CALGARY, Alberta, 30 de julio de 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- Parex Resources Inc. (“Parex” o la “Compañía”) (TSX: PXT) anunció sus resultados financieros y operativos correspondientes al período de tres meses finalizado el 30 de junio de 2026, junto con informes independientes actualizados de reservas que reflejan transacciones recientes, una actualización operativa y la declaración de su dividendo ordinario del T3 2026 de C$0.385 por acción. Todos los montos aquí indicados están en dólares estadounidenses (“USD”), salvo que se indique lo contrario.

Imad Mohsen, Presidente y Director Ejecutivo, comentó que la integración de los activos de Frontera y de su equipo había “superado nuestras expectativas”, citando una transición fluida y una ejecución sólida en toda la organización combinada. Señaló que la transacción convirtió a Parex en una empresa más grande y resistente, con mayor escala, menor volatilidad y mayor flexibilidad en la asignación de capital. Añadió que los informes de reservas pro forma muestran que las reservas PDP y 1P aumentaron en más de 80% desde los niveles al cierre de 2025, y dijo que el sólido desempeño de la cartera, junto con las contribuciones de los activos de Frontera y la nueva producción proveniente de los descubrimientos en Eastern Llanos, posiciona a la compañía para cumplir su guía 2026 de cambio escalonado.

Aspectos destacados clave

• Parex cerró con éxito la transacción de Frontera E&P (“Frontera”), convirtiéndose en el mayor productor independiente de petróleo y gas de Colombia (1). La operación consolidó bajo una sola compañía dos de las mayores carteras de petróleo operadas por terceros en Colombia.
• La compañía incorporó nuevos activos en la Cuenca del Magdalena, donde espera obtener una participación del 50% en la producción de aproximadamente 15,000 bbl/d en el segundo semestre de 2026 tras el inicio de la actividad inicial en los bloques Casabe y Llanito (2). El acuerdo es con Ecopetrol S.A., la petrolera estatal de Colombia y el mayor productor de hidrocarburos del país.
• Las reservas actualizadas incluyen los activos de Frontera y Magdalena (Casabe y Llanito), mostrando que, sobre una base indicativa, la compañía combinada incrementó sus reservas PDP, 1P y 2P en 82%, 83% y 71%, respectivamente (3).
• La producción promedio de julio de 2026 fue de aproximadamente 83,500 boe/d (4), lo que indica un impulso operativo continuo en el segundo semestre de 2026.
• Parex reafirmó su guía de producción promedio para el segundo semestre de 2026 de 82,000 a 91,000 boe/d (4).
• El éxito exploratorio en LLA-111 continúa respaldando un área de desarrollo multipozo en crecimiento, con una producción actual que promedia más de 5,000 bbl/d y que se espera aumente en otros 2,000 a 3,000 bbl/d en el T4 2026 a medida que regrese la estación seca y continúe el desarrollo (4).
• La Junta declaró un dividendo ordinario del T3 2026 de C$0.385 por acción (5), equivalente a C$1.54 por acción anualizada.

Aspectos destacados del T2 2026

La producción promedio fue de 54,121 boe/d (6), frente a 44,735 boe/d (6) en el T1 2026. El aumento fue impulsado principalmente por el cierre de la transacción de Frontera el 1 de junio de 2026.

Parex reportó una utilidad neta de $444 millones, o $4.62 por acción básica (7), en comparación con una utilidad neta de $49 millones, o $0.50 por acción básica (7), en el mismo trimestre de 2025. El resultado se atribuyó principalmente a la ganancia por adquisición.

El flujo de fondos ajustado proveniente de las operaciones (“FFO”) (8) fue de $191 millones, o $1.99 por acción (7)(8). El FFO ajustado del trimestre incluyó aproximadamente $59 millones de costos únicos, compuestos por $28 millones de costos no recurrentes relacionados con la transacción y $31 millones de pérdidas realizadas en contratos de cobertura.

