==
al
GEOPARK
Santiago, 16 de abril de 2013
Geopark Holdings Limited
Inscrito en el Registro de Valores Extranjeros bajo N* 045
Señor
Fernando Coloma Correa
Superintendente de Valores y Seguros
Av. Libertador Bernardo O’Higgins N* 1449, piso 1
PRESENTE
REF.: Adjunta información relevante que
se publicó el día de hoy en el AlM
del Mercado Bursátil de Londres.
Señor Superintendente:
En virtud de lo establecido en la Norma de Carácter
General N*217 sección ll, por medio de la presente adjunto información considerada
como relevante para la empresa, que ha sido entregada el día 10 de abril del
presente año, en el Alternative Investment Market, mercado secundario de la London
Stock Exchange, en donde mediante un comunicado de prensa se informan las
ganancias de la Compañía correspondientes al año 2012.
La información adjunta consiste en la traducción al idioma
español, contenida en dieciocho páginas, del comunicado de prensa de diecinueve
páginas en idioma inglés publicado el día 10 del presente mes. Con respecto a la
traducción del comunicado, declaro bajo juramento que la información contenida en
este documento es una traducción fiel a su original en inglés que contiene la
información que ha sido entregada en el Alternative Investment Market.
Sin otro particular, saluda atentamente a Usted,
/-_/ Pedro Aylwin Chiorrini
pp. GEOPARK HOLDINGS LIMITED
Nuestra Señora de los Ángeles 179 – Las Condes, Santiago – Chile
Tel. (+56 2) 2429600 – infoWgeo-park.com – www.geo-park.com
PA
la all
GEOPARK
Resultados del 2012
GEOPARK HOLDINGS LIMITED
e Los ingresos aumentaron un 124%, alcanzando los US$250 millones
en el 2012.
e Laproducción anual aumentó un 49%, promediando 11.276 barriles
de petróleo equivalentes por día [*boepa”].
e Lasreservas 2P aumentaron un 15% a 56,9 millones de barriles de
petróleo equivalente [“MMboe”].
e Las Ganancias Antes de Calcular Intereses, Impuestos,
Depreciación y Amortización [EBITDA] totales anuales ajustadas
aumentaron un 92% a US$121 millones. Los ingresos netos
aumentaron un 264% a US$18 millones.
e El netback por barril de petróleo equivalente [*boe”] producido
alcanzó los US$30,8 por boe en el 2012; 34,5% por encima al 2011.
+ Adquisición y consolidación de dos compañías colombianas –
“Winchester Oil and Gas” y “Hupecol” – por una contraprestación
combinada de US$105 millones.
e Primer descubrimiento de gas en el bloque Tranquilo (Chile) en 40
años, Palos Quemados (prueba de producción de 4,6 mmcf/día).
+ Comenzaron las operaciones en Tierra del Fuego, Chile, en los
bloques Isla Norte, Flamenco y Campanario.
+ Más de US$195 millones invertidos en gastos de capital en 2012 con
44 pozos nuevos. La inversión total asciende a US$300 millones
Contactos: incluyendo las adquisiciones en Colombia.
Juan Pablo Spoerer o .
CFO e Emisión de un bono de US$300 millones en febrero del 2013
(144A/RegS): sobre suscrito más de 6 veces, rendimiento inicial de 7
E Lanciamiento 8 5/8%. Los fondos serán empleados para nuevas inversiones y
Inversión refinanciamiento.
Tel: (562) 22429600
Email: irdgeo-park.com
2012 – Reporte de Resultados
INDICE
1. Destacados Financieros y Operativos 3
2. Resumen de Resultados Financieros 5
3. Activos 6
4. Análisis de resultados consolidados 7
5. Actualización operativa del cuarto trimestre del 2012 [*4Q2012”] 8
6. Desarrollos Estratégicos 11
7. Reservas de Petróleo y Gas 13
8. Perspectiva 2013 14
9. Estado de Resultados Consolidados 15
10. Glosario 18
2012 – Reporte de Resultados
1. Destacados financieros y operativos
($ millones) 4012 4011 % Var. 2012 2011 % Var.
