Parex Resources produce 83.259 boe/d en el T3 y reitera su previsión

Parex Resources Inc. (TSX: PXT) reportó una producción media de 83.259 barriles de petróleo equivalente por día en el tercer trimestre de 2026 y dijo que publicará sus resultados financieros y operativos del T3 2026 antes de la apertura de mercados el viernes 6 de noviembre de 2026. La compañía con sede en Calgary, que se describe como el mayor productor independiente de petróleo y gas de Colombia, señaló que la producción de septiembre alcanzó los 84.500 boe/d, frente a los 82.250 boe/d de agosto y los 83.050 boe/d de julio. Parex reiteró su previsión de producción media para el segundo semestre de 2026 de 82.000 a 91.000 boe/d.

Contexto — por qué la actualización de producción del T3 de Parex importa ahora

La cifra trimestral de la compañía se sitúa dentro del rango del S2 2026 que reiteró el 30 de julio de 2026, un rango que el informe también reitera en esta actualización. Esa repetición importa porque la previsión de producción media para el año completo 2026 de Parex es mucho menor, de 63.000 a 67.000 boe/d, y también se reitera. La brecha entre la banda anual y la del segundo semestre implica un primer semestre muy por debajo del ritmo actual, que el informe no desglosa.

Lo que cambió dentro del trimestre es la mezcla. Parex atribuyó el impulso de septiembre principalmente al aumento de producción por el éxito de exploración near-field en LLA-111, en los Llanos Orientales. La contribución de ese bloque está incluida en la cifra de Llanos de 58.290 boe/d para los tres meses terminados el 30 de septiembre de 2026, la mayor porción regional del promedio trimestral de 83.259 boe/d.

El catalizador futuro es la alianza con Ecopetrol en el Magdalena, donde la compañía espera la incorporación en noviembre de aproximadamente 7.000 barriles por día netos. Es una expectativa de la compañía, no una cifra entregada, y es el mayor incremento identificado en el informe. Magdalena aportó 5.309 boe/d en el T3, por lo que la adición indicada más que duplicaría la contribución de esa cuenca si se materializa.

El informe no ofrece el contexto macroeconómico para los productores colombianos ni un nivel de referencia del crudo, por lo que la actualización se basa en noticias operativas y no de precios. El informe también incluye el aviso habitual de que los barriles de petróleo equivalente pueden ser engañosos si se usan de forma aislada.

Datos — qué muestran las cifras

El trimestre promedió 83.259 boe/d. Por mes, julio fue 83.050 boe/d, agosto 82.250 boe/d y septiembre 84.500 boe/d, una ganancia de septiembre sobre agosto de 2.250 boe/d, o cerca del 2,7%. Septiembre fue el mes más fuerte del trimestre y agosto el más débil.

Mezcla de productos en septiembre: crudo ligero y medio 23.744 bbl/d, crudo pesado 57.718 bbl/d, gas natural convencional 16.148 mcf/d y líquidos de gas natural 346 boe/d. Los promedios trimestrales fueron 22.217 bbl/d de ligero y medio, 58.038 bbl/d de pesado, 16.122 mcf/d de gas y 317 boe/d de LGN.

Métrica	Julio 2026	Agosto 2026	Septiembre 2026
Producción media (boe/d)	83.050	82.250	84.500
Crudo ligero y medio (bbl/d)	21.622	21.318	23.744
Crudo pesado (bbl/d)	58.380	58.004	57.718

Desglose regional del trimestre: Llanos 58.290 boe/d, LLA-34 18.813 boe/d, Magdalena 5.309 boe/d, Putumayo 847 boe/d. La línea de crudo ligero y medio subió 2.426 bbl/d de agosto a septiembre, mientras que el crudo pesado bajó 286 bbl/d en el mismo periodo, un giro hacia barriles más ligeros. El informe no da precio realizado, ingresos ni flujo de caja, ni comparación con pares.

Análisis — qué significa para los mercados energéticos y los accionistas de PXT

El cambio de composición pesa más que el titular. El crudo ligero y medio pasó de 21.318 bbl/d en agosto a 23.744 bbl/d en septiembre, mientras que el pesado cayó a 57.718 bbl/d desde 58.004 bbl/d. Los barriles ligeros suelen venderse con descuentos menores frente a los crudos de referencia que los grados pesados, por lo que un sesgo hacia el crudo ligero mejora las realizaciones por barril aunque el boe/d total apenas se mueva. Parex no publica diferenciales, por lo que el tamaño de ese beneficio no puede cuantificarse con el informe.

