Qué dijo la dirección de Gran Tierra Energy Inc. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre de transición con el balance como protagonista

Gran Tierra Energy (GTE) arrancó 2026 con una producción de aproximadamente 45.500 barriles de petróleo equivalente por día, un 2% por debajo del trimestre anterior y un 2% inferior al mismo período de 2025. La compañía atribuyó la caída principalmente al momento de respuesta de los proyectos de inyección de agua en Colombia y a la venta de sus activos Simonette en Canadá, completada en marzo. A pesar de ello, el EBITDA ajustado mejoró hasta 74 millones de dólares frente a los 52 millones del trimestre previo, impulsado por precios de Brent más altos y mayores volúmenes vendidos en Ecuador. La pérdida neta del trimestre ascendió a 119 millones de dólares, resultado en buena medida de cargos no monetarios: pérdidas no realizadas por coberturas y la revaluación de planes de compensación en acciones, además de gastos extraordinarios por el canje de bonos y indemnizaciones por despido.

El movimiento más destacado del trimestre fue el fortalecimiento del balance: la venta de Simonette y el canje de bonos dejaron a la compañía con 125 millones de dólares en efectivo y vencimientos de deuda extendidos. Adicionalmente, GTE recompró aproximadamente 9,2 millones de dólares en valor nominal de sus propios bonos al 9,75% con vencimiento en 2031, con un descuento del 12% sobre el valor nominal.

Expansión en Colombia y un nuevo frente en Azerbaiyán

En Colombia, la compañía firmó una alianza con Ecopetrol para obtener una participación del 49% en el bloque Tiscorama, en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, contiguo a su operación ya establecida en Acordionero. El bloque contiene aproximadamente 364 millones de barriles de petróleo original en sitio, con una tasa de recuperación histórica de apenas el 7%. La dirección señaló que la intención es replicar en Tiscorama la experiencia en inyección de agua que ha elevado la recuperación en Acordionero al 16%. En Ecuador, el inicio de la inyección de agua en Tenanke arrojó resultados que, según la empresa, superaron las expectativas, y se espera extender las operaciones de waterflooding a los bloques Iguana y Perico entre finales del segundo trimestre y principios del tercer trimestre de 2026. Paralelamente, GTE firmó un acuerdo de exploración, desarrollo y producción compartida en Azerbaiyán, asegurando una participación del 65% en aproximadamente 400.000 acres brutos, con un período de exploración de cinco años y un término de desarrollo de 25 años.

La guía revisada para 2026 contempla una producción de 40.000 a 45.000 barriles equivalentes por día, un EBITDA de entre 345 y 395 millones de dólares, y un flujo de caja libre de entre 95 y 115 millones de dólares, con un programa de capital de entre 130 y 170 millones. La compañía advirtió que el beneficio de precios de Brent más altos —asumidos en torno a 84 dólares por barril como promedio anual— queda parcialmente neutralizado por pérdidas previstas en coberturas de entre 70 y 72 millones de dólares.

Turno de preguntas: CapEx y el umbral canadiense

El único analista que intervino, de Stifel, preguntó por el leve aumento en el presupuesto de capital y por las condiciones necesarias para reactivar la inversión en Canadá. La dirección explicó que el incremento en el CapEx se debe en su totalidad al inicio de operaciones en Tiscorama, donde se prevé gastar entre 15 y 20 millones de dólares en 2026 para poner en marcha el proyecto de inyección de agua. En cuanto a Canadá, el CFO fue directo: la compañía necesita ver el precio del gas AECO por encima de 3 dólares por GJ para asignar capital al segmento gasífero canadiense, señalando que los precios actuales siguen siendo un obstáculo, aunque anticipó que la plena entrada en operación del proyecto Shell LNG podría contribuir a firmarlos.