Ingresos 68,3 37,7 81% 250,5 111,56 124%
Petróleo 63,3 28,0 126% 221,6 73,5 201%
Gas 5,1 9,7 -47% 28,9 38,1 -24%
Chile 32,7 37,4 -13% 149,9 110,1 36%
Colombia 35,6 – 99,5 –
Argentina 0,1 0,3 -71% 1,1 1,5 -29%
EBITDA Ajustado 26,6 22,2 20% 121,4 63,4 92%
Chile 17,2 26,1 -34% 93,9 70,4 33%
Colombia 10,2 – 34,5 –
Argentina, Corporativo 8 Otros -0,8 -3,9 79% -7,0 -7,0 0%
Margen EBITDA ajustado (%) 38,9% 58,7% 48,5% 56,8%
Ingreso neto -6,0 3,7 -263% 18,4 5,1 264%
Margen ingreso neto (%) -8,7% 9,7% 7,4% 4,5%
Flujo de Caja Neto de Operaciones 30,6 18,9 62% 131,8 68,8 92%
Media Ponderada de las acciones
(millones) 42,7 41,9
Ganancias por Acción Diluidas [“EPS”] ($) 0,269 0,001
Precio de la acción (en £ a diciembre) 647,5 440,0
Volumen promedio comercializado a diario
($ ‘000) 89,9 196,1
Producción (promedio en boepd) 10.627 8.710 11.276 7.593 49%
Chile 6.558 8.637 7.802 7.511 4%
Colombia 4.027 – 3.411 – N/A
Argentina 42 73 63 82 -23%
Reservas P1 (MMBOE) 18,7 16,5 13%
Reservas P1 + P2 56,9 49,5 15%
Reservas P1 + P2 + P3 114,4 106,9 7%
% Petróleo / Ingresos 92,6% 74,4% 88,5% 65,9% 34%
% Gas / Ingresos 7,4% 25,6% 11,5% 34,1% -66%
Ratio de Reservas 2P/Producción (Años) 14,4 17,9 -19%
. Los ingresos aumentaron un 124%: El total de los ingresos aumentaron a US$250 millones en el 2012,
desde US$112 millones en el 2011; principalmente, debido a un aumento en la producción de petróleo en
Chile y la incorporación de la nueva producción de Colombia, parcialmente compensado por los menores
ingresos correspondientes al gas. Los ingresos de petróleo de las operaciones chilenas aumentaron en un
68% a US$121 millones. Las operaciones colombianas incorporaron ingresos de petróleo adicionales de
US$99 millones. Los ingresos del petróleo representaron 88% de los ingresos totales. Los ingresos de las
operaciones colombianas se registran desde la fecha de la adquisición, y por ende no representan la
producción total del 2012 de los activos relevantes.
3
2012 – Reporte de Resultados
EBITDA ajustado aumentó un 92%: El EBITDA ajustado (ganancias ajustadas antes de calcular intereses,
impuestos, depreciación, amortización y determinados ítems que no son en efectivo, como descuentos y
pagos basados en la participación en el capital social) aumentó a US$121 millones en el 2012 en comparación
con los US$63 millones del 2011. Además, el flujo de caja de las actividades operativas en el 2012 aumentó
en un 91% a US$132 millones desde US$69 millones en el 2011.
Los netbacks aumentaron un 35%: los netbacks por boe aumentaron a US$30,8 en el 2012 en comparación
con los US$22,9 por boe en el 2011, reflejando una mayor participación del petróleo en el mix de producción
de GeoPark así como también la incorporación de las operaciones colombianas en la cartera.
Aumento significativo en el ingreso neto: el ingreso neto aumentó a US$18 millones en el 2012 en
comparación con los US$5 millones registrados en el 2011. El crecimiento en resultados netos se relaciona
principalmente con una mejora en los resultados operativos que aumentaron a US$41 millones en el 2012
(incluyendo US$8,5 millones provenientes de las nuevas operaciones colombianas) en comparación con los
US$26 millones en el 2011, a pesar del incremento en los costos de write offs en el valor de US$ 25,6
millones en 2012, en comparación a US$ 5,9 millones en 2011. Además, se reconoció una ganancia de
US$8,4 millones relacionada con la adquisición de las subsidiarias colombianas.
Aumento de un 25% del total del capital: el total del capital aumentó a US$312 millones a diciembre del
2012, en comparación con los US$251 millones a diciembre del 2011. Además del ingreso neto generado
durante el año, el capital neto aumentó debido a aportes de capital realizados por LGl en Chile.
Recursos de caja disponibles: GeoPark tenía US$48 millones en caja y equivalentes de caja hacia finales
del 2012 (US$38 millones netos de descubiertos) con un ratio de liquidez de 1,28x (los activos actuales
divididos por los pasivos actuales) y una deuda financiera total de US$193 millones. A 31 de marzo del 2013,
posterior a la emisión de US$300 millones en títulos de deuda, el total de caja aumentó a US$179 millones.
La producción total aumentó un 49%: La media de la producción fue de 11.276 “boepd” en el 2012 en
comparación con los 7.593 boepd en el 2011, como resultado del aumento de 291 boepd en la producción en
Chile (incluyendo el aumento de 65% de la producción de petróleo parcialmente compensado por la
disminución de la producción de gas) y de la adición de 3.411 bopd en Colombia.
El éxito en la perforación fue del 57%: el programa de GeoPark de perforación de 44 pozos en el 2012
representó el balance entre la exploración, evaluación y desarrollo. 36 pozos (operados por GeoPark) fueron
perforados logrando una tasa de éxito del 57%.
Aumento del 15% en las reservas 2P: Las reservas 2P aumentaron un 15% en comparación al 2011,
alcanzando 56,9 Mmboe.
El CAPEX anual alcanzó los US$198 millones: GeoPark invirtió US$ 198 millones durante el año de 2012.
Además, se invirtieron US$105 millones en la adquisición de las operaciones colombianas.
