Parex Resources anunció una nueva proyección de crecimiento para el segundo semestre de 2026, luego de concretar una serie de adquisiciones en Colombia que la posicionan como la mayor productora independiente de petróleo y gas del país. La compañía canadiense informó que espera elevar su producción promedio a entre 82.000 y 91.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) durante la segunda mitad del año, casi el doble del promedio registrado en el primer trimestre.
Resultados financieros del primer trimestre
La empresa comunicó sus resultados financieros para los primeros tres meses de 2026, período en el que reportó fondos generados por operaciones por US$114 millones y una utilidad neta de US$5 millones, por debajo de los US$81 millones obtenidos un año antes. La reducción estuvo asociada a pérdidas no realizadas en coberturas petroleras, mayores gastos tributarios diferidos, costos extraordinarios y compensaciones basadas en acciones.
“Durante la primera mitad de 2026, Parex ejecutó una serie de transacciones estratégicas que nos han posicionado para convertirnos en la mayor empresa independiente de exploración y producción en Colombia, al tiempo que incorporamos activos complementarios que aumentan nuestra escala, profundizan el portafolio y fortalecen la rentabilidad de nuestra plataforma para el crecimiento de largo plazo”, afirmó Imad Mohsen, presidente y director ejecutivo de la compañía.
Adquisición de Frontera Energy
La petrolera señaló que el principal impulso de crecimiento provendrá de la adquisición de Frontera Petroleum International Holdings B.V., operación anunciada en marzo y que contempla un pago inicial de US$500 millones, la asunción de deuda neta por US$225 millones y un pago contingente de US$25 millones. Según Parex, los activos incorporarán aproximadamente 37.000 boe/d adicionales y ampliarán el inventario de reservas de largo plazo.
La transacción ya recibió aprobación de los accionistas de Frontera y autorización judicial en Canadá. Para financiar la compra, Parex emitió bonos no garantizados por US$500 millones con vencimiento en 2031 y una tasa de interés anual de 8,50%. El cierre definitivo de la operación está previsto para el segundo trimestre de este año.
Integración de activos y nuevas metas de producción
La empresa también informó avances en un acuerdo con Ecopetrol para obtener una participación del 50% en los bloques Casabe y Llanito, ubicados en la cuenca del Magdalena Medio. Ambos campos producen actualmente cerca de 14.900 barriles diarios de crudo mediano y contienen recursos originales estimados en más de 3.000 millones de barriles.
El acuerdo contempla inversiones brutas por US$250 millones durante cinco años, de los cuales US$125 millones corresponderán a capital asumido por Parex. La petrolera indicó que su participación en la producción comenzará una vez se perforen los primeros pozos en cada bloque, actividad prevista para el segundo semestre de 2026.
Con la integración de los nuevos activos, Parex proyecta para todo 2026 una producción promedio de entre 63.000 y 67.000 boe/d y un presupuesto de capital de entre US$495 millones y US$515 millones. La empresa advirtió que las estimaciones todavía dependen de la culminación de procesos regulatorios y de integración.
La compañía señaló además que espera registrar costos no recurrentes relacionados con financiamiento, transición operativa e integración de activos durante los próximos trimestres. Parte de esos gastos ya se reflejaron en los resultados del primer trimestre, junto con un impuesto corporativo temporal aplicado en Colombia y costos de restauración de sitios operativos.
Exploración en Llanos y desarrollo en Putumayo
En materia operativa, Parex reportó resultados positivos en el bloque exploratorio LLA-111, en los Llanos Orientales. La empresa perforó seis pozos exploratorios, de los cuales cuatro mostraron resultados positivos. Uno de ellos ya inició producción inicial cercana a 1.500 barriles diarios de crudo mediano.
La petrolera indicó que los seis pozos fueron perforados con costos aproximados de US$2 millones cada uno, inferiores a los cerca de US$6 millones que históricamente demandaban proyectos similares. Según la empresa, la reducción obedeció a mejoras logísticas y diseños simplificados de plataformas y pozos.
Parex prevé aumentar la inversión en infraestructura para permitir operaciones continuas durante todo el año en la zona, afectada estacionalmente por lluvias. La compañía también planea perforar hasta siete pozos de desarrollo y evaluación durante el segundo semestre.
En Putumayo, la empresa informó avances en el bloque Orito, donde un pozo horizontal de evaluación mantiene niveles de producción considerados favorables por la administración. La estrategia de desarrollo incluye perforaciones multilaterales y proyectos de reinyección de agua para aumentar la recuperación de crudo.
Parex añadió que continúa avanzando en proyectos exploratorios de mayor escala en el Piedemonte Llanero. Las obras civiles para el prospecto Piedemonte comenzarían este trimestre, mientras que la perforación está programada para el otoño de 2026. Paralelamente, el proyecto Farallones iniciaría obras durante la segunda mitad del año.
Resultados financieros y política de dividendos
Durante el primer trimestre de 2026, la producción promedio de Parex alcanzó 44.735 boe/d, por encima de los 43.658 boe/d registrados en el mismo período del año anterior. La producción estimada en abril descendió a 40.900 boe/d debido a declinaciones naturales y trabajos de remediación en el bloque LLA-32.
La empresa indicó que espera cerrar el segundo trimestre con una producción igual o superior a 45.000 boe/d, impulsada principalmente por operaciones en Putumayo y nuevos desarrollos en LLA-111.
En el trimestre, Parex registró un EBITDA ajustado de US$133 millones y un flujo de caja libre de US$23 millones. El gasto de capital ascendió a US$91 millones, concentrado en actividades de perforación y desarrollo en Putumayo y los Llanos.
La petrolera informó además que eliminó durante el segundo trimestre sus coberturas sobre precios del Brent para 2026, operación que implicó un costo de US$29 millones. Tras esa decisión, la compañía quedó totalmente expuesta a variaciones del precio internacional del petróleo.
El directorio aprobó igualmente el pago de un dividendo trimestral de C$0,385 por acción, equivalente a C$1,54 anualizados (dólar canadiense). El pago será realizado el 15 de junio a los accionistas registrados al 8 de junio de 2026.
