Colombia discrimina por infraestructura efectiva; fuera de esa condición, la convexidad frente a alternativas regionales es limitada.

Sector Metrics at a Glance (3Q25)

  • EBITDA ajustado ponderado: USD 23.77/boe
  • Operating Netback ponderado: USD 42.66/boe
  • Total Operating Cost ponderado: USD 35.87/boe
  • Brent mínimo sostenible sectorial: ~USD 40/bbl
  • Dispersión break-even intra-sector: ~USD 35–66/bbl
  • Producción representada: 811,796 boepd (>95% producción nacional)

El sector es sostenible en rango Brent medio, pero con dispersión significativa entre operadoras.

Competitive Positioning (Structural Ranking · 3Q25)

1. SierraCol Infraestructura privilegiada (transporte ~USD 0.20/boe). EBITDA ajustado USD 35.68/boe. Define la frontera de eficiencia estructural en cuencas maduras.

2. Ecopetrol 78.5% del peso estadístico sectorial. Lifting competitivo, pero overhead corporativo comprime margen. Actúa como estabilizador del benchmark.

3. Parex Posición competitiva sólida, estructura balanceada. Resiliencia moderada en Brent 55–65.

4. Frontera Alta sensibilidad logística (transporte ~USD 11.72/boe). Potencial catalizador vía spin-off infraestructura (target 1H2026).

5. Gran Tierra (Colombia) Mayor exposición a Brent. Break-even estructural elevado dentro del grupo. Desempeño consolidado afectado por activos canadienses.

Structural Driver: Logistics over Lifting

El diferencial logístico (USD 11.52/boe entre acceso a ducto y transporte terrestre) supera en magnitud cualquier otra variable operativa observada. En escenario Brent <70, la infraestructura define la resiliencia de caja más que la eficiencia técnica aislada.

Relative Regional Positioning

  • Guyana: costo estructural ultra-bajo, alta convexidad upside.
  • Colombia: resiliencia media, dispersión amplia, estabilidad regulatoria conocida.
  • Venezuela (escenario normalización): break-even potencialmente bajo con opcionalidad asimétrica, riesgo político elevado.

Colombia compite por capital en perfil riesgo-retorno medio; no domina la franja de costo ultra-bajo ni ofrece la opcionalidad política de rerating.

Critical Decision Windows (2025–2026)

  • Revisión fiscal upstream Colombia
  • Spin-off infraestructura Frontera (1H2026 target)
  • Eventos regulatorios y corporativos relevantes

Ventana clave para asignación táctica: 1H2026–2H2026, particularmente en activos con acceso potencial a infraestructura optimizada.

Investment Framing

Colombia no es un trade macro de bajo costo estructural. Es una jurisdicción madura donde el retorno depende de selección precisa de activos y acceso logístico efectivo.

En el contexto regional, la pregunta no es si Colombia es viable, sino:

¿Qué compañías colombianas pueden competir estructuralmente contra Guyana y cuáles quedan expuestas a la zona media del ciclo Brent?

Executive Overview

(Structural Explanation · Colombia 3Q25)

El desempeño del upstream colombiano en 3Q25 no refleja un deterioro operativo abrupto, sino la manifestación visible de una estructura madura enfrentando un entorno de precio menos complaciente. La contracción interanual del Brent expuso asimetrías internas que permanecían parcialmente ocultas en ciclos de mayor precio.

La característica central del trimestre es la divergencia estructural entre escala, logística y carga corporativa. Colombia opera sobre una infraestructura histórica ya amortizada en muchos activos, pero con cuellos de botella logísticos que generan brechas materiales entre operadores con acceso privilegiado a ductos y aquellos dependientes de transporte terrestre. Esta diferencia no es coyuntural; es estructural y recurrente.

En este contexto, el peso estadístico de Ecopetrol actúa como ancla sectorial. La compañía fija el promedio agregado no por liderazgo en margen, sino por escala dominante. Esto introduce una dinámica particular: la estabilidad macro del benchmark colombiano depende más de concentración productiva que de homogeneidad competitiva.

La dispersión observada entre operadoras revela que el upstream colombiano no es un bloque uniforme, sino un conjunto de estructuras económicas distintas bajo un mismo régimen fiscal. En activos con acceso logístico eficiente, la rentabilidad se aproxima a estándares internacionales de cuencas maduras optimizadas. En activos con mayor fricción logística, la sensibilidad a Brent aumenta de forma no lineal.