2012 – Reporte de Resultados
2. Resumen de Resultados Financieros
Declaración de Ingresos
(millones USD) 4712 4T11 % Camb. 2012 2011 % Camb.
“Ingresos 68,3 37,7 81,2% 250,5 111,6 124,5%
Costos de producción (40,6) (17,8) 128,1% (129,2) (54,5) 137,1%
Ganancia Bruta 27,8 19,9 39,3% 121,2 57,1 112,5%
Ganancia de operación 49 11,2 -56,4% 40,7 25,8 58,0%
Ingresos financieros 0,5 (0,2) -364,0% 0,9 0,2 350,0%
Gastos financieros (3,0) (2,7) 9,9% (17,2) (13,7) 25,7%
Ganancia en adquisición (0,2) – 84 –
Ganancia antes de imp. a las ganancias 22 8,3 -13,1% 32,8 12,3 167,7%
Impuesto a las ganancias (8,1) (4,6) 76,4% (14,4) (7,2) 99,8%
Ganancias (6,0) 3,7 -262,7% 18,4 5,1 264,4%
Atribuibles a:
Dueños de la compañía (6,0) 04 -1548,7% 11,9 0,5 2099,8%
Participación no mayoritaria 0,0 3,7 -100,0% 66 50 31,1%
Balance general
L—] (millones USD) ____ Die-12 _ _ _Die1M1 2222 Die2 ___ Diet _
Activos no corrientes 490 234 Pasivos no corrientes 209 157
Prop. Planta y Equip. 458 225 Préstamos 165 135
Otros no corrientes 33 9 Otros pasivos no corrientes 43 23
Activos corrientes 138 238 Pasivos corrientes 107 64
Efect. y equiv. en efect. 48 194 Préstamos 28 31
Prepagos y otras cuentas a cobrar s 50 25 Cuentas comerciales y otras cuentas a pagar 55 29
Activos disponibles para la venta – – Otros pasivos corrientes 25 5
Cuentas comerciales por cobrar 32 16 PASIVOS TOTALES 316 222
Inventarios 4 1 Dueños de la compañía 239 209
Otros activos corrientes 3 3 Participación no mayoritaria 73 42
PATRIMONIO TOTAL 312 251
ACTIVOS TOTALES 628 472 PATRIMONIO Y PASIVOS TOTALES 628 472
2012 – Reporte de Resultados
Unidades Dic-12 Dic-11 Límite de Covenant
“Deuda financiera bruta. 7 millonesUSD 193,0. – 1653
Deuda financiera neta millones USD 144,7 (28,4)
Deuda/Patrimonio financieros netos veces 0,46x nd
Deuda bruta/EBITDA ajustada veces 1,59x 2,61x 2,75x
Índice de cobertura veces 7,06x 4,63x 3,50x
Pasivos/Patrimonio veces 1,01x 0,88x
Deuda financiera neta/EBITDA ajustada veces 1,19x nd
Pasivos corrientes % 34,0% 29,1%
Pasivos no corrientes % 66,0% 70,9%
Efect. y equiv. en efect. millones USD 48,3 193,7
Patrimonio millones USD 312,1 250,7
Ss vesiacod a Are hc paltobié rola *% petróleo. Pa Peter
11.3(5
28
20
Participación.
Millones de barriles de petróleo equivalente.
Barriles de petróleo equivalente por día.
La fase de exploración ha terminado. Actualmente está en fase de producción.
En noviembre de 2012, devolvimos aprox. 85,6% de la concesión Del Mosquito a la Provincia de
Santa Cruz; lo que resulta en un área restante de explotación de 17.300 acres.
NANA
2012 – Reporte de Resultados
EI SV EOS
En el 2012 los ingresos fueron de US$250 millones, mostrando un aumento del 124% en comparación con el
2011. Esto se debió principalmente a la adquisición colombiana y al cambio en el mix en relación al petróleo en las
operaciones chilenas. En Chile, la producción total del petróleo aumentó un 65%, logrando así un promedio de
4.024 bopd. La adquisición de dos compañías en Colombia aumentó la producción en 3.408 bopd. Los ingresos del
negocio colombiano alcanzaron los US$99 millones. Los ingresos de las subsidiarias colombianas fueron
representados desde la fecha de adquisición (febrero y marzo de 2012, respectivamente).
La Ganancia Bruta para el año fue de US$121,2 millones produciendo un aumento interanual del 113% y un
margen bruto del 48,4%. El margen bruto disminuyó levemente desde el 51% del 2011 debido a la consolidación
de las adquisiciones colombianas, mayores regalías de Colombia y la depreciación acelerada de los activos del
bloque Del Mosquito.
Los costos de exploración aumentaron principalmente por dos factores: la devolución de parte del bloque Del
Mosquito y las deducciones relacionadas con los pozos exploratorios que no obtuvieron éxito (cinco en Chile y tres
en Colombia) comparado con tres pozos sin éxito en el 2011.
