==
al
GEOPARK
Santiago, 10 de diciembre de 2013
Geopark 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 29 de noviembre de
2013, en el Alternative Investment Market, mercado secundario de la London Stock
Exchange, en donde mediante un comunicado de prensa se informa los resultados
operacionales y financieros de la Compañía correspondientes al tercer trimestre de
2013.
La información adjunta consiste en la traducción al idioma
español, contenida en veintisiete páginas, del comunicado de prensa de veintisiete
páginas en idioma inglés publicado el día 29 de noviembre del presente año en esta
Superintendencia. Con respecto a la traducción del comunicado al idioma español,
se informa que la misma será publicada en esta Superintendencia dentro de los
próximos días.
Sin otro particular, saluda atentamente a Usted,
Í Pedro Aylwin Chiorfíni
“ / pp. GEOPARK LIMITED
Nuestra Señora de los Ángeles 179 – Las Condes, Santiago – Chile
Tel. (+56 2) 2429600 – infoWgeo-park.com – www.geo-park.com
1
E
GEOPARK
RESULTADOS OPERATIVOS Y FINANCIEROS TRIMESTRALES
PARA EL PERIODO DE NUEVES MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2013
Resumen operativo*
e La producción de petróleo aumentó un 57% a 11.7163 bopd (barriles de petróleo
por día) en el 3T 2013 en comparación con el 3T 2012.
e La producción total de petróleo y gas aumentó un 21% a 12.992 boepd (barriles de
petróleo equivalente por día) en el 3T 2013 con respecto al 3T 2012.
e Nuevos descubrimientos de gas: Yacimiento de gas Cerro Sutlej en el Bloque Fell,
Chile
+ Pozo de exploración perforado Tigana 1 en Llanos 34, Colombia para ser probado
en el 4T 2013.
Resumen financiero*
e Los ingresos aumentaron un 49% a US$89,7 millones en el 3T 2013 en
comparación con el 3T 2012.
e Las ganancias brutas aumentaron un 57% a US$41,0 millones en el 3T 2013 con
respecto al 3T 2012.
e Aumento del EBITDA ajustado: 33% a US$125,9 millones (al 30 de septiembre de
2013).
e Situación de liquidez de US$104,8 millones.
* Las cifras operativas y financieras no incluyen los resultados de la nueva adquisición brasileña, lo que se estima completar en el 4T 2013 o 1T 2014.
Resumen estratégico
+ Alianza estratégica con Tecpetrol para identificar, estudiar y adquirir
potencialmente oportunidades de petróleo y gas upstream en Brasil.
+ Inscripción en proceso ante la Comisión de Valores y la Bolsa de los Estados Unidos
[SEC en inglés] para considerar un mercado público alternativo a fin de obtener
capital adicional y una mayor flexibilidad financiera.
GeoPark es una empresa latinoamericana de exploración, operación y consolidación de
petróleo y gas con activos y producción en Chile, Colombia, Argentina y Brasil.
CONTACTOS:
Andrés Ocampo
Pablo Ducci
Tel: +56 2 22429600 – correo electrónico: irWgeo-park.com
Santiago, Chile
www.geo-park.com/ir
RESUMEN OPERATIVO
Producción trimestral
En el 3T 2013, la producción de petróleo y gas aumentó un 21% a 12,992 boepd (3T 2012:
10.694 boepd).
La producción de petróleo crudo aumentó un 57%, es decir, aumentó a 11.163 bopd en el 3T
2013 (3T 2012: 7.117 bopd) impulsado por un aumento en la producción en Colombia y Chile, lo
que representa un 86% y un 14% respectivamente.
La siguiente tabla muestra las cifras de la producción para el 3T 2013 en comparación con el 3T
2012. Además, incluye información proforma relativa a Brasil referida a la adquisición pendiente
de Rio das Contas (que tiene una participación en la operación del 10% en el yacimiento de gas
Manatí en alta mar), lo que se estima completar en el 4T 2013 o el 1T 2014.
Tercer trimestre 2013 Tercer trimestre 2012
Total Petróleo Gas (mcfpd) Total %
(boepd) (bopd) Pp (boepd) cambio
Chile 5.829 4.024 10.825 7.025 -17% (1)
Colombia 7.096 7.088 50 3.605 97%
Argentina 67 50 101 64 5%
Total 12.992 11.163 10.977 10.694 21%
Más:
Brasil 3.733 64 22.016
Total Pro-Forma 16.725 11.226 32.993
(1) La menor producción en Chile fue impulsada por una disminución del 25% en la producción de gas como
resultado del cierre provisorio de la planta Methanex desde abril hasta septiembre de 2013.
18.000
16.000 –
14.000
12.000 –
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
302012 302013
mBrazil (2) Gas moi
(2) La producción de Brasil se incluye como proforma. La producción y los resultados de los activos de Manatí se
explicarán después del cierre de la transacción, que se espera para el 4T 2013 o el 17 2014.
Producción en nueve meses
La producción de petróleo y gas natural aumentó un 14% a 13.148 boepd en el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (en comparación con 11.533 boepd al 30 de
septiembre de 2012). En este período, la producción de petróleo aumentó un 47% debido a una
mayor producción en Colombia, con un incremento del 81%, y en Chile, con un aumento del
19%. La producción de petróleo representó el 82% y el 64% de la producción total para el
período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 y de 2012.
Considerando la adquisición pendiente de Rio das Contas, de manera proforma, la Compañía
hubiera producido un promedio de 16.869 boepd durante los primeros nueve meses del año 2013
con Chile, Colombia y Brasil representando el 42%, 36% y 22% de la producción total
respectivamente y con el petróleo representando el 64% de esta producción total. Para el
período de nueves meses finalizado el 30 de septiembre de 2013, Rio das Contas produjo un
promedio de 3.721 boepd (incluyendo 98% de gas natural y 2% de petróleo).
Programa de trabajo y perforación
El programa de trabajo de GeoPark para el año 2103 incluye la perforación de 35-45 nuevos
pozos (brutos) con inversiones de capital de US$200-230 millones.
En el 3T 2013, la Compañía invirtió US$44,4 millones, incluyendo US$24,2 millones en Chile y
US$15,6 millones en Colombia.
En los primeros nueve meses de 2013, GeoPark perforó 32 nuevos pozos (23 de ellos son pozos
de exploración): 14 en Chile y 18 en Colombia. Además, la Compañía invirtió un total de
US$191,5 millones, incluyendo US$115,4 millones en Chile y US$71,5 millones en Colombia. Los
montos asignados a la exploración fueron US$111,3 millones al 30 de septiembre de 2013.
Programa de perforación del 3T 2013
En el 3T 2013, el programa de GeoPark incluyó la perforación de pozos de exploración, evaluación
y desarrollo, además de los pozos de acondicionamiento existentes, tal como se indica a
continuación:
Chile
La siguiente tabla muestra las actividades en Chile durante el 3T 2013, como también el estado
actual:
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Formación Profundidad Hidrocarburo
Bloque Participación Pozo Tipo de pozo geológica (metros) principal
Fell 100% Cerro Sutlej Norte 1 Exploración Tobifera 3.150 Gas
Fell 100% Molino Norte 1 Exploración Tobifera 3.130 Petróleo
Fell 100% Konawentru 7 Desarrollo Tobifera 3.145 Petróleo
Fell 100% Yagán Norte 9D Desarrollo Tobifera 3.110 Petróleo
Fell 100% Bump Hill 1 Acondicionamiento Tobifera 2.948 Petróleo
Fell 100% Yagán Norte 1 Acondicionamiento Tobifera 3.080 Petróleo
Fell 100% Guanaco 4 Acondicionamiento Tobifera 2.610
Estado actual
En producción
En evaulación
En producción
En producción
En producción
En producción
Petróleo Convertido a inyector
Aspectos destacados
El pozo de exploración Cerro Sutlej Norte 1 en el Bloque Fell (GeoPark operó con un 100%
de participación) se perforó a una profundidad de 3.150 metros y probó gas en la
formación Sprinhill. El pozo se puso en marcha con un índice actual de aproximadamente
4,2 mmcfpd de gas.