Este patrón explica por qué Colombia mantiene resiliencia sectorial, pero pierde atractivo relativo en comparación con jurisdicciones de costo ultra-bajo. La madurez de la infraestructura ofrece previsibilidad, pero limita la convexidad estructural. El upside incremental depende más de eficiencia en acceso y estructura corporativa que de expansiones materiales de productividad técnica.

Adicionalmente, la configuración actual del sector sugiere que los próximos movimientos competitivos no vendrán de descubrimientos significativos, sino de reordenamientos de infraestructura, ajustes fiscales o racionalización corporativa. La estructura económica está suficientemente mapeada; lo que puede cambiar es la distribución del acceso.

En términos estructurales, Colombia entra en una fase donde la diferenciación ya no depende de crecimiento volumétrico, sino de optimización de estructura de costos y capital disciplinado. Esto transforma el perfil del país: de jurisdicción de expansión sostenida a jurisdicción de selección estratégica.

1. Operational & Market Landscape

1.1 Producción y Estructura del Benchmark

Benchmark de Competitividad Upstream Colombia · 3Q2025
EBITDA Ajustado/boe · Producción Bruta SBR · Validación Cruzada contra Fuentes Primarias
Operadora SBR (boepd) Lifting (USD/boe) Transporte (USD/boe) EBITDA Aj. (USD/boe) Peso Benchmark Fuente Primaria
Ecopetrol (E y P Col) 637,500 $12.18/boe $3.36/boe $22.54/boe 78.5% Reporte 3T2025 – Tablas 3, 7, 8, 10
SierraCol Energy 42,500 $19.20/boe $0.20/boe $39.38/boe 5.2% MDA 3Q2025 – Performance Overview pág 3
Parex Resources 43,953 $15.36/boe $4.73/boe $29.96/boe 5.4% MDA+FS Q3 2025 – Operating Netback pág 30
Frontera Energy 38,934 $14.02/boe $11.72/boe $27.52/boe 4.8% MDA Q3 2025 – Operating Netback Continuing Ops págs 2 y 9
GeoPark (Colombia) 26,208 $12.50/boe $2.72/boe $29.42/boe 3.2% Results Supplement 3Q2025 pág 4 + FS nota 2 págs 10-11
Gran Tierra (Colombia) 22,701 $24.91/boe $1.61/boe $17.57/boe 2.9% Form 10-Q SEC 3Q2025 – págs 38 y 43
Lifting / Production expense: Costos operativos de producción excluyendo transporte y G&A. | Ecopetrol transporte: USD 3.36/boe corresponde al indicador ‘Costo por Barril Transportado’ publicado en la Tabla 10 del Reporte 3T2025 (segmento Transporte y Logística — Cenit). Es el costo unitario de la red de oleoductos, no el fee pagado por E y P como upstream, pero es el único indicador público disponible con respaldo directo en el reporte. | GeoPark transporte: USD 2.72/boe son los Selling Expenses Colombia (USD 6.6M) divididos entre producción bruta (26,208 bopd × 92 días). El reporte publica USD 3.30/boe sobre volumen vendido (post-RIK); la corrección a base de producción bruta es necesaria para comparabilidad con las demás operadoras. | Frontera: Lifting = ‘Production costs excl. energy, net FX hedge’ (USD 8.46) + ‘Energy costs, net FX hedge’ (USD 5.56) = USD 14.02/boe. | Parex: Production expense incluye cargo no-recurrente de USD 1.95/boe (true-up costos no-operados); costo normalizado ≈ USD 13.41/boe. | Gran Tierra: EBITDA calculado sobre WI total consolidado (Colombia + Ecuador + Canadá) — asimetría metodológica explícita. | Fuente: Reportes primarios 3Q2025 · RAPIDS/EN/COL-UP/3Q25/001.

1.2 Distribución de Costos por Componente

1.3 El Diferencial Logístico: Estructura de Transporte

La dispersión de costos de transporte observada en el benchmark no es atribuible a diferencias en distancia geológica sino a la estructura diferencial de acceso a infraestructura de ductos. SierraCol evacúa el 100% de sus volúmenes de Caño Limón a través del oleoducto OBC a USD 0.20/boe — recuperación operativa respecto al 3Q24 en que el 70% se evacuaba por camión a USD 0.8/boe. Frontera, con activos en la misma área geográfica general, incurre en USD 11.72/boe por dependencia de transporte terrestre y compromisos contractuales de capacidad (la terminación del contrato Ocensa P-135 Take-or-Pay en 3Q25 redujo parcialmente el costo respecto a 2Q25). Esta brecha de USD 11.52/boe representa la prima de infraestructura más significativa observable en el benchmark.