Los gastos administrativos aumentaron un 58,5% debido a la incorporación de las operaciones colombianas por
la suma de $8,1 millones y mayores costos asociados a desarrollos de nuevos negocios.
Los gastos de venta alcanzaron los US$24,6 millones, reflejando un aumento debido a costos de transporte más
altos en nuestras operaciones colombianas.
La Compañía registró en 2012 un EBITDA ajustado histórico de US$121 millones, un aumento del 92% en
comparación al 2011. El EBITDA ajustado de 2012 representa el EBITDA generado por el negocio en Colombia
desde la fecha de adquisición. El EBITDA ajustado, calculado en una base pro forma considerando el EBITDA
ajustado del negocio colombiano como si estas operaciones hubiesen sido adquiridas al 01 de enero de 2012,
hubiese alcanzado US$132 millones. Chile representó US$93,9 millones, un aumento del 33%. Colombia
representó US$34,5 millones y la diferencia corresponde a resultados de las operaciones argentinas y de gastos
corporativos.
La Depreciación y la Amortización aumentaron principalmente debido a la incorporación de las operaciones
colombianas. En Chile, en el Bloque Fell, el costo de depreciación representa aproximadamente US$9 por boe
producido. En Colombia, el costo de depreciación varía entre US$13 y US$16 por boe en los distintos yacimientos
operados.
Los gastos financieros aumentaron principalmente debido a intereses más altos resultantes del acuerdo de
financiamiento por US$37,5 millones cerrado con el Banco ltaú BBA y una pérdida de US$2,5 millones que resultan
de diferencias cambiarias.
2012 – Reporte de Resultados
Ganancia en la adquisición de compañías subsidiarias. Tomando por base el método contable de
adquisiciones, el costo de la adquisición de las dos compañías colombianas se asignó a los activos subyacentes
adquiridos y los pasivos fueron asumidos principalmente en base al valor estimado el día de la compra. Un enfoque
de renta (el valor neto actual de flujos de caja esperados a futuro) fue adoptado para determinar los valores
razonables del interés mineral. Bajo esa metodología, se reconoció una ganancia de US$8,4 millones.
El ingreso neto aumentó un 264% alcanzando los US$18,4 millones. El ingreso neto total atribuible a los dueños
de la Compañía alcanzó los US$11,9 millones, que se traduce en un “EPS” diluido de USc0,2693 contra
USc0,0012 en el 2011. El margen neto consolidado aumentó a 7,4% contra el 4,5% obtenido en el 2011.
AE to TENER AMIA IL A
Los logros clave alcanzados durante el 4T (“cuarto trimestre”) del año 2012 incluyen:
Aumento de la producción de Petróleo y Gas
La producción de petróleo y gas aumentó un 22% a 10.627 barriles de petróleo equivalente por día (“boepd”) en el
4T 2012 comparado con 8.710 boepd en el 4T 2011. La producción de petróleo crudo aumentó un 110% a 7.939
barriles de petróleo por día (“bopd”) en el 4T 2012 comparado con 3.783 bopd en el 4T 2011. La producción
promedio del 1T 2013 fue de aproximadamente 13.500 boepd.
Éxito de perforación en Chile y Colombia
Los pozos clave perforados y puestos en producción en el Bloque Fell en Chile durante el cuarto trimestre de 2012
incluyen:
> Yagan 2 (en la actualidad produciendo aproximadamente 610 bopd)
> Konawentru 4 (en la actualidad produciendo aproximadamente 900 bopd)
> Yagan 4 (en la actualidad produciendo aproximadamente 600 bopd)
Los pozos clave perforados y puestos en producción en el Bloque Llanos 34 en Colombia incluyen:
> Tua3 (en la actualidad produciendo aproximadamente 1.100 bopd)
> Tua2 (en la actualidad produciendo aproximadamente 1.700 bopd)
Programa de perforación y trabajo del cuarto trimestre de 2012
El programa de trabajo de GeoPark para el 2012 incluyó la perforación de 44 nuevos pozos (bruto) con una
inversión de capital de más de US$ 195 millones. El programa de perforación en el 4T 2012 se centró
principalmente en la evaluación de reservas y desarrollo en Chile y Colombia. Los resultados son los siguientes:
2012 – Reporte de Resultados
Profundi
País Bloque Particip.(1) Pozo Tipo de pozo Formación O nncia actual
geológica principal
(Mts.)
