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A administração atribuiu o prejuízo líquido de US$ 193 milhões em 2025, principalmente a US$ 136 milhões em perdas por redução ao valor recuperável no teste de capitalização e aos preços mais baixos do petróleo Brent, impactando o EBITDA e o fluxo de caixa.
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A empresa executou com sucesso uma troca de títulos de 88% das suas notas de 2029, o que a administração vê como um ponto crucial do refinanciamento de curto prazo para a redução oportunista da dívida.
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O crescimento operacional resultou de um aumento de 32% na produção após o sucesso da exploração no Equador e da integração de ativos canadenses durante o ano inteiro.
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A Administração enfatizou uma redução estrutural nas despesas operacionais por barril, alcançada através da integração da i3 Energy e da transição do diesel para o gás e para a eletricidade no Equador.
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Uma entrada estratégica no Azerbaijão através de uma parceria com a SOCAR destina-se a proporcionar uma entrada eficiente de capital numa jurisdição estável que abastece os mercados europeus.
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A empresa manteve uma forte reposição de reservas na América do Sul, ultrapassando 100% numa base 2P, apesar de uma reclassificação de algumas reservas de gás canadenses devido a ambientes de preços baixos.
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O plano de capital para 2026 é fixo em todos os cenários de preços, sendo qualquer excesso de fluxo de caixa livre destinado à acumulação de caixa ou à recompra de títulos com desconto.
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A administração tem como objectivo um rácio dívida líquida/EBITDA de longo prazo de 1,0x até 2028, sendo provável que os actuais elevados preços do petróleo acelerem esse cronograma.
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A estratégia de hedge para 2026 cobre aproximadamente 50% da produção com um piso de US$ 60 e um teto de US$ 74 para equilibrar a proteção contra perdas e a participação positiva.
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A alocação de capital para a nova entrada do Azerbaijão será detalhada nas diretrizes para 2027, após a esperada aprovação do contrato de partilha de produção.
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O compromisso de transporte de capital da Suroriente na Colômbia está em vias de ser concluído em meados de 2026, apoiado pelo melhor desempenho do poço Rahoo-2.
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A rescisão da linha de crédito da Columbia e a alteração do acordo de pré-pagamento proporcionaram 175 milhões de dólares em capacidade incremental para apoiar a troca da dívida.
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As interrupções nos oleodutos no sul da Colômbia e no Equador afetaram a produção de 2025, embora a administração tenha agora estabelecido uma rota alternativa de exportação diretamente através da Colômbia.
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Espera-se que a fábrica de cimento no Canadá feche no início de 2026, resultando numa pequena mudança descendente na orientação geral de produção.
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As reservas de gás natural canadianas foram reclassificadas como recursos contingentes devido a preços de referência baixos, embora a gestão reserve 0,3 Tcf de recursos 3C sem risco para desenvolvimento futuro.