1.4 Metodología de Costos: Matices de Comparabilidad entre Operadoras

La comparación directa de métricas de costo entre las seis operadoras del benchmark requiere reconocer cuatro asimetrías metodológicas sustanciales que afectan la lectura de los datos reportados. Ignorarlas introduce distorsiones de comparabilidad que no son errores de la operadora sino diferencias legítimas de estructura contable y de negociación de contratos.

Matriz de Comparabilidad Metodológica · Costos de Producción y Regalías · 3Q2025
Cuatro dimensiones que afectan la lectura directa del benchmark. Conocimiento requerido para interpretación correcta.
Dimensión Operadora Convención Reportada Impacto en Benchmark
Definición de Lifting Frontera Energy Desglosa lifting en dos líneas: (1) 'Production costs excl. energy, net FX hedge' = USD 8.46/boe y (2) 'Energy costs, net FX hedge' = USD 5.56/boe. El FX hedge (contratos USD/COP) se netea de cada línea por separado. Lifting total utilizado en benchmark = USD 14.02/boe (suma de ambas líneas). La separación de energía permite rastrear la exposición eléctrica del campo, pero no altera el total comparable.
Transporte — Fuente del Dato Ecopetrol (E y P Col) El transporte E y P-a-Cenit es una transferencia intragrupo eliminada en la consolidación. La Tabla 7 (única tabla de costos unitarios) solo publica Lifting (USD 12.18) y Dilución (USD 4.76). El dato de transporte usado es la **Tabla 10 'Costo por Barril Transportado'** del segmento Transporte y Logística (Cenit): USD 3.36/boe en 3T2025. El USD 3.36/boe de Tabla 10 es el costo unitario de la red Cenit (oleoductos), no el fee facturado a E y P. En ausencia de un indicador E y P directo, es la mejor referencia pública disponible. Incluido con flag de origen diferente al resto del benchmark.
Regalías en Especie (RIK) GeoPark (Colombia) Paga ~4,612 bopd en especie directamente a la ANH. La línea 'Royalties paid in cash' es solo USD 1.4M (residual). El volumen RIK se descuenta de la producción bruta antes de calcular ingresos. El lifting de USD 12.5/boe se calcula sobre producción bruta (per produced boe), no sobre volúmenes netos de regalías. Comparar con operadoras que deducen regalías en efectivo requiere ajuste de base.
Regalías en Especie (RIK) Frontera Energy Pagos de cláusula PAP (precios altos) realizados mayoritariamente en especie en casi todos sus bloques. La línea de royalties en cash es mínima en la tabla de netback. Mismo efecto que GeoPark: el costo visible de regalías es artificialmente bajo porque el volumen ya fue entregado físicamente al Estado, no contabilizado como gasto.
Venta en Boca de Pozo Parex Resources Reporta explícitamente 'Parex wellhead sales discount' = USD 3.91/bbl en 3Q25 como línea negativa en su tabla de precios realizados. Descuenta del precio Brent para llegar al ingreso neto. El descuento wellhead reduce el precio realizado visible pero elimina el costo de transporte correspondiente. La métrica de netback ya lo incorpora; no es un costo adicional al lifting.
Venta en Boca de Pozo GeoPark (Colombia) Vende 24% del volumen en boca de pozo. No reconoce un 'descuento' explícito; en cambio reporta un menor ingreso bruto. Selling expenses Colombia = USD 7.2M total grupo (~USD 6.6M Colombia). El reporte publica USD 3.30/boe **sobre volumen vendido** (21,610 bopd, post-RIK); para comparabilidad se corrige a base de producción bruta: USD 6.6M / (26,208 × 92 días) = **USD 2.72/boe**. La corrección de base es metodológicamente necesaria: el resto de operadoras calcula el transporte sobre producción bruta (pre-regalías). Usar USD 3.30 (post-RIK) sobreestimaría el costo relativo de GeoPark en USD 0.58/boe. El acuerdo BP/CPO-5 (ago-25) elevó los selling expenses de USD 3.5M (3Q24) a USD 7.2M (3Q25) al cambiar de venta wellhead a exportación.
Base de Cálculo EBITDA Gran Tierra Energy US GAAP no desglosa EBITDA ajustado por país. El valor de USD 17.57/boe es EBITDA total consolidado (Colombia + Ecuador + Canadá) / WI producción total consolidada (42,685 boed). Sobreestima o subestima el EBITDA Colombia específico dependiendo del mix de rentabilidad entre segmentos. La métrica es la mejor disponible bajo US GAAP pero no es estrictamente comparable con el resto (IFRS, Colombia only).
Fuente: Análisis RAPIDS™ sobre MDA y FS primarios 3Q2025. | RIK = Royalties In-Kind (regalías en especie entregadas físicamente a la ANH). | PAP = Cláusula de Precios Altos (Frontera). | Wellhead = Venta en boca de pozo sin transporte a cargo de la operadora.