La alianza con Ecopetrol es la cifra que revaloriza el segundo semestre. Unos 7.000 bbl/d netos de Magdalena frente a una contribución trimestral de la cuenca de 5.309 boe/d es un salto concentrado en un solo mes. Si llega en noviembre, solo parte alimenta los promedios del T4, y el extremo superior de la banda del S2, 91.000 boe/d, requeriría que tanto los volúmenes de Magdalena como el éxito continuado de LLA-111 lleguen a tiempo.

El principal riesgo es la ejecución y los plazos regulatorios en Colombia. El propio lenguaje prospectivo del informe señala los resultados y calendarios de la perforación de exploración y desarrollo, las aprobaciones requeridas de los reguladores colombianos y la evolución política del país como factores que podrían hacer que los resultados reales difieran. También afirma claramente que la producción media del S2 2026 puede ser inferior a la prevista.

El posicionamiento en torno a PXT probablemente dependerá de la publicación de noviembre más que de este avance operativo, ya que la actualización no contiene datos financieros. Los inversores que mantienen la acción por el impulso del S2 ahora asumen un binario sobre dos eventos operativos que deben cumplirse a tiempo.

Perspectivas — qué observar a continuación

La próxima divulgación programada son los resultados financieros y operativos del T3 2026 antes de la apertura de mercados el viernes 6 de noviembre de 2026, seguidos de una conferencia telefónica y webcast a las 9:30 am MT, 11:30 am ET. En esa llamada la compañía suele conciliar la producción preliminar con las cifras finales, que según el informe están sujetas a conciliación final.

Los dos catalizadores operativos son la incorporación en noviembre de aproximadamente 7.000 bbl/d netos de la alianza con Ecopetrol en el Magdalena y los resultados continuados de la campaña de exploración near-field LLA-111 en los Llanos Orientales. Ninguno tiene fecha de finalización confirmada más allá de la referencia de noviembre.

No hay nivel de precio, media móvil ni umbral de crudo de referencia en el informe con el que operar, por lo que los puntos a vigilar son de volumen: si la producción mensual se mantiene por encima de los 84.500 boe/d de septiembre y si se defiende el suelo de 82.000 boe/d de la banda del S2 hasta fin de año.

Preguntas frecuentes

¿Qué significa la actualización de producción del T3 2026 de Parex Resources para los inversores minoristas?

Ofrece una lectura de volumen sin datos financieros. La producción media fue de 83.259 boe/d en el trimestre, con septiembre en 84.500 boe/d. La compañía reiteró tanto su previsión del S2 2026 de 82.000 a 91.000 boe/d como su previsión del año completo 2026 de 63.000 a 67.000 boe/d. Los ingresos, el flujo de caja y las realizaciones por barril no aparecerán hasta los resultados del 6 de noviembre.

¿Qué ocurre después con Parex Resources?

La compañía publica los resultados financieros y operativos del T3 2026 antes de la apertura de mercados el viernes 6 de noviembre de 2026, con una conferencia telefónica y webcast a las 9:30 am MT. Antes de eso, el punto operativo clave es la incorporación prevista en noviembre de unos 7.000 bbl/d netos de la alianza con Ecopetrol en el Magdalena, junto con la producción de LLA-111.

¿Por qué subió la producción de septiembre de Parex?

Parex dijo que la producción de septiembre de 84.500 boe/d se apoyó principalmente en el aumento de producción por el éxito de exploración near-field en LLA-111, en los Llanos Orientales. Septiembre estuvo 2.250 boe/d por encima de los 82.250 boe/d de agosto. La ganancia se produjo incluso cuando el crudo pesado bajó mes a mes, con el crudo ligero y medio subiendo a 23.744 bbl/d desde 21.318 bbl/d.

Conclusión

Parex mantuvo su rango de volumen del S2 con un septiembre más fuerte y ahora necesita que los barriles de Magdalena de noviembre lleguen a tiempo.

Descargo de responsabilidad: este artículo es solo informativo y no constituye asesoramiento de inversión. El trading con CFD conlleva un alto riesgo de pérdida de capital.