Qué dijo la dirección de Gran Tierra Energy Inc. en la llamada del Q3 2025

El trimestre: producción afectada por eventos externos, pero flujo de caja al alza

Gran Tierra Energy registró una producción promedio de 42.685 barriles de petróleo equivalente por día (BOE/d) en el tercer trimestre de 2025, un incremento de aproximadamente 30% frente al mismo período del año anterior, impulsado por la adquisición canadiense y los avances exploratorios en Ecuador. Sin embargo, la producción fue afectada temporalmente por eventos externos: un deslizamiento de tierra en Ecuador interrumpió los principales oleoductos de exportación del país, obligando al cierre del campo Moqueta durante todo el trimestre. Las lluvias intensas en julio y agosto retrasaron las reparaciones, que quedaron concluidas el 10 de octubre. La compañía generó 48 millones de dólares de flujo de caja operativo, un aumento del 39% respecto al segundo trimestre, y cerró el período con 49 millones en caja y una deuda neta de aproximadamente 755 millones de dólares.

Operaciones en Ecuador y Colombia: descubrimientos y récords de producción

Ecuador fue el foco operativo más destacado. La compañía alcanzó producción récord superior a 5.000 barriles diarios en agosto y superó los 6.000 barriles en octubre, tras la entrega del pozo exploratorio Conejo A-1, que fluyó más de 1.300 barriles diarios de crudo de 26,9 grados API en condiciones de flujo natural. El pozo Conejo A-2 confirmó 41 pies de reservorio neto con una porosidad promedio del 14% en la formación Hollin. Adicionalmente, se reconfirmó el descubrimiento en Chanangue-1, un pozo de 1990 reentrado para probar el intervalo Basal Tena, que actualmente produce 600 barriles diarios. Con estos resultados, Gran Tierra completó todos sus compromisos exploratorios en Ecuador y pasa ahora a la fase de desarrollo. En Colombia, el waterflood en el área norte de Cohembi más que duplicó la producción, que pasó de 2.800 a 6.700 barriles diarios; la producción total del campo alcanzó los 9.000 barriles diarios, el nivel más alto desde 2014.

Perspectivas: reducción de capital, generación de flujo libre y desapalancamiento

La compañía espera cerrar 2025 con una tasa de producción de salida de entre 47.000 y 50.000 BOE/d, y anticipa publicar su presupuesto 2026 a mediados de diciembre, con una reducción en el gasto de capital y énfasis en la generación de flujo de caja libre. Gran Tierra también anunció un nuevo acuerdo de prepago por 150 millones de dólares respaldado por la producción ecuatoriana —con posibilidad de ampliar 50 millones adicionales cuando se cierre la adquisición en Ecuador y se alcancen 10.000 BOE/d en ese país—, a una tasa SOFR más 3,8% en un plazo de cuatro años. Adicionalmente, amplió su línea de crédito canadiense a 75 millones de dólares y extendió su vencimiento a octubre de 2027.

Preguntas de analistas: deuda y visibilidad del desapalancamiento

El turno de preguntas estuvo dominado por la preocupación sobre el nivel de deuda y la baja valoración bursátil. Un analista señaló que la acción cotizaba en mínimos de 52 semanas y preguntó directamente cuándo y cómo la compañía reduciría el apalancamiento, mencionando como posibles palancas un precio del Brent de 75-80 dólares, Ecuador superando los 10.000-11.000 BOE/d o ventas de activos no operados en Canadá. El director financiero Ryan Ellson respondió que el plan base es el desapalancamiento orgánico a través de las operaciones, con las ventas de activos como elemento incremental, y prometió una hoja de ruta clara con el presupuesto de diciembre. Otro analista consultó sobre la sostenibilidad del repunte de producción en Cohembi; el director de operaciones Sebastien Morin confirmó que los seis pozos adicionales planificados deberían continuar incrementando la producción desde los niveles actuales.