Las cuatro asimetrías tienen en común que el netback y el EBITDA/boe ya absorben sus efectos cuando se calculan correctamente desde los reportes primarios. La distorsión no está en los resultados del benchmark sino en la lectura superficial de líneas de costo individuales fuera de contexto. El lifting de Frontera (USD 14.02/boe) es perfectamente comparable al de las demás operadoras una vez que se suman sus dos componentes. El lifting de GeoPark (USD 12.5/boe) es el más bajo del benchmark pero se calcula sobre una base bruta; ajustado a base neta de regalías el valor sería mayor. Y el “descuento wellhead” de Parex (USD 3.91/bbl) es la contrapartida contable de un costo de transporte que otras operadoras registran explícitamente: la diferencia es de presentación, no de economía del barril.

1.5 Operating Netback y Total Operating Cost · Todas las Operadoras

El Operating Netback (precio realizado menos regalías, lifting y transporte) y el Total Operating Cost (TOC) (suma de todos los costos unitarios operativos: lifting + dilución + transporte + regalías + DD y A + G&A) son las métricas más relevantes para comparar la resiliencia operativa entre operadoras. El TOC es el precio de realización mínimo para que la operación existente sea contablemente sostenible — distinto del Full Cycle Breakeven de la industria (Rystad/Wood Mackenzie), que requiere además GG y E, development Capex prospectivo y servicio de deuda, datos no disponibles como indicadores unitarios en reportes trimestrales. Esta sección calcula ambas métricas para las seis operadoras del benchmark y el consolidado ponderado Colombia.

Operating Netback y Total Operating Cost (TOC) · Colombia 3Q2025
USD/boe · Base producción bruta SBR · Todas las operadoras del benchmark
Operadora Realiz. Lifting (+Diluc.ᵃ) Transp. Op. Netback DD y A G&A Total Op. Cost Brent mín.
Ecopetrol (E y P Col) 64.30 12.18 3.36 44.00 -10.27 ᵈ -3.50 34.07 ~38.0
SierraCol Energy 64.20 19.20 0.20 44.20 -8.52 ᵉ -3.00 30.92 ~34.9
Parex Resources 62.41 15.36 4.73 34.71 -15.11 ᵈ -3.91 46.72 ~52.5
Frontera Energy 59.72 14.02 11.72 33.98 -20.00 ᵉ -4.73 50.47 ~59.0
GeoPark (Colombia) 60.60 12.50 2.72 33.00 -11.07 ᵈ -4.45 31.40 ~39.0
Gran Tierra (Colombia) 56.69 24.91 1.61 30.17 -26.11 -2.05 54.68 ~66.2
Benchmark Colombia 63.64 13.17 3.60 42.29 -11.38 ᵉ -3.55 35.87 ~40.4
Operating Netback = Precio Realizado – Regalías – Lifting – Transporte. Total Operating Cost (TOC) = suma de todos los costos operativos unitarios: Lifting + Dilución + Transporte + Regalías + DD y A + G&A. Mide el precio de realización mínimo para que la operación existente sea contablemente sostenible. NOTA TERMINOLÓGICA: Este indicador NO es equivalente al “Full Cycle Breakeven” de la industria (Rystad/Wood Mackenzie), que requiere además GG y E (finding costs), development Capex prospectivo y servicio de deuda — datos no disponibles como indicadores unitarios en reportes trimestrales. TOC = proxy de sostenibilidad operativa contable, no de viabilidad de nuevas inversiones. Brent mín. = TOC + diferencial implícito Brent→Precio Realizado de cada operadora. Superíndices: ᵈ = derivado de EBITDA/FS; ᵉ = estimado con proxy sectorial. Ecopetrol: Operating Netback reconstruido desde indicadores unitarios de caja (Tabla 7 y Tabla 10 del Reporte 3T2025), NO desde Utilidad Bruta contable. Utilidad Bruta de Tabla 8 E y P (COP 4,384 mM) incluye DD y A (COP 2,846 mM) y compras a terceros — componentes que los privados excluyen de su netback, lo que haría la comparación asimétrica (~USD 15.8/boe vs USD 44.0/boe real). Reconstrucción cash: Precio Realizado Crudo (Tabla 3) USD 64.30 – Lifting (Tabla 7) USD 12.18 – Dilución (Tabla 7) USD 4.76 – Transporte (Tabla 10) USD 3.36 = USD 44.00/boe. Regalías: incorporadas en el régimen de producción (Tabla 7 usa barriles producidos sin regalías per nota al pie). DD y A derivado de Tabla 8 E y P × fracción producción Colombia/total grupo. SierraCol: regalías incluidas en high-price clauses dentro del lifting. GeoPark: corregido a base producción bruta (26,208 bopd) desde base sold (21,610 bopd). Gran Tierra: netback y DD y A 100% fuente primaria (Form 10-Q págs. 38 y 43). Frontera: precio realizado ya es neto de regalías (Net Sales Realized Price); DD y A estimado por proxy campos pesados. ᵃ Para Ecopetrol, Lifting incluye Costo de Dilución (USD 4.76/boe, Tabla 7): total Opex cash = USD 12.18 + USD 4.76 = USD 16.94/boe. Las demás operadoras no separan dilución explícitamente o no tienen costos de dilución materiales. Fuente: Reportes primarios 3Q2025 · RAPIDS/EN/COL-UP/3Q25/001.