Pozos perforados en el 4T 2012
Chile Fell 100% Yagán 2 Avanzada Tobífera 3,126 Petróleo En producción
Chile Fell 100% Konawentru 4 Avanzada Tobífera 3,102 Petróleo En producción
Chile Fell 100% Yagán Norte 4 Desarrollo Tobífera 3,105 Petróleo Enproducción
Chile Fell 100% Manekenk 2 Desarrollo Tobífera En perforación
Ala espera de
Chile Fell 100% Konawentru 3 Desarrollo Tobífera terminación
Ala espera de
Chile Tranquilo 29% Marcou Sur 1 Exploración Loreto Inferior 1,496 Gas terminación
Ala espera de
Chile Tranquilo 29% Palos Quemados 1 Exploración Loreto Superior 1,600 Gas terminación
Ala espera de
Chile Tranquilo 29% Ea Ma Antonieta 1 Exploración ElSalto Inferior 1,191 Gas terminación
Colombia Llanos 32 (1) 10% Maniceño 1 Sumiderp – Inyectando en C1
Colombia Llanos 34 45% Tua3 Desarrollo Mirador/Guadalupe 3,276 Petróleo Enproducción
Colombia Arrendajo (1) 10% Azor 3 Desarrollo c5 2,033 Petróleo Enproducción
Terminaciones/Workovers en el
4T2012 Tapado €
Chile Otway 25% Tatiana 1 Terminación Agua Fresca 2,202 Gas abandonado
Ala espera de
Chile Fell 100% Nika Oeste 4 Terminación – Springhill / Tobifera 3,204 Gas fractura
Chile Fell 100% Kosten 1 Workover Springhill Gas En producción
Ala espera de
Chile Fell 100% Ovejero 2 Profundización Tobifera 3,184 Petróleo fractura
Convertido en
Chile Fell 100% Guanaco 10 Workover Springhill Petróleo inyector
Chile Fell 100% Maku 1 Workover Springhill Gas En producción
Chile Fell 100% Guanaco 16 Workover Springhill Petróleo En producción
Chile Fell 100% Alakaluf 3 Workover Springhill Petróleo Inyector
Colombia Llanos 34 45% Tua2 Terminación Guadalupe 3,374 Petróleo Enproducción
Colombia Arrendajo 10% Azor 2 Terminación c5 1,947 Petróleo Enproducción
Aspectos destacados de la perforación:
> El pozo de avanzada Yagan 2 en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con una participación del
100%) fue puesto en producción desde la formación Tobífera en noviembre de 2012 y actualmente está
produciendo aprox. 610 bopd.
> El pozo de avanzada Konawentru 4 en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con una participación
del 100%) fue puesto en producción desde la formación Tobífera en noviembre de 2012 y actualmente está
produciendo aprox. 900 bopd.
> Elpozo de avanzada Yagan Norte 4 en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con una participación
del 100%) fue puesto en producción desde la formación Tobífera en diciembre de 2012 y actualmente está
produciendo aprox. 600 bopd.
> El pozo de avanzada Manekenk 2 en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con una participación
del 100%) fue perforado y está a la espera de terminación y prueba en las formaciones Tobífera y
Springhill.
> El pozo de desarrollo Konawentru 3 en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con una participación
del 100%) fue perforado y está a la espera de terminación y prueba en la formación Tobífera.
9
2012 – Reporte de Resultados
V
V
V
V
V
El pozo de exploración Tatiana 1 en el Bloque Otway en Chile (operado por GeoPark con una participación
del 25%) fue perforado y terminado en diciembre de 2012. El pozo encontró gas en el objetivo pero con un
ajustado reservorio (baja permeabilidad) y sin producción comercial. Se tapó y se abandonó el pozo.
El pozo de avanzada Tua 3 en el Bloque Llanos 34 en Colombia (operado por GeoPark con una
participación del 45%) fue puesto en producción desde la formación Mirador en diciembre de 2012 y
actualmente está produciendo aprox. 1.100 bopd bruto.
El pozo de avanzada Tua 2 en el Bloque Llanos 34 en Colombia (operado por GeoPark con una
participación del 45%) fue puesto en producción desde la formación Guadalupe en diciembre de 2012 y
actualmente está produciendo aprox. 1.700 bopd bruto.
El pozo de avanzada Azor 2 en el Bloque Arrendajo en Colombia (no operado, con una participación del
10%) fue puesto en producción desde la formación C5 en octubre de 2012 y actualmente está produciendo
aprox. 580 bopd bruto.
El pozo de avanzada Azor 3 en el Bloque Arrendajo en Colombia (no operado, con una participación del
10%) fue puesto en producción desde la formación C5 en diciembre de 2012 y actualmente está
produciendo aprox. 490 bopd bruto.
Producción de petróleo y gas
La producción diaria promedio de petróleo y gas de GeoPark aumentó a 10.627 boepd en el 4T 2012 comparado
con un promedio de 8.710 boepd en el 4T 2011. Este incremento fue resultado del crecimiento de la producción
de petróleo en Chile (de 3.723 bopd a 3.879 bopd) y de la nueva producción en los activos colombianos
adquiridos (4.018 bopd). La producción de petróleo representó el 75% de la producción total de petróleo y gas
comparada con el 43% del 4T 2011.
Cuarto Trimestre 2012 Cuarto Trimestre 2011
A Total (boepd)_ _ _ _Petróleo!) __.__. Gas(mcfpd) _ Total (boepd) _ %Camb.