El pozo de exploración Molino Norte 1 en el Bloque Fell (GeoPark operó con un 100% de
participación) se perforó a una profundidad de 3.130 metros. Las pruebas iniciales
demostraron que es poco rentable y se están realizando más análisis.
El pozo de exploración Konawentru 7 en el Bloque Fell (GeoPark operó con un 100% de
participación) se perforó a una profundidad de 3.145 metros y probó petróleo en la
formación Tobifera. El pozo se puso en marcha con un índice actual de aproximadamente
360 bopd.
El pozo de exploración Yagán Norte 9-D en el Bloque Fell (GeoPark operó con un 100% de
participación) se perforó a una profundidad de 3.110 metros y probó petróleo en la
formación Tobifera. El pozo se puso en marcha con un índice actual de aproximadamente
370 bopd.
Las actividades de acondicionamiento en el Bloque Fell (GeoPark operó con un 100% de
participación) incluyeron los pozos Bump Hill 1 y Yagán Norte 1 para ampliar la producción
y el pozo Guanaco 4 para convertirlo en pozo inyector de agua.
Colombia
La siguiente tabla muestra las actividades en Colombia durante el 3T 2013, como también el
estado actual:
Tipo de Formación Profundidad Hidrocarburo
Bloque Participación Pozo pozo geológica (metros) principal Estado actual
Operado
Colombia Llanos 34 45% Tarotaro 5 Evaluación Gacheta 3.242 Petróleo En producción
Colombia Llanos 34 45% Tigana 1 Explo. Guadalupe/Mirador 3.434 Petróleo Esperando para ser completado
No Participación Tipo de Formación Profundidad Hidrocarburo
Operado Bloque Pozo pozo geológica (metros) princiapl Estado actual
Colombia Arrendajo 10% Azor 4 Evaluación Carbonera 7.469 Petróleo Abandonado
Aspectos destacados
e El pozo de evaluación Tarotaro 5 en el Bloque Llanos 34 (GeoPark operó con un 45% de
participación) se perforó a una profundidad de 3.242 metros y probó petróleo en la
formación Gacheta. El pozo se puso en marcha con un índice actual de aproximadamente
465 bopd.
e El pozo de exploración Tigana 1 en el Bloque Llanos 34 (GeoPark operó con un 45% de
participación) se perforó a una profundidad de 3.434 metros con lecturas eléctricas de
perfiles favorables en las formaciones Mirador y Guadalupe. Las pruebas se llevarán a
cabo durante el 4T 2013.
+ El pozo de evaluación Tarotaro 3 en el Bloque llanos 34 (GeoPark operó con un 45% de
participación) se probó en la formación Guadalupe y actualmente está produciendo cerca
de 780 bopd (bruto).
Próximos pozos clave
El programa de perforación para el 2013 está diseñado para aumentar la producción, las reservas
y el flujo de petróleo y gas, para mejorar la economía y el rendimiento de los proyectos, y
manejar el riesgo mediante una combinación de perforación de exploración y desarrollo.
Nombre del Recursos sin
Bloque País Participación Operador prospecto riesgo E Hidrocarburo
P90-P10(*) princip
MMbbl
Flamenco Chile 50% GeoPark Chilco 1 1,9-6,7 36 Gas
Flamenco Chile 50% GeoPark Tenca 1 0,15-0,47 44 Petróleo
Flamenco Chile 50% GeoPark Taguas 1 0,26-1,1 42 Petróleo
Fell Chile 100% GeoPark Konawentru 9 – – Petróleo
Llanos 34 Colombia 45% GeoPark Tua 6 – – Petróleo
Llanos 34 Colombia 45% GeoPark Aruco 1 0,5-2,5 43 Petróleo
Llanos 34 Colombia 45% GeoPark Tigana Sur 1 1,8-6,1 60 Petróleo
(+) Solo para pozos de exploración. Cálculo aproximado de recursos sin riesgo según GeoPark.
Actividades actuales
En el Bloque Flamenco (GeoPark operó con un 50% de participación) en Tierra del Fuego, la
perforación ha comenzado con el pozo de exploración Chilco. Durante el 4T 2013 se espera
perforar dos pozos de exploración adicionales: Tenca 1 y Taguas 1.
En Colombia, las pruebas se llevarán a cabo en los pozos Tigana 1 y Tigana Sur en el Bloque
Llanos 34.
RESUMEN FINANCIERO
Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 comparado con el
mismo período finalizado el 30 de septiembre de 2012.
Período de 9 meses finalizado el 30 de
septiembre
% de cambio
con respecto al
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 período anterior
(sin auditar)
Ingresos
Ventas netas de petróleo . 235.225 158.309 49%
Ventas netas de gas 15.305 23.830 (36)%
Ingresos netos .. 250.530 182.139 38%
Costos de producción .. (129.834) (88.656) 46%
Ganancia bruta . 120.696 93.483 29%
Margen bruto (%) …. 48% 51% (6)%
Costos de exploración (16.012) (21.742) (26)%
Gastos administrativos . (32.050) (20.910) 53%
Gastos de comercialización (12.526) (15.650) (20)%
Otros ingresos operativos . 4.555 681 569%
Ganancia operativa…….. . 64.663 35.862 80%
Resultados financieros, neto . (27.200) (13.598) 100%
Ganancia por compra en condiciones muy ventajosas en la adquisición de
subsidiarias . – 8.401 (100)%
Ganancia antes del impuesto a las ganancias 37.463 30.665 22%
Gastos del impuesto a las ganancias . (12.260) (6.266) 96%
Ganancias para el período .. 25.203 24.399 3%
Participación no controlante …. 9.436 6.566 44%
Ganancias para el período atri les a los dueños de la Compa 15.767 17.833 (12)%
Volúmenes de producción neta
Petróleo (mbbl) 2.953 1.784 66%
Gas (mcf) 3.820 6.862 (44)%
Producción neta total (mboe).. 3.589 2.927 23%
Producción neta promedio (boed) . 13.148 11.533 14%
Precio promedio obtenido de ventas
Petróleo (US$ por bbl) 82,5 91,8 (7)%
Gas (US$ por mcf) …….. 4,6 4,0 15%
Precio promedio obtenido de ventas realizadas por boe (US$ 73,5 66,6 10%
Costos de producción (1) 36,2 30,3 19%
Costos de exploración …. 4,5 7,4 (39)%
Gastos administrativos 8,9 7,1 25%
Gastos de comercialización e 3,5 5,3 (634%
EBITDA ajustado promedio por boe (US$) 35,1 32,4 8%
(1) Calculado según FASB ASC 932.
Informe del segmento geográfico
La Compañía divide su actividad comercial en cuatro segmentos geográficos, siendo Chile y
Colombia los principales países de operación para el período de nueve meses finalizado el 30 de
septiembre de 2013 y 2012.
En la descripción de los resultados de operaciones que aparece a continuación, el término “Otras”
refleja las operaciones que no son chilenas ni colombianas, y que consisten fundamentalmente en
las operaciones argentinas, brasileñas! y las de la casa matriz de la empresa.
En el año 2012, la Compañía contabilizó los resultados de sus operaciones en Colombia desde las
fechas de adquisición que ocurrieron durante el primer trimestre de 2012. Incluyendo las
adquisiciones proforma (es decir, para todo el primer trimestre), los Ingresos y el EBITDA
Ajustado hubieran sido US$24 millones y US$8 millones más durante el primer trimestre de 2012,
respectivamente.
Sin auditar Período de 9 meses finalizado el 30 de septiembre
2013 2012
(en miles de US$) Chile Colombia Otras Total Chile Colombia Otras Total
Ingresos NetoOS…occoocccconcnonos 119.359 130.053 1.118 250.530 117.244 63.923 972 182.139
Ganancia bruta …..occcnncccnn… 69.546 50.214 936 120.696 68.314 24.867 302 93.483
Depreciación ..ooocooicccincncnns (21.835) (27.477) (234) (49.546) (22.178) (13.249) (801) (36.228)
Disminuciones y (8.711) (3.244) – (11.955) 13.627) (4.727) (1.944) (20.298)
cancelaciones…….oomommm…..