Lectura estratégica: El benchmark consolidado Colombia opera con un Total Operating Cost ponderado de USD 35.87/boe y un Brent mínimo sostenible de ~USD 43/bbl — una posición estructuralmente resiliente incluso frente a los entornos de downside del Scenario Architecture (§6). La dispersión entre operadoras es, sin embargo, amplia: SierraCol (~USD 35/bbl) y GeoPark Colombia (~USD 36/bbl) representan los extremos de resiliencia del benchmark, mientras Gran Tierra (~USD 68/bbl TOC) y Frontera (~USD 57/bbl TOC) operan con márgenes ajustados bajo el Brent de 3Q25 (USD 68.2/bbl). Esta dispersión no es aleatoria — es estructural: refleja la combinación de DD y A (activos en distintas etapas de ciclo de vida), costo de transporte (logística ducto vs. terrestre), y estructura de regalías.

2. Market Actor Intelligence

2.1 Operadores Activos y Posición de Control

Market Actor Intelligence · Upstream Colombia 3Q2025
Actores activos, cuencas de control y posición observada. No incluye priorización de contacto.
Operadora Tipo Cuencas Principales Posición Distintiva 3Q25
Ecopetrol (E y P) Estatal NOC Llanos, VMM, Piedemonte, Costa 78.5% del benchmark SBR. Autorizó FSRU Coveñas para GNL.
SierraCol Energy Privado – PE Caño Limón, La Cira Infantas Frontera de optimización. OGMP 2.0 Level 5. Tender offer bonos 2028.
Parex Resources Privado – TSX LLA-34, LLA-74, Llanos Sur, VMM Rampa Capachos + LLA-74. Net Debt / Adj. EBITDA: 0.46x.
Frontera Energy Privado – TSX Llanos (Quifa, CPE-6), Magdalena Spin-off Infraestructura target 1H2026. Terminó P-135 T-o-P.
GeoPark (Colombia) Privado – NYSE LLA-34 (JV Parex), Putumayo Declinación 17% interanual. Nuevo contrato BP CPO-5 ago-25.
Gran Tierra (Colombia) Privado – NYSE/TSX Midas (Acordionero), Chaza, Suroriente Col. prod. –23% YoY. Expansión Canadá (i3). Lifting más alto.
ANH Regulatorio Nacional Autoridad concesionaria. Garantías de trabajo comprometido activas.
Ecopetrol (Infraestr.) Estatal NOC Oleoducto de Colombia (ODC), OBC Controlador de infraestructura estratégica de evacuación.
Nota: Esta sección es descriptiva. La identificación de actores no implica recomendación de relacionamiento. | Fuente: Reportes públicos 3Q2025 y anuncios corporativos.