Chile 6.558 3.879 16.080 3.637 24%
Colombia 4.027 4.018 50 – N/D
Argentina 42 42 – 73 42%
TOTAL 10.627 7.939 16.130 8.710 22%
Año completo 2012 Año completo 2011
22 ——Jotfalíboepd)_ __Oil(Bopd)_ _ _ _Gas(mcfpd) __ Total (boepd) _Y%.Camb._
Chile 7.802 4.024 22.665 7.511 4%
Colombia 3.411 3.408 50 – N/D
Argentina 63 48 85 82 -23%
TOTAL 11.276 7.480 22.800 7.593 49%
En conformidad con las reglas del AIM, la información contenida en este comunicado ha sido revisada
por Salvador Minniti, geólogo con 32 años de experiencia en petróleo y gas y Director de Exploración de
GeoPark.
10
2012 – Reporte de Resultados
ID PSI Ss
Alianza con LGl
El 12 de marzo del 2010, LGl y la Compañía acordaron formar una alianza estratégica para adquirir y desarrollar en
conjunto proyectos de exploración y producción de petróleo y gas en América Latina.
En el 2011, GeoPark y LGl celebraron los siguientes acuerdos en los cuales LGl adquiere una participación
accionaria en el negocio chileno del grupo:
. El 20 de mayo del 2011, la Compañía (a través de sus subsidiarias de propiedad exclusiva GeoPark Chile
Agencia en Chile y GeoPark Chile S.A.) y LGl firmaron un acuerdo de suscripción en el cual LGl suscribió
10 millones de acciones ordinarias representando una participación accionaria del 10% en GeoPark Chile
S.A., la sociedad propietaria de los activos chilenos, por un monto total de $70 millones.
. El 4 de octubre del 2011, se firmó un anexo al acuerdo con fecha del 20 de mayo del 2011, en el cual LGl
suscribió 12,5 millones de acciones ordinarias en GeoPark Chile S.A por un monto de $78 millones, que
representan un 10% adicional.
Las transacciones mencionadas con anterioridad han sido consideradas como ventas; de acuerdo al IAS 27 se
reflejará como una transacción de interés no controlable. Como consecuencia, la ganancia de US$111,2 millones
fue identificada como capital en lugar de ser considerada en la declaración de ingresos anual. Bajo los términos del
presente acuerdo, LGl también se comprometió a proveer financiamiento de capital adicional de US$18 millones a
GeoPark Chile S.A. en los próximos tres años, representando la parte de LGl en los compromisos asumidos por
GeoPark Chile S.A. bajo el programa de trabajo mínimo de las tres licencias de Tierra del Fuego.
En diciembre del 2012, LGI también se unió a las operaciones de GeoPark en Colombia por medio de la
adquisición de una participación de 20% en GeoPark Colombia S.A., una sociedad tenedora de los activos
colombianos de GeoPark e incluye participaciones en 10 bloques de hidrocarburos. En el 2013 se realizó un aporte
de capital en GeoPark Colombia S.A. por $14,9 millones. Además, como parte de la transacción, se transfirieron $5
millones de manera directa a la subsidiaria colombiana a modo de préstamo. En marzo del 2013, GeoPark y LGl
anunciaron su acuerdo de extender su alianza estratégica para armar una cartera de activos de exploración y
producción de petróleo y gas en toda América Latina hasta el 2015.
Acuerdo con Methanex
En marzo del 2012, la Compañía y Methanex firmaron un tercer anexo y modificación al Acuerdo de Suministro de
Gas para incentivar el desarrollo de reservas de gas. Por medio del nuevo acuerdo, la Compañía completó la
perforación de cinco nuevos pozos de gas en el 2012. Methanex contribuyó con el costo de la perforación de los
pozos para mejorar la economía del proyecto. Al 31 de diciembre, la Compañía había cumplido todos los
compromisos asumidos en este acuerdo.
El Acuerdo también incluía compromisos mensuales de entregar un determinado volumen de gas. En caso de no
lograrlo, la Compañía podría cumplir el compromiso a través de entregas futuras sin penalidades por un período de
tres meses. En caso contrario, la Compañía tiene que asumir la responsabilidad que le corresponde. Al 31 de
diciembre del 2012, la penalidad acumulada asciende a los $1,7 millones.
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2012 – Reporte de Resultados
Mercado del Gas
La Corporación Methanex, la cual compra toda la producción de gas chilena de GeoPark, anunció que espera
ralentizar su operación en Chile en marzo del 2013 y retomarla más adelante en el año debido a la prevista
insuficiencia en el suministro de gas natural. Se espera la disminución en el suministro de gas natural para la planta
durante los meses del invierno del 2013 debido al aumento en la demanda estacional en la ciudad de Punta
Arenas, que se encuentra 100% suministrada por la Compañía Estatal de Petróleo ENAP, cuya producción de gas
es suplementaria al suministro de gas realizado por GeoPark a la planta de Methanex.
Sin embargo, la planta todavía está operativa debido a que, de acuerdo a información pública, Methanex está
recibiendo gas desde Argentina bajo condiciones no divulgadas. A pesar de la ralentización temporaria de sus
operaciones en Chile, Methanex acordó continuar comprando gas a GeoPark durante 2013, conforme a los
volúmenes mínimos de gas a los que se comprometió en el Acuerdo de Venta de Gas.