EBITDA ajustado por boe 38,4 36,7 – 35,1 34,4 36,7 – 32,4
‘ Al momento de la publicación del presente comunicado de prensa, la Compañía no ha realizado operaciones en Brasil dado que la
adquisición de Rio das Contas aún está pendiente. La Compañía no ha comenzado ninguna operación relacionada con las siete licencias de
exploración otorgadas. No obstante, en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013, GeoPark ha incurrido en algunos
gastos relativos a la puesta en marcha o a las operaciones que esperábamos hacer en tal país.
Resultados de operaciones: enero / septiembre 2013 comparado con enero /
septiembre 2012
Ingresos netos
Para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013, el 94% y el 6% de los
ingresos totales provinieron de ventas de petróleo crudo y ventas de gas natural,
respectivamente, comparado con el 87% y el 13% en el mismo período pero del año 2102.
Cambio con
respecto al
Período de 9 meses finalizado el 30 de período
septiembre anterior
Consolidado (en miles de US$) 2013 2012 %
(sin auditar)
Venta de petróleo crudo 235.225 158.309 49
Venta de DAS .ococconocnnonnnnonnnnonnnnonnon 15.305 23.830 36
Vota oncanacanonininnonennononncrcnrnnnnnonos 250.530 182.139 38
Cambio con
respecto al
período
Período de 9 meses finalizado el 30 de anterior
septiembre
Por país (en miles de US$) 2013 2012 %
(sin auditar)
119.359 117.244 2
130.053 63.923 103
Otras … 1.118 972 15
A 250.530 182.139 38
Los ingresos netos aumentaron un 38% a US$250,5 millones para el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$182,1 millones para el mismo período pero del año
2012), principalmente como resultado de un aumento en las entregas de petróleo debido a la
incorporación de operaciones en Colombia durante nueve meses en los resultados de la Compañía
(comparado con el mismo período pero del año 2012) y debido también a un incremento en la
producción y en las entregas en ese país.
El aumento en los ingresos netos se explica de la siguiente manera:
e Un aumento de US$92,9 millones en entregas de petróleo
e Un aumento de US$3,6 millones del precio obtenido para el gas vendido;
Parcialmente compensado por:
e Una disminución de US$16,0 millones del precio obtenido para el petróleo vendido, y
+ Una disminución de US$12,1 millones en entregas de gas.
Operaciones en Chile
Los ingresos netos atribuibles a las operaciones en Chile aumentaron un 2%, es decir a US$119,4
millones para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$117,2
millones para los mismos períodos pero finalizados el 30 de septiembre de 2012), representando
un 48% comparado con el 64% del total de las ventas consolidadas para el mismo período del
2012.
Las ventas del petróleo crudo aumentaron un 16% a 1.244 mbbl en el 2013 (1.072 mbbl para el
período en el año 2012), debido a los nuevos descubrimientos en la formación Tobifera, lo que
hizo aumentar la producción en el yacimiento Konawentru. Esto se compensó parcialmente por
una disminución en los precios obtenidos promedio por barril de petróleo crudo de US$3,4 por
barril, o 3,9% de US$87 por barril para el período de nueve meses finalizado el 30 el septiembre
de 2012 a US$83,7 por barril para el mismo período pero del 2013, de los cuales US$3,6 por
barril se atribuyeron a los descuentos de calidad en el petróleo producido, parcialmente
compensado por un leve aumento en el precio WTI (West Texas Intermediate).
Las ventas de gas disminuyeron un 36% a US$15,3 millones para el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$23,8 millones para el mismo período pero del año
2012). Las bajas ventas de gas se deben a una reducida actividad de perforación para los
prospectos de gas, ya que nos centramos en prospectos de petróleo, como así también se debió
al cierre provisorio de la Planta Methanex, el único comprador del gas producido en Chile.
Durante el cierre, que comenzó en abril 2013 y finalizó el 23 de septiembre de 2013, GeoPark
redujo en un 25% las entregas de gas a Methanex.
Operaciones en Colombia
Los ingresos netos atribuibles a las operaciones en Colombia aumentaron un 103,5%, es decir a
US$130,1 millones para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013
(US$63,9 millones para el mismo período pero finalizado el 30 de septiembre de 2012),
respectivamente, representando un 52% y un 35% del total de las ventas consolidadas
respectivamente.
Las ventas del petróleo crudo aumentaron un 169% a 1.508 mbbl para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (561 mbbl para el mismo período pero del año
2012). Este aumento se debió a (i) la incorporación de un período de tres meses adicionales de
resultados de Cuerva en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 y a la
incorporación de un mes adicional en las operaciones de Winchester y Luna (los ingresos para el
período correspondiente que no se incluyeron en el período de nueve meses finalizado el 30 de
septiembre de 2012 fueron de US$23,8 millones) comparado con el mismo período pero del
2012, y (ii) al desarrollo de los yacimientos Max y Tua y los descubrimientos del yacimiento
Tarotaro en el Bloque Llanos 34 y el yacimiento Potrillo en el Bloque Yamú. Esto fue compensado
parcialmente por una disminución en los precios obtenidos promedio por barril de petróleo crudo
de US$101,5 por barril a US$81,7 por barril.
Esta disminución se debe (i) al cambio en la estrategia comercial en Colombia (mientras que el
punto entregado históricamente para toda la producción era el puerto de Covenas, en el 2013, la
Compañía comenzó a vender una porción de su producción en boca de pozo. Por consecuencia,
los costos de transporte, registrados en gastos de venta, se redujeron y esto generó una
reducción en el precio de venta; y (ii) a una disminución del 4% en el precio de Brent.
Costos de producción
La siguiente tabla resume los costos de producción para los períodos de nueve meses finalizados
el 30 de septiembre de 2013 y 2012, sobre una base consolidada, y por país.
Consolidado (en miles de US$ excepto porcentajes)
Depreciación …ooocccccnononcncnnnononnnnnnnnnnnnrnnnnnnnnnnrnnrnnnnnnrnnrnnnnnnnrnnnnnnnnnrncnnns
Regalías
Costos de personal …
Costos de transporte
Mantenimiento del pozo y de las instalaciones.
Insumos…
Alquiler de equip
Otros costos
Período de 9 meses finalizado el 30 de
septiembre
% de cambio
con respecto
al período
2013 2012 anterior
(sin auditar)
(48.423) (35.529) 36%
(13.010) (9.900) 31%
(12.195) (6.102) 100%
(8.494) (5.112) 66%
(13.423) (5.749) 133%
(11.636) (7.639) 52%
(5.562) (5.504) 1%
(17.091) (13.121) 30%
(129.834) (88.656) 46%
Por país (en miles de US$)
Depreciación .
Regalías ….
Costos de personal
Costos de transporte.
Mantenimiento del pozo y de las instalaciones.
Insumos
Alquiler de equipo..
Otros costos .
Total…
Período de 9 meses finalizado el 30 de
septiembre
2013
2012
Chile Colombia
(sin auditar)
Chile Colombia
(21.008) (27.380) (21.770) (13.180)
(5.669) (7.208) (5.547) (4.215)
(5.730) (7.508) (5.521) (1.837)
(4.937) (3.399) (4.583) (388)
(5.391) (7.733) (4.168) (1.415)
(1.391) (10.180) (2.215) (5.368)
– (5.562) – (5.504)
(5.687) _ (10.869) – (5.126) (7.149)
(49.813) (79.839) (48.930) (39.056)
Los costos de producción aumentaron un 46% a US$129,8 millones para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$88,7 millones para el mismo período pero del
año 2012), fundamentalmente como resultado de la incorporación de todo un período de nueve
meses de operaciones en Colombia en los resultados de la Compañía, además de un incremento
en la producción de petróleo. Esto derivó en una combinación de ingresos en un 93,9% de
petróleo y en un 6,1% de gas comparado con un 87% y un 13% para el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2013 y 2012, respectivamente.