3. Signal Intelligence & Pattern Recognition

Signal Intelligence and Pattern Recognition · Colombia Upstream 3Q2025
Señales calificadas por fuente, intensidad y dirección. No implican cursos de acción.
Tipo de Señal Señal Identificada Fuente / Evidencia Intensidad Dirección
Emergente Brecha logística OBC vs. terrestre no arbitrada SierraCol USD 0.20 vs. Frontera USD 11.72 (reportes primarios 3Q25) Alta ↑ Asimetría creciente
Estructural Ecopetrol como ancla estadística del benchmark 78.5% producción SBR; EBITDA por debajo promedio privado Alta → Persistente
Emergente Spin-off Infraestructura Frontera (1H2026) MDA 3Q25: cierre previsto 1H2026; transacción en curso Media ↑ Catalizador potencial
Regulatoria Vencimiento Impuesto Catatumbo (31-dic-2025) SierraCol USD 0.60/boe; Frontera USD 2.4M; ley temporal 2361/2024 Media ↓ Alivio esperado 2026
En Observación Declinación producción Colombia Gran Tierra WI Colombia –23% YoY (22,701 vs. 29,328 boepd) Media ↓ Declive acelerado
Emergente GeoPark: reconfiguración contractual y portafolio Nuevo contrato BP CPO-5 ago-25; desinversión LLA-32 / Platanillo Baja → En evolución
Estructural Temporada lluvias 2025: impacto operativo trans. Declarado por GeoPark, Frontera; Ecopetrol 2.15 MMbbl diferidos Media → Impacto Q3 absorbido
Emergente Rampa post-perforación Parex (Capachos + LLA-74) Oct-25: producción ~49,300 boe/d vs. 43,953 3Q25 Alta ↑ Momentum 4Q25/2026
Fuente: Validación RAPIDS™ sobre reportes primarios 3Q2025. Intensidad: Alta/Media/Baja sobre base de evidencia observable.

3.1 Interacción de Señales: Efecto Combinado

La señal de mayor relevancia emergente es la convergencia simultánea de tres eventos de reconfiguración que se solapan en el horizonte enero–junio 2026: el vencimiento del impuesto Catatumbo (alivio fiscal de USD 0.60–USD 0.76/boe para SierraCol y Frontera), el spin-off de infraestructura de Frontera (potencial reconfiguración del acceso a capacidad logística en la cuenca Caño Limón), y la rampa de producción de Parex en Capachos-LLA-74 (ya en ~49,300 boe/d en octubre 2025). La coincidencia temporal de estos tres eventos introduce una asimetría de información: operadoras con visibilidad temprana sobre las condiciones post-spin-off y post-Catatumbo tendrán una ventana de evaluación de activos y capacidades que no estará disponible para todos los participantes del mercado simultáneamente.

4. Scenario Architecture

Los escenarios siguientes son constructos exploratorios. No constituyen proyecciones, pronósticos ni asesoría de inversión. Toda interpretación debe considerar las limitaciones descritas en la Sección 8.

Escenario Base (Brent USD 68–$72): Continuación del entorno 3Q25. El benchmark ponderado opera en el rango $23–USD 25/boe. Las operadoras con acceso diferencial a infraestructura de ductos (SierraCol, Parex post-rampa) mantienen márgenes superiores al promedio. La brecha OBC vs. terrestre persiste sin evidencia de cierre.

Escenario Upside (Brent USD 75–$85): El benchmark cruza $29–USD 37/boe. La eliminación del impuesto Catatumbo (post diciembre 2025) añade ~USD 0.60–USD 0.76/boe adicionales. La rampa de Parex en Capachos-LLA-74 contribuye a dilución de costos unitarios. El spin-off de Frontera, si se materializa en 1H2026, redefine parcialmente la matriz de costos de transporte en la cuenca noroeste.

Escenario Downside (Brent USD 55–$60): El benchmark cae al rango $14–USD 18/boe. Gran Tierra Colombia entra en zona de quiebre de breakeven operativo. Frontera, con USD 11.72/boe de transporte, experimenta compresión severa del netback. Las operadoras con contratos take-or-pay activos exhiben la mayor rigidez de costos en este entorno.