Reestructuración de la cartera
En Argentina, en noviembre del 2012, GeoPark entregó aproximadamente el 85,6% de la concesión Del Mosquito a
la provincia de Santa Cruz; lo que configura un área de explotación restante de 17.300 acres.
En Chile, en enero del 2013, GeoPark formalmente informó al Ministerio de Energía la decisión de los socios del
Joint Venture del Bloque Tranquilo de no proceder con el Segundo Período Exploratorio previsto en el CEOP del
mencionado Bloque. GeoPark y sus socios devolverán el Bloque Tranquilo, con excepción de un área de 92.417
acres que está formada por las zonas de explotación protegidas para los prospectos de Cabo Negro, Marcou Sur,
María Antonieta y Palos Quemados
Emisión de bonos
En febrero del 2013, la compañía exitosamente colocó US$300 millones en bonos que fueron ofrecidos bajo la
Norma144A y exenciones del Reglamento S de las leyes de Valores de los Estados Unidos de América.
Los Bonos, emitidos por la subsidiaria que es propiedad exclusiva de la Compañía, GeoPark Latin America Limited
Agencia en Chile (en adelante “la Emisora”) fueron cotizados en 99,332% y llevarán un cupón de 7,50% por año a
un rendimiento de 7,625% anual. El vencimiento final de los bonos será el 11 de febrero del 2020.
Los bonos están garantizados por GeoPark y asegurados con una prenda de todas las participaciones de capital
del Emisor en GeoPark Chile S.A. y GeoPark Colombia S.A., además de la prenda de determinados préstamos
entre sociedades. Los bonos fueron clasificados B por Standard 8 Poor’s como por Fitch Ratings.
Los ingresos netos provenientes de los bonos serán empleados para financiar los planes de expansión de la
Compañía en la región y también para pagar la deuda existente de aproximadamente US$170 millones, incluyendo
los actuales bonos Reg S que vencen en el 2015. La transacción extiende significativamente el vencimiento de la
deuda de GeoPark, permitiéndole a la Compañía asignar más recursos a sus programas de inversión y crecimiento
inorgánico en los próximos años.
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2012 – Reporte de Resultados
7. Reservas de Petróleo y Gas
DeGolyer and McNaughton (“D8M”) concluyeron su certificación independiente de reservas de los
yacimientos activos de GeoPark en Chile y Colombia con fecha 31 de diciembre del 2012, con reservas 2P
estimadas en 56,9 millones de barriles de petróleo equivalente, que contienen 49% petróleo y 51% gas.
Estos números consideran una deducción de las reservas argentinas debido a la falta de actividad y
proximidad del final de la concesión.
RESERVAS 2012
c PETRÓLEO Gas BOE
País Tipo de (MMBBL) (BCF) (MMBOE)
Chile P1 5,5 39,4 120
(Certificado) P2 109 1350 334
P3 108 2535 53,1
P1+P2 16,3: 1744 454
P1+P2+P3 272 4279 985
Colombia P1 6,7 – 6,7
(Certificado) P2 48 – 48
P3 4,5 – 4,5
P1+P2 14 – 14
P1+P2+P3 159 – 159
Total P1 121 394 187
P2 157 135.0 38,2
P3 153 2535 575
P1+P2 278 1744 56,9
P1+P2+P3 431 4279 1144
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2012 – Reporte de Resultados
SAN EEE
GeoPark comenzó 2013 en sólidas bases:
e Registro continuo de desempeño relacionado a ejecución y crecimiento,
e Capacidades y organización mejoradas,
e Situación financiera saludable como resultado de significativas reservas de caja y flujos de caja
operativos de soporte,
e Cartera mayor de nuevas oportunidades de proyectos.
Durante 2013, la Compañía espera realizar importantes avances en desempeño operacional y financiero
siguiendo un fuerte plan de inversiones, que incluye:
e Programas de trabajo de riesgo balanceado en producción, desarrollo y exploración en 16
bloques en 2 países (Chile y Colombia),
e Inversiones de capital de US$200-230 millones,
e Perforación de 35-45 nuevos pozos – con aproximadamente 40% destinados a exploración de
nuevas reservas,
e Proyección del EBITDA para dentro del rango de $160 MM – $170 MM,
+ Aumento de la producción media anual entre 20% a 25% sobre la producción media del 2012.