Operaciones en Chile
Para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013, en Chile, los costos
operativos (costos de producción menos la depreciación, regalías y pagos basados en acciones)
aumentaron un 25% a US$11,5 por boe (US$9,2 por boe en el mismo período en 2012). Este
aumento fue impulsado por un cambio continuo en la combinación de ingresos de gas a petróleo,
10
ya que los costos operativos para el petróleo son mayores que para el gas, y también por el
aumento en el mantenimiento de pozos e instalaciones. En los primeros nueve meses de 2013,
la combinación de ingresos para Chile fue de un 87,2% para el petróleo y de un 12,8% para el
gas, mientras que para el mismo período en el 2012 fue de un 79,7% para el petróleo y de un
20,3% para el gas.
Operaciones en Colombia
Los costos operativos en Colombia aumentaron un 107,3% para el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2013 comparado con el mismo período pero del año 2012. Esto
se debió fundamentalmente a la incorporación de un período completo de nueve meses de
operaciones en Colombia en los resultados de la Compañía (los costos operativos para el período
correspondiente que no estaban incluidos en el período de nueve meses finalizado el 30 de
septiembre de 2012 fueron de US$14,4 millones) debido a los aumentos en la producción y en las
entregas. No obstante, los costos operativos por boe en Colombia disminuyeron un 17% a
US$27,1 por boe para el período de nueves meses finalizado el 30 de septiembre de 2013
(US$32,8 por boe para el período correspondiente al 2012) provenientes de costos fijos
extendidos en la producción aumentada.
Costos de exploración
Cambio con
Período de nueve meses finalizado el respecto al
30 de septiembre período anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %o
(sin auditar)
Chill coccccncccnnccnnnncnnnncnnnannnnnnnnnanonnncnnnacnnnnennnrcnnnannnnncnnnios
(9.684) (14.448) (4.764) (33)
COlOMbid ..cooooccccncnnononcnnnnnnnonnnnnnnnnnonnnnnnnononnnnnnnnnrnnnnnnnnos
(3.853) (4.889) (1.036) (21)
¡AAA
(2.475) (2.405) 70 3
Total ocoooooocccccnnnnonoccnnncnononononononononnnnnnonornnnnnnnnrnnnnnnnnos
(16.012) (21.742) _ (5.730) (26)
Los costos de exploración disminuyeron un 26% a US$16,0 millones para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$21,7 millones para el mismo período pero del
2012), fundamentalmente como resultado del reconocimiento de menores cancelaciones de
esfuerzos no exitosos. Debido a lo anterior, los esfuerzos no exitosos totalizaron US$11,9
millones en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (en Chile se
incluye un pozo en el Bloque Fell por US$3,6 millones, un pozo en el Bloque Tranquilo por US$1,1
millón, relevamientos sísmicos y otros costos en el Bloque Otway por US$4,0 millones y tres
pozos en Colombia por US$3,2 millones) en comparación con los US$20,3 millones (dos pozos en
el Bloque Fell por US$7,3 millones, un pozo en el Bloque Tranquilo por US$6,3 millones,
relevamientos sísmicos en el Bloque Del Mosquito por US$1,9 millones y costos asociados con los
tres pozos en Colombia por US$4,7 millones) en tales cancelaciones en el mismo período en el
año 2012.
11
Gastos administrativos
Cambio con
Período de nueve meses respecto al
finalizado el 30 de período
septiembre anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %
(sin auditar)
Chill cocccnocccnncccnnncnnnccnnnnnnnonanonacnnnncnnnncnnnanononcnnnnrnnnnnnnnncnnnnnnnnncconanananinnnos
(12.157) (6.332) 5.825 92
COlO0Mbid..coooccncccnnnononcnnnnnonononnnnnonononnnnnnnnronnnnonononnnnnnonnnonnnnnnnnnrnnnnnnonanoos
(9.919) (4.311) 5.608 130
¡AAA
(9.974) (10.267) (293) (3)
Total ococoococcccccnnnonoccnnncnonononnnononononnnnnnonornnnnnnonrnnnnnnnnnnrnnnncnnnnonnnnnnnnnnnos
(32.050) (20.910) 11.140 53
Los gastos administrativos aumentaron un 53% a US$32,1 millones para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$20,9 millones para el mismo período
correspondiente al 2012) fundamentalmente como resultado de un aumento en los costos en:
Operaciones en Chile, de US$6,3 millones en los primeros nueve meses del año 2012 a US$12,2
millones en los primeros nueve meses del año 2013, principalmente debido a la puesta en marcha
de las operaciones en Tierra del Fuego; y (2) operaciones en Colombia, de US$4,3 millones en los
primeros nueve meses del año 2012 a US$9,9 millones en los primeros nueve meses del año
2013, principalmente debido a la incorporación de todas las operaciones de este país en los
resultados de la Compañía.
Gastos de comercialización
Cambio con
respecto al
Período de nueve meses período
finalizado el 30 de septiembre anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %
(sin auditar)
¡CA
(3.194) (3.916) (722) (18)
COlO0Mbid..cooocccccncnnononccnnnnnononcnnnnnononnnncnnnnornnnnnnnnnrnnnncnnnnonnnnnnnnnnnos
(8.935) (11.511) (2.576) (22)
OMIAS coccccccnnononnnnnnnnnoncnnnnnnnnonnnnnnnononnnnnnnnnnrnnnnnnnnnrnnnnnnnnnenennnnnnnnoos
(397) (223) 174 78
Total cocoocooocccccnncnonoccnnnnnonocncnnnnnonornnnnnnnnornnnnnnnnnrnnnncnnnnonnnnnnnnnnnns
(12.526) (15.650) (3.124)
(20)
Los gastos de comercialización disminuyeron un 20% a US$12,5 millones para el período de
nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$15,7 millones para el mismo período
correspondiente al 2012), principalmente debido al cambio en el punto de entrega para cierta
producción en las operaciones de Colombia. Con respecto a las operaciones de Chile, los gastos
de comercialización fueron un 18% menor en comparación con el mismo período pero del año
anterior. Esto se debió fundamentalmente al impacto de penalidades asociadas con las cláusulas
12
“entregar o pagar” pagadas a Methanex en el año 2012 compensado en parte por el aumento en
las entregas de petróleo en Chile.
Resultados financieros netos
La pérdida financiera aumentó un 100% a US$27,2 millones para el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$13,6 millones para el mismo período correspondiente
al 2012) debido a la acelerada amortización de los costos de emisión de deuda incurridos en
relación con la amortización de los Pagarés con vencimiento en el año 2015 por un monto de
US$8,6 millones seguido de la emisión de Pagarés con vencimiento en el año 2020 en el período
de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013, la incorporación de todo un período de
nueve meses de operaciones en Colombia en los resultados de la Compañía y mayores gastos de
intereses generados por la emisión de Pagarés con vencimiento en el año 2020 por un monto de
US$6,3 millones incurridos para financiar el programa de inversiones de capital y para ampliar
aún más las operaciones.
Ganancia antes del impuesto a las ganancias
Cambio con
Período de nueve meses respecto al
finalizado el 30 de septiembre período anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %
(sin auditar)
Chill coccccncccnnccnnnccnnnncnnnacononononacononccnnanononcnnnnrnnoncnnnncnnnncananannnns
36.696 33.376 3.320 10
COlO0Mbid..cooocccccncnnononcnnnnnononennnonononnnnnonononnnnncnnnrnnnnnnanonnnnnnnnnos
24.270 8.994 15.276 170
OtrAS (l)eccccnccnncnnnoncnnnonnnonnnnnennrnnnnnnrnnrnnrnnrrnnrnnrnnrnnrnnnrnnennrnninns
(23.503) (11.705) (11.798) (101)
Total cocoooooncccccnnnnnocccnncnonononnnononononcnnnnnnoronnncnnnrrnnnncononrnnnnnnnos
37.463 30.665 6.798 22
(1) La línea “Otras” incluye operaciones en Argentina, Brasil, la casa matriz y los resultados financieros, netos. Para el período de
nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 los resultados financieros netos incluidos en la línea “Otras” aumenta a una
pérdida de US$10,8 millones.