El EBITDA ajustado (9) fue de $192 millones.

La compañía generó un netback operativo (10) de $45.14/boe y un netback de FFO ajustado (10) de $37.26/boe, sobre la base de un precio promedio del crudo Brent de $96.68/bbl. Brent es el referente internacional más utilizado para la fijación de precios de las exportaciones de crudo colombiano.

Los gastos de capital (9) totalizaron $134 millones, principalmente relacionados con actividades en LLA-111, LLA-34, VIM-1 y Capachos.

Parex pagó $175 millones de deuda bancaria. Al cierre del trimestre, la compañía tenía acceso a $459 millones de liquidez a través de efectivo, valores negociables y capacidad disponible bajo su línea de crédito no dispuesta de $240 millones.

La compañía también pagó un dividendo trimestral ordinario de C$0.385 por acción (5).

(1) Según lo anunciado previamente el 1 de junio de 2026. (2) Según lo anunciado previamente el 4 de mayo de 2026. (3) Véase la sección “Actualización de reservas GLJ para activos adquiridos”. (4) Véase la sección “Actualización operativa”. (5) Medida financiera complementaria. Véase “Aviso sobre medidas financieras no GAAP y otras medidas financieras”. (6) Véase “Aspectos operativos y financieros” para el desglose de la producción por tipo de producto. (7) Basado en el promedio ponderado de acciones básicas del período. (8) Medida de gestión de capital. Véase “Aviso sobre medidas financieras no GAAP y otras medidas financieras”. (9) Medida financiera no GAAP. Véase “Aviso sobre medidas financieras no GAAP y otras medidas financieras”. (10) Razón no GAAP. Véase “Aviso sobre medidas financieras no GAAP y otras medidas financieras”.

Actualización de reservas GLJ para activos adquiridos

A continuación se presenta un resumen de la información contenida en los informes de reservas preparados por GLJ Ltd. (“GLJ”), un evaluador independiente calificado de reservas: activos de Parex (con fecha 3 de marzo de 2026, con fecha efectiva 31 de diciembre de 2025; anunciado previamente el 4 de marzo de 2026); activos de Frontera (con fecha 23 de junio de 2026, con fecha efectiva 31 de diciembre de 2025) (4); y activos de Magdalena (Casabe y Llanito) (con fecha 20 de julio de 2026, con fecha efectiva 31 de mayo de 2026) (5).

(1) Todas las reservas se presentan como la participación operativa de Parex antes de regalías y, en ciertas tablas incluidas a continuación, las columnas pueden no sumar debido al redondeo. (2) Cada informe GLJ fue preparado de conformidad con las definiciones, normas y procedimientos contenidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (“COGE Handbook”) y en el National Instrument 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (“NI 51-101”). (3) Todas las reservas presentadas se basan en los precios proyectados por GLJ, con vigencia a partir del 1 de enero de 2026. Los precios de GLJ están disponibles en su sitio web en www.gljpc.com. (4) La transacción de Frontera se cerró el 1 de junio de 2026. (5) El derecho continúa sujeto a los términos de ganancias del acuerdo de colaboración empresarial; Parex espera iniciar la perforación de sus primeros pozos durante el segundo semestre de 2026 para activar su participación en cada bloque.

Teniendo en cuenta las transacciones ocurridas en 2026, las reservas de la compañía se han presentado sobre una base combinada utilizando los informes GLJ de los activos de Parex, los activos de Frontera y los activos de Magdalena (Casabe y Llanito). Los informes GLJ tienen diferentes fechas efectivas y deben leerse en consecuencia: dos informes tienen fecha efectiva al 31 de diciembre de 2025 y uno al 31 de mayo de 2026. La información presentada se proporciona sobre una base indicativa, pro forma.