Wild Card (Brent USD 95+): Resurgimiento de precios por disrupción geopolítica o subinversión sostenida. El benchmark supera USD 40/boe. La brecha Colombia-Guyana se reduce pero no desaparece por razones estructurales de costo no relacionadas con el precio del crudo.

5. Strategic Implications

5.1 Para Compañías de Servicios

La concentración de producción en Ecopetrol (78.5% del SBR) define un mercado de servicios con un cliente dominante que opera bajo parámetros de capex y priorización que no siempre reflejan las dinámicas de eficiencia del sector privado. La actividad de perforación más activa en 3Q25 se concentró en las independientes: SierraCol (26 pozos + 25 workovers en Caño Limón y La Cira Infantas), Parex (rampa Capachos-LLA-74, pozos de desarrollo), y Frontera (optimización Quifa-CPE-6). La compresión de márgenes bajo Brent USD 68 introduce una presión observable sobre los ciclos de contratación y las tasas diarias en los segmentos de perforación de desarrollo, donde la competencia entre operadoras por ventanas de equipo se intensifica cuando los precios justifican la actividad pero no permiten holgura en costos de servicio.

5.2 Para Entidades Financieras

La dispersión de EBITDA/boe entre SierraCol (USD 35.68) y Gran Tierra (USD 17.57) — un diferencial de USD 18.11/boe entre operadoras de tamaño comparable en volumen — señala que la variable de infraestructura logística es hoy un determinante de primera magnitud en la valoración de activos upstream colombianos. La estructura de apalancamiento del sector presenta divergencias notables: SierraCol (1.1x Net Debt/EBITDA) con tender offer activo sobre bonos 2028, Parex (0.46x Total Funded Debt/Adj. EBITDA con crédito revolvente de USD 240M), y Gran Tierra (deuda total USD 762M, 9.50% Senior Notes 2029, con 25% del principal con vencimiento obligatorio en octubre 2026). El vencimiento parcial de Gran Tierra en 2026 constituye la presión de refinanciamiento más próxima observable en el universo analizado.

5.3 Para Corporativos Estratégicos

El período 3Q25 presenta una ventana de evaluación simultánea de tres dinámicas de reconfiguración de activos: el proceso de spin-off de Frontera (infraestructura Colombia, cierre previsto 1H2026), la salida de Ecuador de GeoPark (Bloques Perico y Espejo, adquiridos por Gran Tierra, cierre esperado 4Q25), y la reducción de posición Colombia de Gran Tierra. Ninguno de estos movimientos constituye per se una oportunidad de entrada — son señales de reposicionamiento de portafolio que podrían modificar el mapa de control de activos de infraestructura y bloques exploratorios en el horizonte 2026–2027, con efectos secundarios sobre las condiciones de acceso a capacidad de transporte en cuencas específicas.

5.4 Posición Comparativa Internacional

La posición del benchmark ponderado colombiano (USD 23.77/boe) exhibe un gap de USD 21.23/boe frente a Guyana y de USD 11.23/boe frente al Permian. Esta brecha no es homogénea al interior del sector: SierraCol (USD 35.68) y Parex (USD 29.96) operan en rangos comparables o superiores al Permian bajo condiciones de precios 3Q25. La diferencia estructural se concentra en la dominancia estadística de Ecopetrol y en la presión de transporte sobre operadoras sin acceso preferencial a ductos.

6. Intelligence Gaps & Limitations

Conocidos desconocidos — restricciones de interpretación:

7. References

Fuentes Primarias (Validadas)

  • Ecopetrol S.A. — Reporte de Resultados Tercer Trimestre 2025. Bogotá, octubre 2025. Español / COP-IFRS.
  • GeoPark Limited — Supplement to Third Quarter 2025 Results Release. Hamilton, noviembre 2025. USD-IFRS.
  • GeoPark Limited — Interim Condensed Consolidated Financial Statements Q3 2025. USD-IFRS.
  • Frontera Energy Corporation — Management Discussion & Analysis Q3 2025 (5_FECMDAQ32025). Toronto, noviembre 2025. USD-IFRS.
  • Frontera Energy Corporation — Financial Statements and Notes Q3 2025 (6_FECFSNotesQ320252). USD-IFRS.
  • SierraCol Energy Limited — Management Discussion & Analysis 3Q25. Londres, noviembre 2025. USD-IFRS.
  • SierraCol Energy Limited — Financial Statements 3Q25. USD-IFRS.
  • Gran Tierra Energy Inc. — Quarterly Report on Form 10-Q, Period Ended September 30, 2025. SEC, 30 October 2025. USD-US GAAP.
  • Parex Resources Inc. — Consolidated Interim Financial Statements and MDA Q3 2025 (PXT09302025_FSMDACombinedFINAL). Calgary, 3 November 2025. USD-IFRS.