La ganancia antes del impuesto a las ganancias aumentó un 22% a US$37,5 millones (US$30,7
millones para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2012),
fundamentalmente debido a la incorporación de un período completo de nueve meses de
operaciones en Colombia, un aumento en la producción y en las entregas en ese país y, en menor
medida, a mayores ganancias provenientes de las operaciones chilenas, en parte compensado por
la ocurrencia de dos hechos no recurrentes: (1) la acelerada amortización de los costos por
emisión de deuda descripto arriba; y (2) el efecto comparativo de una ganancia por compra en
condiciones muy ventajosas en la adquisición de empresas subsidiarias de US$8,4 millones como
resultado de las adquisiciones de Winchester y Luna registradas en el período de nueve meses
finalizado el 30 de septiembre de 2012.
13
Impuesto a las ganancias
Período de nueve
meses finalizado
Cambio con
el 30 de respecto al
septiembre período anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %
(sin auditar)
(5,262) (6,968) 1,706 24
Colombia (9,312) 702 (10,014) (1,426)
Otras .. 2,314 – 2,314 100
Total… (12,260) (6,266) (5,994) 96
El impuesto a las ganancias aumentó un 96% a US$12,3 millones para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$6,3 millones para el mismo período
correspondiente al 2012) como resultado del aumento en las ganancias antes del impuesto a las
ganancias descripto en los párrafos anteriores. La tasa impositiva efectiva de GeoPark para el
período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 fue de 33% comparado con el
20% en el mismo período pero del año 2012. Esta tasa se vio influenciada principalmente por un
incremento en las ganancias por las operaciones colombianas en los resultados de la Compañía,
sujetas a una mayor tasa impositiva que otras operaciones, y el impacto de una ganancia por
compra en condiciones muy ventajosas en la adquisición de subsidiarias en Colombia no
recurrente y exenta de impuestos que se registró en el período de nueve meses finalizado el 20
de septiembre de 2012.
Ganancias para el período
Cambio con
respecto al
Período de nueve meses finalizado el período
30 de septiembre anterior
(en miles de US$ excepto porcentajes) 2013 2012 %
(sin auditar)
Chill coccccncccnnccnnnncnnnncnnnannnnnnnnnanonnncnnnacnnnnennnrcnnnannnnncnnnios
31.434 26.408 5.026 19
COlOMbid ..cooooccccncnnononcnnnnnnnonnnnnnnnnnonnnnnnnononnnnnnnnnrnnnnnnnnos
14.958 9.696 5.262 54
¡AAA
(21.189) (11.705) (9.484) (81)
Total ocoooooocccccnnnnonoccnnncnononononononononnnnnnonornnnnnnnnrnnnnnnnnos
25.203 24.399 804 3
Las ganancias para el período aumentaron un 3% a US$25,2 millones para el período de nueve
meses finalizado el 30 de septiembre de 2013 (US$24,4 millones para el mismo período
correspondiente al 2012) como resultado de los factores descriptos anteriormente.
14
Trimestre comprendido entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 2013 comparado
con el trimestre comprendido entre el 19 de abril y el 30 de septiembre de 2012.
(sin auditar) 3T 2013 en comparación con 3T 2012
(en miles de US$ excepto 3T 3T 2012 Cambio, 3T 2013 comparado con 3T
porcentajes) 2013 2012
Producción neta promedio (boed) 12.992 10.694 2.298 21%
Precio promedio obtenido de ventas
Petróleo (US$ por mbbl) 86,3 86,8 0,5 -1%
Gas (US$ por mcf) 4,6 4,0 0,59 14%
Ingresos netos 89.724 60.148 29,576 49%
Costos de producción (48.687) (33.988) (14.699) 43%
Ganancia bruta 41.037 26.160 14.877 57%
Costos de exploración (2.425) (11.543) 9.118 -79%
Ganancia operativa 22.774 694 22.080 3182%
EBITDA ajustado? 41.880 24.519 17.361 71%
Ganancias para el
período 10.968 (963) 11.931 1239%
Inversiones de capital 44.351 62.709 (18.358) -29%
Producción
En el 3T 2013, la producción promedio de petróleo y gas aumentó un 21% a 12.992 boe por día
(10.694 boe por día en el 3T 2012). La producción de petróleo aumentó un 57% a 11,163
barriles por día (7.117 barriles por día en el 3T 2012). El aumento en la producción de petróleo
fue impulsado por un incremento en la producción en Colombia y Chile, representando el 86% y
el 14% respectivamente de tal aumento. La producción de gas en Chile cayó un 49% a 10.825
mcfpd. La menor producción de gas se debe a una reducida actividad de perforación para los
prospectos de gas, ya que nos centramos en prospectos de petróleo. Otra razón fue el cierre
provisorio de la Planta Methanex.
2 El EBITDA ajustado no es una medida IFRS (Normas Internacionales de Información Financiera) y es posible que pueda no ser comparable
con indicadores con el mismo nombre informados por otras compañías. El EBITDA ajustado no debería considerarse cono reemplazo para
ganancia operativa de una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados según IFRS.
15
Ingresos netos
Para el trimestre comprendido entre el 19 de julio y el 30 de septiembre de 2013.
(sin auditar) 3T 2013 en comparación con 3T 2012
Cambio, 3T 2013
(en miles de US$ excepto porcentajes) 3T 2013 3T 2012 comparado con 3T
2012
Chile 36.504 31.924 4.580 14%
Colombia 52.835 27.916 24.919 89%
Otras 385 308 77 25%
Total 89.724 60.148 29.576 49%
Los ingresos netos aumentaron un 49% a US$89,7 millones en el 3T 2013 (US$60,1 millones
para el 3T 2012).
El aumento neto en los ingresos netos se explica por (i) un incremento de US$32,2 millones en
las entregas de petróleo en Colombia y Chile, y (ii) un aumento de US$1 millón del precio
obtenido para el petróleo vendido, parcialmente compensado por una disminución de US$ 3,3
millones en entregas de gas debido a una reducida actividad de perforación para los prospectos
de gas, ya que nos centramos en prospectos de petróleo y al cierre provisorio de la Planta
Methanex.
Costos de producción
Para el trimestre comprendido entre el 19 de julio y el 30 de septiembre de 2013.
(sin auditar) 3T 2013 en comparación con 3T 2012
Cambio, 3T 2013
(en miles de US$ excepto porcentajes) 3T 2013 3T 2012 comparado con 3T
2012
Chile 16.125 15.745 380 2%
Colombia 33.094 17.937 15.157 82%
Otras (532) 306 838 (274)%
Total 48.687 33.988 14.699 43%
Los costos de producción aumentaron un 43% a US$48,7 millones en el 3T 2013 (US$34,0
millones en el 3T 2012) debido principalmente al incremento en la producción y entregas de
petróleo en Colombia y Chile, en parte compensado por una disminución en la producción de gas.
16
EBITDA ajustado
Para el trimestre comprendido entre el 19 de julio y el 30 de septiembre de 2013.
(sin auditar) 3T 2013 en comparación con 3T 2012
Cambio, 3T 2013
(en miles de US$ excepto porcentajes) 3T 2013 3T 2012 comparado con 3T
2012
Chile 21,303 17,693 3,610 20%
Colombia 22,556 8,955 13,601 152%
Otras (1,979) (2,129) 150 7%
Total 41,880 24,519 17,361 71%
El EBITDA ajustado aumentó un 71% a US$41,9 millones en el 3T 2013 (US$24,5 millones en el
mismo período del 2012), principalmente como consecuencia de un incremento de US$3,6
millones y US$13,6 millones en el EBITDA ajustado de Chile y Colombia. Las razones son el
impacto de mayores ingresos, ganancia bruta y menores gastos de exploración (debito a menores
cancelaciones de esfuerzos no exitosos en el 3T 2013), en parte compensado por un incremento
en los gastos administrativos en el 3T 2013 en comparación con el 3T 2012.