Actualización operativa y guía 2026

La compañía reafirmó su guía para el segundo semestre de 2026 y para el ejercicio 2026, reflejando una confianza continua en su perspectiva operativa tras la transacción de Frontera y el momento esperado de producción de los activos de Magdalena.

Para el ejercicio 2026, se espera una producción promedio de 63,000 a 67,000 boe/d, con gastos de capital de $495 millones a $515 millones.

La compañía continúa monitoreando las condiciones del mercado que podrían influir en los costos operativos y los precios realizados. Actualmente, los mayores costos de energía, impulsados en parte por impactos climáticos relacionados con El Niño y condiciones de mercado más amplias, junto con movimientos desfavorables de tipo de cambio derivados de la apreciación del peso colombiano, están llevando los gastos de producción a la parte alta de la guía. Los diferenciales de Vasconia también se mantienen elevados, reflejando la dinámica actual del mercado.

Actualización de producción corporativa

El perfil de producción de la compañía ha experimentado un cambio escalonado tras las transacciones recientes, lo cual se refleja en la guía 2026 mejorada de la compañía, según lo anunciado previamente el 12 de mayo de 2026. Para el período del 1 de julio de 2026 al 29 de julio de 2026, la producción promedio fue de aproximadamente 83,500 boe/d (1), demostrando un impulso operativo positivo.

(1) Producción promedio estimada; petróleo crudo liviano y mediano: ~22,071 bbl/d, petróleo crudo pesado: ~58,409 bbl/d, gas natural convencional: ~16,424 mcf/d, líquidos de gas natural: 333 boe/d; redondeado para fines de presentación.

Actualización de Frontera E&P

El 1 de junio de 2026, Parex cerró con éxito la adquisición previamente anunciada de los activos de exploración y producción en Colombia de Frontera Energy Corporation. La incorporación de los activos de Frontera transforma la cartera de Parex al añadir reservas de alta calidad, mejorar la visibilidad de la producción a largo plazo y ampliar la flexibilidad en la asignación de capital para acelerar la creación de valor en sus oportunidades de desarrollo y exploración de primer nivel.

Tras el cierre, las actividades de transición de Parex se completaron de forma fluida y segura, con un fuerte enfoque en mantener la continuidad operativa y permitir una transición sin contratiempos. Actualmente se está avanzando de manera significativa en la integración de los activos y del talento adquiridos.

La compañía continúa revisando activamente la cartera fortalecida para identificar oportunidades de optimizar el desarrollo, mejorar la recuperación de petróleo y capturar sinergias operativas y estratégicas en áreas como comercialización, cadena de suministro, impuestos y otras funciones. Se espera que estas iniciativas impulsen mejoras adicionales en eficiencia y respalden la creación de valor a largo plazo, con trabajo fundamental ya en marcha y beneficios asociados que se prevé escalen en los próximos períodos.

Actualización sobre la incorporación de activos productores en la Cuenca del Magdalena

Anteriormente, el 4 de mayo de 2026, Parex anunció que había suscrito un acuerdo con su socio estratégico Ecopetrol S.A., mediante el cual Parex obtendrá una participación operativa del 50% en los bloques Casabe y Llanito en la Cuenca del Magdalena de Colombia, una vez se inicie la perforación del primer pozo en cada bloque. Actualmente, los activos producen aproximadamente 15,000 bbl/d de petróleo crudo mediano (bruto). Se espera que esta producción agregue una base estable y generadora de efectivo a la cartera de Parex, al mismo tiempo que establezca una nueva área central de operación y desarrollo para el crecimiento futuro.

Con el acuerdo cerrado al 29 de julio de 2026 y con todas las aprobaciones regulatorias recibidas, Parex planea iniciar la perforación de sus primeros pozos durante el segundo semestre de 2026 y activar su participación en cada bloque.