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2012 – Reporte de Resultados
9. Estados de Resultados Consolidados
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
Cifras en miles de US$ 2012 2011
Ingresos netos 250.478 111.580
Costos de producción (129.235) (54.513)
Ganancia bruta 121.243 57.067
Costos de exploración (27.890) (10.066)
Gastos administrativos (28.798) (18.169)
Gastos de comercialización (24.631) (2.546)
Otros ingresos (gastos) operativos 823 (502)
Ganancia operativa 40.747 25.784
Ingresos financieros 892 162
Gastos financieros (17.200) (13.678)
Ganancia en la adquisición de sociedades 8.401 –
Ganancia antes del impuesto a las ganancias 32.840 12.268
Impuesto a las ganancias (14.394) (7.206)
Ganancia del ejercicio 18.446 5.062
Atribuíble a:
Accionistas de la Compañía 11.879 54
Interés no controlante 6.567 5.008
Ganancia básica por acción (en US$) atribuíble a los
accionistas de la Compañía 0,2784 0,0013
Ganancia diluída por acción (en US$) atribuíble a los
accionistas de la Compañía 0,2693 0,0012
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2012 – Reporte de Resultados
DECLARACION CONSOLIDADA DE LA POSICION FINANCIERA
Cifras en miles de US$ 2012 2011
Activo
Activo no corriente
Bienes de uso 457.837 224.635
Impuestos pagados por adelantado 10.707 2.957
Otros activos financieros 7.791 5.226
Activo por impuesto diferido 13.591 450
Anticipos y otros créditos 510 707
Total del activo no corriente 490.436 233.975
Activo corriente
Otros activos financieros – 3.000
Bienes de cambio 3.955 584
Créditos por ventas 32.271 15.929
Anticipos y otros créditos 49.620 24.984
Impuestos pagados por adelantado 3.443 147
Efectivo y equivalentes de efectivo 48.292 193.650
Total del activo corriente 137.581 238.294
Total del activo 628.017 472.269
Patrimonio neto
Capital atribuíble a los accionistas de la Compañía
Capital accionario 43 43
Prima de emisión 116.817 112.231
Reservas 128.421 115.164
Resultados no asignados (5.860) (18.549)
Atribuíble a accionistas de la Compañía 239.421 208.889
Interés no controlante 72.665 41.763
Total del patrimonio neto 312.086 250.652
Pasivo
Pasivo no corriente
Préstamos 165.046 134.643
Provisiones por otros pasivos 25.991 9.412
Pasivo por impuesto diferido 17.502 13.109
Total del pasivo no corriente 208.539 157.164
Pasivo corriente
Préstamos 27.986 30.613
Pasivo por impuesto a las ganancias 7.315 187
Deudas comerciales y otras deudas 54.890 28.535
Provisiones por otros pasivos 17.201 5.118
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2012 – Reporte de Resultados
Total del pasivo corriente 107.392 64.453
Total del pasivo 315.931 221.617
Total del patrimonio neto y del pasivo 628.017 472.269
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO
Cifras en miles de US$ 2012 2011
Flujo de efectivo de las actividades operativas
Ganancia del ejercicio 18.446 5.062
Ajustes por:
Impuesto a las ganancias del ejercicio 14.394 7.206
Depreciación del ejercicio 53.317 26.408
Resultado por venta de bienes de uso, planta y equipos 546 2.010
Baja por esfuerzos no exitosos 25.552 5.919
Pérdida por desvalorización – 1.344
Intereses devengados por préstamos 12.478 11.130
Amortización de otros pasivos no corrientes (2.143) (1.038)
Descuento del pasivo por remediación ambiental 1.262 350
Devengamiento de pagos basados en acciones 5.396 5.298
Diferencia de cambio generada por préstamos 35 (15)
Ganancia en la adquisición de sociedades (8.401) –
Ingresos diferidos 5.550 5.000
Pago de Impuesto a las ganancias (408) –
Variación en el capital de trabajo 5.778 89
Flujo de efectivo generado por las actividades operativas 131.802 68.763
Flujo de efectivo de las actividades de inversión
Pago por adquisición de bienes de uso (198.204) (98.651)
Adquisición de sociedades, neto del efectivo incorporado (105.303) –
Compra de activos financieros – (2.625)
Flujo de efectivo utilizado en las actividades de inversión (303.507) (101.276)
Flujo de efectivo de las actividades de financiación
Toma de préstamos 37.200 9.668
Ingresos por transacciones con el Interés no controlante 12.452 142.000
Pago de capital de préstamos (12.382) (9.150)
Pago de intereses (10.895) (10.779)
Flujo de efectivo generado por las actividades de financiación-neto 26.375 131.739
(Disminución) aumento neto de efectivo y equivalentes de efectivo (145.330) 99.226
Efectivo y equivalentes de efectivo al 1 de enero 183.622 84.396
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio 38.292 183.622
El saldo de efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio
se compone de la siguiente manera:
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2012 – Reporte de Resultados
Efectivo en bancos 48.268 193.642
Efectivo disponible 24 8
Descubiertos bancarios (10.000) (10.028)
Efectivo y equivalentes de efectivo 38.292 183.622
10. Glosario
Glosario
boe barriles de petróleo equivalente
boepd barriles of petróleo equivalente por día
bopd barriles de petróleo por día
CEOP Contrato Especial de Operaciones Petroleras
mmboe millones de barriles de petróleo equivalente
mcfpd miles de pies cúbicos por día
mm3/día miles de metros cúbicos por día
EPS ganancias por acción
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Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=4dde78e1f99758dcb9091dc2b6129df4VFdwQmVFMTZRVEJOUkVGNlRrUm5NMDlSUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