17
Coeficientes financieros
Evolución de la deuda financiera
299 302 296
193
169 165
l | | l
2mma-2nin 211 2n12 102013 20913 202013
US$ ‘000
Deuda bruta / EBITDA ajustado(*??
4,1x
3,4x
2.Bx
22x 22% 22%
¡ | ] ]
2mma–2nin 211 2n12 102013 202013 202012
Evolución de la situación de liquidez
194
176
149
99 105
48
24 A
2mma-2nin 211 2n12 102013 20913 202013
US$ ‘000
Cobertura de intereses(”?
9,3x
TAX
5,9x
5,3x
4,7x 4,Bx | 44x l
2mma -2nin 211 2012 102013 202013 202012
Los acuerdos financieros de GeoPark requieren que se cumpla con los siguientes criterios:
7 Coeficiente de endeudamiento inferior a 2,75x para los años 2013 y 2014 y 2,5x para
más adelante.
= Coeficiente de cobertura de intereses superior a 3,5x
(+) Basado en los resultados financieros de los últimos 12 meses
? El EBITDA ajustado no es una medida IFRS (Normas Internacionales de Información Financiera) y es posible que pueda no ser comparable
con indicadores con el mismo nombre informados por otras compañías. El EBITDA ajustado no debería considerarse cono reemplazo para
ganancia operativa de una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados según IFRS.
18
RESUMEN ESTRATÉGICO
La alianza estratégica con Tecpetrol para identificar, estudiar y adquirir potencialmente
oportunidades de petróleo y gas upstream en Brasil.
El 30 de septiembre de 2013, GeoPark anunció la formación de una nueva alianza estratégica con
Tecpetrol S.A. (en adelante, “Tecpetrol”) para identificar y estudiar de manera conjunta y adquirir
potencialmente oportunidades de petróleo y gas upstream en Brasil centrándose especificamente
en las cuencas de Parnaiba, Sao Francisco, Reconcavo, Potiguar y Sergipe-Alagoas.
Tecpetrol es la empresa subsidiaria de petróleo y gas del Grupo Techint (un conglomerado
multinacional dedicado a yacimientos petrolíferos y al acero) con mucha trayectoria como
empresa de exploración y operación de petróleo y gas con una cartera de activos actualmente en
Argentina, Perú, Colombia, Ecuador, México, Bolivia, Venezuela y Estados Unidos, y con una
producción neta actual de más de 85.000 boepd.
Oferta pública inicial en progreso con SEC
El 10 de septiembre, GeoPark anunció una iniciativa para considerar cotizar en la Bolsa de Valores
de Nueva York [NYSE en inglés] a fin de crear un mercado público para nuestras acciones
comunes en los Estados Unidos y facilitar un acceso futuro a mercados internacionales de valores,
como también a fin de obtener capital adicional y flexibilidad financiera.
Hemos presentado una declaración de inscripción referente a las acciones comunes ante la
Comisión de Valores y la Bolsa de Estados Unidos [SEC en inglés] pero aún no ha entrado en
vigencia. Nuestras acciones comunes no pueden venderse ni tampoco pueden aceptarse en los
Estados Unidos las ofertas para comprar con anterioridad a la entrada en vigencia de la
declaración de inscripción.
Al momento de la publicación de este comunicado de prensa, la Compañía está evaluando el
mejor momento para cotizar y para ofrecer las acciones comunes en la NYSE.
Estado de adquisiciones pendientes en Brasil
+ Acuerdos de concesión
El 14 de mayo de 2013, GeoPark anunció la expansión de nuestra huella en Brasil cuando la
Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) nos adjudicó siete nuevas
licencias de exploración en las Concesiones REC-T 94 y REC-T 85 en la Cuenca Recóncavo en el
estado de Bahía y las Concesiones POT-T 664, POT-T 665, POT-T 619, POT-T 620 y POT-T 663 en
la Cuenca Potiguar en el estado de Rio Grande do Norte, cubriendo colectivamente una superficie
de cerca de 54.900 acres brutos.
El 17 de septiembre de 2013, GeoPark firmó siete acuerdos de concesión con la ANP para obtener
el derecho de explotar el petróleo y el gas natural en estas siete áreas de las nuevas licencias.
De acuerdo con los requisitos de la ANP, la real explotación de estas nuevas concesiones también
dependerá de la obtención de una licencia referente al medioambiente (Instituto Brasileiro do
Meio-Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA). La ANP también ha calificado a
GeoPark como un operador clase B, lo que significa que la Compañía es reconocida por haber
19
cumplido con las condiciones técnicas y gerenciales requeridas para operar de manera segura en
Brasil, tanto en tierra como en alta mar en profundidades de menos de 400 metros.
+ Adquisición de Rio das Contas
Durante el año 2013, GeoPark acordó adquirir Rio das Contas de manos de Panoro Enegry por un
monto total en efectivo de US$140,0 millones (sujeto a ajustes del capital de trabajo en el cierre
y demás pagos adicionales, si los hubiera), lo que nos dará una participación en la operación del
10% en la Concesión BCAM-40, incluidos los yacimientos de aguas poco profundas en alta mar de
Manatí y Camaráo Norte, en la Cuenca Camamu-Almada en el estado de Bahía.
Al yacimiento Manatí, que se encuentra en la fase de producción, lo opera Petrobras (con una
participación en la operación del 35%), la compañía nacional brasileña y la empresa operadora
más grande de petróleo y gas en Brasil, en sociedad con Queiroz Galváo Exploracáo e Produgáo o
QGEP (con una participación en la operación del 45%), y Brasoil (con una participación en la
operación del 10%).
La adquisición está sujeta a la aprobación de la ANP, entre otras autoridades reguladoras, y que
se espera para el 4T 2013 o 1T 2014.
20
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
Período de 9 Período de 9
meses meses
finalizado el finalizado el Ejercicio
30 de 30 de finalizado el
septiembre septiembre 31 de
2013 (sin 2012 ” (sin diciembre
Cifras en miles de US$ auditar) auditar) 2012
INGRESOS NETOS 250.530 182.139 250.478
Costos de producción (129.834) (88.656) (129.235)
GANANCIA BRUTA 120.696 93.483 121.243
Costos de exploración (16.012) (21.742) (27.890)
Gastos administrativos (32.050) (20.910) (28.798)
Gastos de comercialización (12.526) (15.650) (24.631)
Otros ingresos operativos 4.555 681 823
GANANCIA OPERATIVA 64.663 35.862 40.747
Ingresos financieros 1.562 364 892
Gastos financieros (28.762) (13.962) (17.200)
Ganancia por compra en condiciones muy –
ventajosas en la adquisición de subsidiarias 8.401 8.401
GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS 37.463 30.665 32.840
Impuesto a las ganancias (12.260) (6.266) (14.394)
GANANCIA PARA EL PERÍODO /EJERCICIO 25.203 24.399 18.446
Atribuible a:
Propietarios de la controlante 15.767 17.833 11.879
Participación no controlante 9.436 6.566 6.567
Ganancias por acción (en US$) atribuibles
a los propietarios de la Compañí. 0,36 0,42 0,28
Ganancias por acción (en US$) a
a los propietarios de la Compañía. Diluida 0,34 0,40 0,27
21
ESTADO PATRIMONIAL CONSOLIDADO
Al 30 de A
. L Ejercicio finalizado
septiembre 2013 Al 30 de septiembre el 31 de diciembre
Cifras en miles de US$ (sin auditar) 2012 (sin auditar) 2012
ACTIVOS
ACTIVOS NO CORRIENTES
Bienes de uso 571.394 429.639 457.837
Impuestos pagados por adelantado 17.560 3.208 10.707
Otros activos financieros 3.952 6.813 7.791
Impuesto diferido 21.405 19.451 13.591
Pagos anticipados y otras cuentas por
cobrar 1.968 556 510
TOTAL DE ACTIVOS NO
CORRIENTES 616.279 459.667 490.436
ACTIVOS CORRIENTES
Inventarios 5.825 10.641 3.955
Créditos comerciales 49.729 21.924 32.271
Pagos anticipados y otras cuentas por
cobrar 42.355 43.120 49.620
Impuestos pagados por adelantado 1.778 11.036 3.443
Caja y equivalentes de caja 104.797 75.539 48.292
TOTAL DE ACTIVOS CORRIENTES 204.484 162.260 137.581
TOTAL DE ACTIVOS 820.763 621.927 628.017
PATRIMONIO
Patrimonio atribuible a los
propietarios de la Compañía.
