Qué dijo la dirección de Gran Tierra Energy Inc. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre marcado por el petróleo más barato y costos más altos

Gran Tierra Energy cerró 2025 con una pérdida neta de 193 millones de dólares, impulsada en gran medida por deterioros de valor contable (ceiling test impairment) de 136 millones. El EBITDA ajustado cayó 23%, hasta 284 millones de dólares, en línea con el descenso del precio del Brent durante el año. La producción media creció 32%, hasta 45.709 barriles equivalentes de petróleo por día, gracias a los resultados exploratorios en Ecuador y a la incorporación de las operaciones canadienses por un año completo; sin embargo, dos interrupciones en oleoductos en el sur de Colombia y el cierre temporal del campo Moqueta por reparaciones limitaron el desempeño operativo. Los costos operativos totales subieron 23%, aunque el costo por BOE bajó 6%, lo que la dirección atribuyó principalmente a la sustitución de generación diésel por gas en Ecuador.

Azerbaiyán, deuda y cobertura: las apuestas para 2026

La compañía espera que 2026 sea un año de transición hacia la reducción de deuda y la generación de flujo de caja libre. Tras un canje de bonos con una participación del 88%, la ampliación del acuerdo de prepago hasta 175 millones de dólares más un accordion de 25 millones, y la venta del activo canadiense Simonette, la dirección considera que su perfil de vencimientos y liquidez ha mejorado significativamente. La compañía espera alcanzar una ratio de deuda neta/EBITDA de 1,0x en 2028, sujeto a la evolución de precios. En cobertura, alrededor del 50% de la producción de petróleo está cubierta para 2026 con un suelo promedio de 60 dólares y un techo de aproximadamente 74 dólares. Para gas natural en Canadá, la compañía tiene swaps de AECO a un promedio de 2,77 dólares canadienses por GJ. La entrada en Azerbaiyán —mediante una sociedad con SOCAR bajo un contrato de participación de producción pendiente de ratificación— se presenta como una adición capital-eficiente orientada al suministro a mercados europeos; la guía de capital para ese país se espera para 2027.

Lo que presionaron los analistas

En el turno de preguntas, los analistas indagaron sobre tres frentes principales. El primero fue la exposición al precio del crudo: la dirección aclaró que en Colombia se factura sobre la media mensual de Brent, en Ecuador sobre el precio del mes anterior al de carga, y en Canadá sobre el promedio mensual de WTI. El segundo fue la situación geopolítica en la región: ante la pregunta sobre el impacto del cierre de la frontera entre Colombia y Ecuador y la presencia militar estadounidense en Ecuador, el CEO Gary Guidry respondió que no hay interrupciones en la producción ni en las exportaciones, simplemente se utiliza una ruta diferente. El tercero fue la asignación de capital excedente: Ryan Ellson dejó claro que, por las condiciones del canje de bonos, cualquier recompra de acciones obliga a la empresa a destinar el doble de esa cantidad a reducción de deuda, lo que hace que la prioridad sea inequívocamente el desapalancamiento.