Documentos de Marco RAPIDS™

  • RAPIDS™ Annex A — Product & Deliverable Taxonomy. JR Engineering Company.
  • RAPIDS™ Annex F R1.0 — Canonical Structures & Governance. JR Engineering Company.
  • RAPIDS™ Internal Strategy — Scouting Reports v1.0. JR Engineering Company.
  • RAPIDS™ Editorial Note RAPIDS/EN/COL-UP/3Q25/001 R1.0, 18 February 2026 (documento padre).

Fuentes Contextuales (Referenciales Secundarios)

  • Rystad Energy / Wood Mackenzie — EBITDA/boe reference benchmarks Guyana offshore and Permian Basin (2025, estimates). No auditadas en este análisis; uso exclusivamente contextual.

RAPIDS™ Governance Note · Reference ID: RAPIDS/SCOUT-COL-UP-3Q25 · Version: v1.0.4 · Classification: Internal · Date: 20 February 2026 · Author: JR Engineering Company

This Scouting Report is produced under the RAPIDS™ intelligence framework (Annex F). It is a non-prescriptive strategic intelligence exposure product. It does not constitute investment advice, technical recommendation, or due diligence. Scenarios are exploratory constructs and SHALL NOT be interpreted as forecasts. Reproduction or redistribution without prior written authorization is prohibited.

File Name (Canonical): RAPIDS_SCOUT_COL_UP_3Q25_v1_0_4.Rmd

8. Control de Versiones

Control de Versiones · RAPIDS/SCOUT-COL-UP-3Q25
Historial de modificaciones y estado de vigencia por versión.
Versión Fecha Autor Estado Descripción
v1.0.0 18 Feb 2026 JR Engineering Co. Archivada Versión inicial. Benchmark 6 operadoras. §1–9 completos. Transporte Ecopetrol/GeoPark marcados como NA en datos maestros.
v1.0.1 19 Feb 2026 JR Engineering Co. Archivada Transporte Ecopetrol: Tabla 10 Cenit USD 3.36/boe. GeoPark: USD 2.72/boe base producción. §3.5 GTE Colombia netback. Captions izquierda. USD en captions. §10 versiones.
v1.0.2 20 Feb 2026 JR Engineering Co. Archivada §3.5 ampliada: Operating Netback y Full Cycle Breakeven para TODAS las operadoras y consolidado ponderado Colombia. Tres nuevas gráficas: tabla comparativa, lollipop netback vs Full Cycle Breakeven, Brent mínimo sostenible. DD y A derivado/estimado para Ecopetrol (Tabla 8), SierraCol (proxy), Parex (EBITDA-EBIT), Frontera (proxy). GeoPark DD y A desde FS nota 2. Flags metodológicos ᵈ/ᵉ en tabla. §8 actualizado con ítem DD y A flags.
v1.0.3 20 Feb 2026 JR Engineering Co. Archivada Corrección Ecopetrol: Operating Netback USD 44.00/boe (reconstrucción cash Tablas 3+7+10). TOC Ecopetrol USD 34.07/boe. Nota metodológica §3.5/§3.4/§8.
v1.0.4 20 Feb 2026 JR Engineering Co. Vigente Consolidación arquitectural: (1) Tibble maestro dm con TODOS los indicadores publicados en un solo objeto (Setup). Eliminación tibble netback_data duplicado en §3.5. (2) Renombramiento terminológico: Full Cycle Breakeven → Total Operating Cost (TOC). Nota metodológica explícita: TOC ≠ Full Cycle Breakeven de la industria (Rystad/WoodMac), que requiere GG y E, dev capex y servicio de deuda. (3) Gráficas y tablas apuntan a dm — operaciones solo en chunks de presentación. (4) Footer y versiones actualizados.
Política de versiones RAPIDS™: MAJOR.MINOR.PATCH. Cambios en datos o secciones = MINOR. Correcciones tipográficas/estéticas = PATCH. | Documento padre: RAPIDS/EN/COL-UP/3Q25/001 R1.0.