Capital accionario 43 43 43
Prima de emisión 120.338 112.302 116.817
Reservas 127.848 129.596 128.421
Ganancias acumuladas (pérdidas) 15.593 2.948 (5.860)
Atribuible a los propietarios de la
Compañía. 263.822 244.889 239.421
Participación no controlante 88.540 55.463 72.665
TOTAL DEL PATRIMONIO 352.362 300.352 312.086
PASIVO
PASIVO NO CORRIENTE
Préstamos 290.490 164.891 165.046
Provisiones para otras obligaciones a
largo plazo 26.619 27.697 25.991
Impuesto diferido 23.834 24,218 17.502
Acreedores y otras cuentas a pagar 8.344 – –
TOTAL DEL PASIVO NO
CORRIENTE 349.287 216.806 208.539
PASIVO CORRIENTE
Préstamos 5.735 30.873 27.986
Impuesto a las ganancias corriente 13.196 3.054 7.315
Acreedores y otras cuentas a pagar 100.183 70.842 72.091
TOTAL DEL PASIVO CORRIENTE 119.114 104.769 107.392
TOTAL DEL PASIVO 468.401 321.575 315.931
TOTAL DEL PATRIMONIO Y DEL
PASIVO 820.763 621.927 628.017
(1) La información comparativa del 30 de septiembre 2012 se ha repetido para reflejar la finalización de la asignación del precio de
compra.
22
ESTADO DE FLUJO DE CAJA CONSOLIDADO
Período de 9
meses finalizado Período de 9 meses Ejercicio
el 30 de finalizado el 30 de finalizado el 31
septiembre 2013 septiembre 2012 *? de diciembre
Cifras en miles de US$ (sin auditar) (sin auditar) 2012
Flujo de caja de actividades operativas
Ganancias del período/ejercicio 25.203 24.399 18.446
Ajustes por:
Impuesto a las ganancias del periodo/ejercicio 12.260 6.266 14.394
Depreciación del periodo/ejercicio 49.546 36.228 53.317
Pérdida derivada de la cesión de bienes de uso 568 455 546
Cancelaciones de exploración no exitosa y activos de 11.955 20.298 25.552
evaluación
Amortización de otras obligaciones a largo plazo (1.359) (1.993) (2.143)
Devengamiento de intereses deudores 17.913 11.471 12.478
Liquidación de obligaciones a largo plazo 1.049 630 1.262
Devengamiento de pagos basados en acciones 5.946 3.664 5.396
Ingresos diferidos – 5.550 5.550
Pago de impuesto a las ganancias (4.040) (408) (408)
Diferencia de cambio generada por préstamos (14) 39 35
Ganancia por compra en condiciones muy ventajosas
en la Sdquisición de subsidiarias Y 7 z (8.401) (8.401)
Cambios en activos y pasivos operativos (20.699) 8.542 5.778
Flujo de caja de actividades operativas – netos 98.328 106.740 131.802
Flujo de caja de actividades de inversión
Compra de bienes de uso (187.237) (147.200) (198.204)
Adquisición de subsidiarias, neto del efectivo
incorporado – (105.303) (105.303)
Cobros relacionados con activos financieros 3.839 – –
Cobros relacionados con arrendamientos financieros 6.734 – –
Flujos de caja usados en actividades de (176.664) (252.503) (303.507)
inversión – netos
Flujo de caja de actividades de financiación
Ingresos por préstamos 292.259 38.883 37.200
Ingresos por transacciones con participación no 37.577 10.019 12.452
controlante
Ingresos por préstamos de partes vinculadas 8.344 – –
Ingresos por emisión de acciones 3.521 – –
Pago de capital (179.359) (16.297) (12.382)
Pago de intereses (17.511) (5.552) (10.895)
Flujos de caja de actividades de financiación – 144.831 27.053 26.375
(Disminución) aumento neto de caja y 66.495 (118.710) (145.330)
equivalentes de caja
Caja y equivalentes de caja al 1% de enero 38.292 183.622 183.622
Caja y equivalentes de caja al cierre del
período/ejercicio 3 104.787 64.912 38.292
El saldo de caja y equivalentes de caja al cierre
del ejercicio se compone de la siguiente
manera:
Efectivo en bancos 104.774 75.515 48,268
Efectivo disponible 23 24 24
Descubiertos bancarios (10) (10.627) (10,000)
Caja y equivalentes de caja 104.787 64.912 38,292
23
Anexo: Activos corrientes
Según el Informe de Reservas de fin de año de DeGolyer y MacNaughton (o D8M, ingenieros de
independientes de reservas D8M), al 31 de diciembre de 2012, los bloques en Chile, Colombia y
Argentina en los que GeoPark tiene participación en la operación tuvieron 16,8 mmboe de
reservas netas probadas con el 61% o 10,2 mmboe y 39% o 6,6 mmboe de tales reservas
ubicadas en Chile y Colombia, respectivamente.
De acuerdo con el Informe de Reservas de D8M de Brasil y Colombia, al 30 de junio de 2013 las
reservas netas probadas para ciertos nuevos descubrimientos realizados en Colombia desde el 31
de diciembre de 2012 resultaron en un adicional de 2,4 mmboe de reservas netas probadas y
este tipo de reservas atribuibles a la adquisición pendiente de Rio das Contas en Brasil fueron de
8,1 mmboe.
La siguiente tabla resume cierta información sobre los bloques chilenos, colombianos, brasileños
y argentinos al 30 de septiembre de 2013, excepto que se indique lo contrario.
Partici ; Superficie 2P reservas Producción % Vencimiento
. articipaci bruta z
País Bloque Operador Anl1)(2) Cuenca : netas neta petró de la
en (milesde – (mmboe)’% (boepd)ó leo concesión
acres)(3)
Argentina Del Mosquito GeoPark 100% Austral 17,3 – 60 77% 2016
Argentina C. D. Juana GeoPark 100% Neuquén 19,6 – – – 2017
Argentina L. Cortaderal GeoPark 100% Neuquén 28,3 – – – 2017
65,2
Chile Fell GeoPark 100% Magallanes 367,8 45,5 7.013 67% 2032
Chile Tranquilo GeoPark 29% Magallanes 92,4 – – – 2013/2043
Chile Otway GeoPark 25% Magallanes 49,4(8) – – – 2017/2044
Chile Isla Norte GeoPark 60%(7) Magallanes 130,2 – – – 2019/2044
Chile Campanario GeoPark 50%(7) Magallanes 192,2 – – – 2020/2045
Chile Flamenco GeoPark 50%(7) Magallanes 973,3 – – – 2019/2044
973,3 45,5 7.013 67%
Colombia La Cuerva GeoPark 100% Llanos 47,8 3,8 2.026 100% 2014/2038
Colombia Llanos 34 GeoPark 45% Llanos 82,2 6,5(5) 3.002 100% 2015/2039
Colombia Llanos 62 GeoPark 100% Llanos 44,0 – – – 2017/2041
Colombia Yamú GeoPark 54.5/75 Llanos 11,2 0,8(5) 573 100% 2013/2036
36.80%(9,
Colombia Llanos 17 Ramshorn 10) Llanos 108,8 – – – 2015/2039
Colombia Llanos 32 P1 Energy 10% Llanos 100,3 0,3 202 100% 2015/2039
Colombia Jagueyes Columbus 5% Llanos 61,0 – – – 2014/2038
Colombia Arrendajo Pacific 0%(12) Llanos 78,1 – 169 100% 2041
Colombia Abanico Pacific 0%(12) Magdalena 32,1 – 94 100% 2022
Colombia Cerrito Pacific 0%(12) Catatumbo 10,2 – 9 – 2028
575,7 11,4 6.075 100%
Brasil BCAM-40 Petrobras 10% Cam./Almada 22,8 10,7 3.721 0%
Brasil (5 REC-T94 GeoPark 100% Reconcavo
Brasil* REC-T85 GeoPark 100% Reconcavo
Brasil” POT-T 664 GeoPark 100% Potiguar
Brasil POT-T 665 GeoPark 100% Potiguar
Brasil” POT-T 619 GeoPark 100% Potiguar
Brasil POT-T 620 GeoPark 100% Potiguar
Brasil” POT-T 663 GeoPark 100% Potiguar
22,8 10,7 3.721 0%
(1) La participación en la operación corresponde a las participaciones en la operación que tuvieron nuestras empresas subsidiarias
respectivas en tal bloque, neto de cualquier participación en la operación o participación económica que pudieran tener terceros en tal
bloque.