Éxito exploratorio en Eastern Llanos

El éxito exploratorio en LLA-111 continúa respaldando la expansión de un desarrollo multipozo en crecimiento en Eastern Llanos. Tras cuatro descubrimientos realizados en el bloque en 2026, Parex avanza en el desarrollo y sigue buscando oportunidades adicionales de exploración. El éxito logrado hasta la fecha es muy alentador y refuerza el potencial más amplio de la posición de más de 1.6 millones de acres de la compañía en Eastern Llanos.

Aunque el clima húmedo estacional sigue influyendo en las operaciones, Parex ha establecido un modelo eficiente diseñado para optimizar la actividad en función de las condiciones estacionales. Mediante diseños simplificados de pozos y plataformas, junto con una torre de perforación de rápido desplazamiento, los costos de los pozos exploratorios se han reducido en aproximadamente 65% frente a pozos de referencia convencionales, estableciendo un esquema repetible y de bajo costo para la región más amplia.

La producción actual en LLA-111 promedia más de 5,000 bbl/d de petróleo crudo mediano, y el acceso vial afectado por el clima limita actualmente los niveles de producción. Para respaldar el crecimiento de largo plazo del área, la compañía avanza en un plan por etapas de expansión de salida, con resultados de perforación en curso que orientan el momento y el alcance de la infraestructura requerida. Con el regreso de la estación seca, en el T4 2026 la compañía espera aumentar la producción en otros 2,000 a 3,000 bbl/d desde los pozos existentes.

Sobre la base de los éxitos exploratorios recientes y de un inventario significativo de prospectos, Parex planea perforar entre 15 y 20 pozos adicionales de exploración y desarrollo en el área durante los próximos 12 meses para seguir avanzando en sus descubrimientos y aumentar la producción regional.

Actualización de Llanos Foothills

Parex continúa priorizando la exploración en las Foothills, enfocándose en plays onshore de primer nivel con potencial de alza transformador. La compañía planea iniciar la perforación de su primer pozo en el prospecto Piedemonte en el otoño de 2026, con las obras civiles comenzando en breve. Parex también avanza en actividades de etapa temprana en Farallones, el segundo prospecto planificado en Foothills, que sigue encaminado para comenzar obras civiles en el segundo semestre de 2026.

Dividendo del T3 2026

La Junta Directiva de Parex declaró un dividendo ordinario del T3 2026 de C$0.385 por acción para los accionistas registrados al 8 de septiembre de 2026, que se pagará el 15 de septiembre de 2026. Este pago de dividendo ordinario a los accionistas ha sido designado como “dividendo elegible” para efectos de la Income Tax Act (Canada).

Actualización ESG

Parex se complace en anunciar que ha publicado su 12.º informe anual de sostenibilidad, que integra TCFD por quinto año. El informe completo, incluidas las tablas de métricas de desempeño, puede encontrarse en www.parexresources.com, en la sección Sustainability.

Resultados del T2 2026 - Conferencia telefónica y webcast

Parex realizará una conferencia telefónica y un webcast para analizar sus resultados del T2 2026 el viernes 31 de julio de 2026, a partir de las 9:30 a. m. MT (11:30 a. m. ET). Para participar en la conferencia telefónica o en el webcast, consulte la información de acceso a continuación:

Acerca de Parex Resources Inc.

Parex es la mayor compañía independiente de petróleo y gas en Colombia, enfocada en la producción convencional sostenible. La sede corporativa de la compañía está en Calgary, Canadá, con una oficina operativa en Bogotá, Colombia. Las acciones de Parex cotizan en la Bolsa de Toronto bajo el símbolo PXT.

Para más información, comuníquese con:

Mike Kruchten
Vicepresidente Senior, Mercados de Capitales y Planeación Corporativa
Parex Resources Inc.
403-517-1733
[email protected]

Steven Eirich
Asesor Senior de Relaciones con Inversionistas y Comunicaciones
Parex Resources Inc.
587-293-3286
[email protected]

NO PARA DISTRIBUCIÓN NI DIFUSIÓN EN ESTADOS UNIDOS