(2) Al momento de la publicación del presente comunicado, LGI cuenta con un 20% de participación en nuestras operaciones chilenas por
medio de GeoPark Chile y un 20% de participación en nuestras operaciones colombianas por medio de GeoPark Colombia.
(3) Superficie bruta se refiere al total de acres de cada bloque.
24
(4) Las reservas para Chile, Colombia y Argentina han sido certificadas por DeGolyer 8 MacNaughton al 31 de diciembre de 2012.
(5) De acuerdo con el Informe de Reservas de D8M de Brasil y Colombia, al 30 de junio de 2013 nuestras reservas netas probadas para
ciertos nuevos descubrimientos realizados en Colombia desde el 31 de diciembre de 2012 resultaron en un adicional de 2,4 mmboe,
compuesto por 2,2 mmboe en el Bloque Llanos 34 y 0,2 mmboe en el Bloque Yamú para nuestras reservas netas probadas.
(6) Refleja la producción neta promedio para los primeros nueve meses del año 2013. La producción neta se refiere a la producción para
cada bloque, neto de cualquier participación en la operación o participación económica que pudieran tener terceros en ese bloque pero
bruto de cualquier regalía pagadera a terceros.
LGI cuenta con un 14% de participación directa en nuestras operaciones en Tierra del Fuego mediante GeoPark TdF y un 20% de
participación directa en GeoPark Chile para un total de 31,2% de participación efectiva en nuestras operaciones en Tierra del Fuego.
En abril de 2013, la Compañía cedió de manera voluntaria al gobierno chileno todos sus acres en el Bloque Otway, excepto 49.421
acres. En mayo de 2013, los socios de la Compañía asociados conforme al acuerdo de operación conjunta que rige para el Bloque
Otway decidieron desvincularse de tal acuerdo y el 5 de agosto de 2013 solicitaron un permiso de cesión de derechos. El 26 de agosto
de 2013, el Ministerio de Energía otorgó este permiso de modo que, al momento de firmar la escritura de cesión de derechos que
contenga los términos aprobados, GeoPark será el único participante y tendrá el 100% de la participación en la operación en las dos
áreas restantes bajo el CEOP del Bloque Otway.
(9) Aunque la Compañía es el único titular de la participación en la operación en el Bloque Yamú, se han otorgado intereses económicos en
yacimientos en este bloque a terceros. Considerando esos intereses de terceros, GeoPark cuenta con una participación del 54,5% en el
Yacimiento Carupana y del 75% en el Yacimiento Yamú, ambos ubicados en el Bloque Yamú.
(10) Actualmente, la Compañía tiene una participación en la operación del 40% en el Bloque Llanos 17 aunque ha cedido un 3,2% de
participación económica a un tercero. La Compañía espera formalizar este acuerdo con la Agencias Nacional de Hidrocarburos (ANH)
para que sea reconocido como participación en la operación.
(11) Actualmente, la Compañía posee una participación económica del 10% en el Bloque Llanos 32 aunque espera poder presentar ante la
ANH lo necesario para que esto se reconozca como participación en operación en el bloque.
(12) La Compañía no cuenta con participación en la operación en esos bloques, aunque tiene una participación económica del 10% en los
ingresos netos de cada uno de estos bloques según diferentes acuerdos de participación societaria.
a
(8
25
GLOSARIO
EBITDA ajustado
ANP
boe
boepd
bopd
CEOP
mbbl
mmboe
mcfpd
mmcfpd
Mn*Y/día
EPS
wWI
Ganancia para el período antes del costo financiero neto, impuesto a
las ganancias, depreciación, amortización y determinadas partidas no
monetarias tales como disminuciones y cancelaciones de esfuerzos
no exitosos, devengamiento de opciones sobre acciones y
adjudicación de acciones y ganancia por compra en condiciones muy
ventajosas en la adquisición de subsidiarias
Agencia Nacional Brasileña de Petróleo
Barriles de petróleo equivalente
Barriles de petróleo equivalente por día
Barriles de petróleo por día
Contrato Especial de Operación Petrolera
Miles de barriles de petróleo
Millones de barriles de petróleo equivalente
Miles de pies cúbicos por día
Millones de pies cúbicos por día
Miles de metros cúbicos por día
Ganancias por acción
Participación en la operación
De acuerdo con las Normas AIM, la información contenida en este anuncio ha sido revisada por
Salvador Minniti, un geólogo con 32 años de experiencia en petróleo y gas y Director de
Exploración de GeoPark.
Los cálculos aproximados de reservas se han recopilados según el Sistema de Gestión de
Recursos Petrolíferos 2011 producido por la Sociedad de Ingenieros en Petróleo.
26
HHA
AVISO
Si desea conocer información adicional sobre GeoPark, visite la sección “Investor Support (Apoyo al Inversor)”.en el sitio
Web www.geo-park.com/ir
Cifras y porcentajes de redondeo: Ciertas cifras y porcentajes incluidos en el presente comunicado de prensa se han
redondeado para facilitar la presentación. Las cifras en porcentajes incluidas en este comunicado no se han calculado en
todos los casos sobre la base de esas cifras redondeadas sino sobre la base de esas cifras antes de ser redondeadas. Por
esta razón, ciertos porcentajes aquí expresados pueden variar con respecto a aquellos obtenidos al hacer los mismos
cálculos utilizando cifras de los estados contables. Además, algunos otros montos indicados en el presente pueden no dar
la suma debido al redondeo.
ADVERTENCIAS ACERCA DE INFORMACIÓN SOBRE PROYECCIONES
El presente comunicado de prensa contiene declaraciones que se consideran “de proyecciones futuras”. Muchas de estas
declaraciones se pueden identificar por el uso de términos “a futuro” tales como “anticipar”, “creer”,
“debería”, “planificar”, “pretender”, “será”, “calcular” y “potencial”, entre otros.
podría”, “esperar”,
Estas declaraciones aparecen varias veces en este comunicado e incluyen, pero no se limitan a, declaraciones respecto de
la intención, la creencia o las expectativas actuales. Este tipo de declaraciones se basan en creencias y suposiciones
gerenciales y en información actualmente disponible para la gerencia. Se encuentran sujetas a riesgos e incertidumbres y
los verdaderos resultados pueden diferir materialmente de aquellos expresados o implícitos en las declaraciones “de
proyecciones futuras” debido a diferentes factores.
Este tipo de declaraciones solo se consideran para la fecha en que se realizan y la Compañía no se compromete a
actualizarlas en vista de nueva información o desarrollos futuros o a emitir públicamente ninguna revisión a estas
declaraciones a fin de reflejar eventos o circunstancias posteriores a reflejar la ocurrencia de eventos no anticipados.
27
Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=00b47478f5764d1b001e45772ce27474VFdwQmVFMTZSWGxOUkVWNFRtcGpNVTFSUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
