ma
Eos el
GEOPARK
Santiago, 26 de mayo de 2014
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 22 de mayo de 2014 en
el U.S. Securities and Exchange
Commission (SEC).
Señor Superintendente:
En virtud de lo establecido en la Norma de Carácter General
N*352, por medio de la presente adjunto información considerada como relevante para
la empresa, que ha sido entregada el día 22 de mayo del presente año, en el U.S.
Securities and Exchange Commission (“SEC”), en donde mediante un comunicado de
prensa se informa los resultados del primer trimestre terminado el 31 de marzo de 2014.
La información adjunta consiste en comunicado de prensa de
doce páginas en idioma inglés y de la respectiva traducción del mismo al idioma
español, la que está contenida en trece páginas. Con respecto a la traducción del
comunicado al idioma español, 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 U.S. Securities and Exchange Commission.
Sin otro particular, saluda atentamente a Usted,
Pedro Aylwin Chiórrini
pp. GEOPARK LIMITED
Nuestra Señora de los Ángeles 179 – Las Condes, Santiago – Chile
Tel. (+56 2) 2429600 – infoWgeo-park.com – www.geo-park.com
E
GEOPARK
FOR IMMEDIATE DISTRIBUTION
GEOPARK REPORTS RESULTS FOR THE FIRST QUARTER
ENDED MARCH 31, 2014
May 22, 2014 – GeoPark Limited (GeoPark) (NYSE: GPRK), the Latin American oil and gas explorer, operator
and consolidator with operations and producing properties in Chile, Colombia, Brazil and Argentina, today
reported results for 1Q2014.
All figures are expressed in US dollars. All growth comparisons refer to the same period of the prior year,
except when specified. Proforma figures in this release refer to the incorporation in both periods of the
acquired interest in the Manati Field (Brazil), which was closed on March 31, 2014.
FIRST QUARTER 2014 HIGHLIGHTS
Operations:
e Oil and gas production up 25% to 16,743 boepd compared to 1Q2013. Proforma, average production
reached 20,410 boepd
e 15 new wells drilled during 1Q2014, seven exploration wells and eight development and appraisal wells
+ New oil field discovery (Aruco 1 on the Llanos 34 Block) in Colombia
e Two new oil field discoveries in Chile (Loij 1 in the Fell Block and Tenca 1 in the Flamenco Block). Four
exploratory wells drilled in 1Q2014 will be completed and tested in 2Q2014
e Start-up of commercial production in the Tierra del Fuego blocks in Chile, with a gross average of 374
boepd in 1Q2014, and a gross average of 1,084 boepd in March 2014 (542 boepd net to GeoPark)
e Signed service contracts to acquire 3D seismic in the blocks awarded in Round 11 in Brazil
Finance:
e Profit for the period up 9% to $10.3 million
+ Net Revenues down 6% to $84.7 million and Adjusted EBITDA down 3% to $48.4 million, both impacted
by oil delivery delays (please see note below)
+ Cash position of $131.9 million at the close of 1Q2014
Strategic / New Business:
e Transitioned from the London AIM Market (AIM) to the New York Stock Exchange (NYSE) in February
2014, raising approximately $100 million of gross proceeds in the Initial Public Offering (IPO)
+ Completed acquisition of 10% interest in the Manati gas field in Brazil, funded with existing cash and
new debt amounting to $70 million
+ Signed the license agreement with the ANP (Agéncia Nacional do Petróleo, Brazil’s National Agency of
Petroleum) for the Sergipe Alagoas Block in Brazil awarded during Round 12
Note: The significant increase in GeoPark’s Colombian oil production of 88% in 1Q2014 was not entirely
reflected in net revenues or Adjusted EBITDA for the period, mainly due to some delays in oil deliveries and
increased oil inventory. During the first quarter of 2014, Ecopetrol allocated larger volumes of its own oil
production to exports because of an oil refinery shut down, temporarily affecting the volumes received from
GeoPark and other Colombian oil producers at the port of Coveñas. This situation has normalized in May
2014, and is not expected to generate any impact on the Company’s 2014 results.
James F. Park, GeoPark Chief Executive Officer, said, “In February 2014, GeoPark made an important
transition from the London AIM to the NYSE, where we look forward to reaching a wider audience of
investors to share our story of performance, growth and opportunity. We also successfully raised additional
funds from the IPO to support our new business expansion. Our on-the-ground operations and drilling
activity in Colombia and Chile during the first quarter, as part of our active full year $220 million to $250
million work program, has already seen improved results and growth, with proforma production for the
quarter in excess of 20,000 boepd. With these advances we continue to build on GeoPark’s longstanding
track record of production, reserves, and cash flow growth.”
25.0
5 20.0
B % “Gas Production
33 150 “Oil Production
o.D .
2
an
25
– Y
B3 100
LLE
sz
xx 5.0
* Proforma production: includes production from Manati field
FIRST QUARTER 2014
The table below sets forth GeoPark’s production figures for 1Q2014 compared with 1Q2013.
In addition, it includes proforma information for Brazil.
First Quarter 2014 First Quarter 2013
Total ; Total o
(boepd) Oil (bopd) Gas (mcfpd) (boepd) o Chg.
Chile 7,407 4,475 17,588 8,436 -12%
Colombia 9,265 9,232 196 4,938 88%
Argentina 71 57 84 52 38%
Total 16,743 13,765 17,868 13,426 25%
Plus:
Brazil 3,667 57 21,661 4,140 -11%
Total Proforma 20,410 13,821 39,529 17,566 16%
The table below sets forth some key indicators of performance for 1Q2014 compared with 102013. These
figures do not include proforma information for the interest in the Manati field in Brazil, which GeoPark will
begin consolidating in its financial statements starting in 2Q2014. The Company agreed to the acquisition
and started accumulating related cash as of May 2013, and received upon closing in March 2014.
Key Indicators 1Q 2014 1Q 2013 % Chg.
Oil production (bopd) 13,765 10,481 31%
Gas production (mcfpd) 17,868 17,671 1%
Average net production (boepd) 16,743 13,426 25%
Average realized sales price
= Oil ($ per bbl) 85.6 90.2 -5%
7 Gas ($ per mcf) 6.5 4.4 48%
Net Revenues ($ million) 84.7 89.8 -6%
Adjusted EBITDA ($ million) 48.4 49.7 -3%
Profit for the period ($ million) 10.3 9.4 9%
CONSOLIDATED OPERATING PERFORMANCE
Production: Consolidated production increased by 25% in 1Q2014 to 16,743 boepd. This growth was led
by a 31% increase in consolidated oil production, primarily from higher oil production in the Colombian
operations. On a proforma basis, average production grew 16% in 1Q2014. In addition, gas production
increased by 1% to reach 17,868 mcfpd in 1Q2014.
Net Revenues: Consolidated net revenues decreased by 6% to $84.7 million in 1Q2014 compared to $89.8
million in 1Q2013, mainly impacted by the delays in oil deliveries in Colombia and which have normalized in
May 2014.
Consolidated Oil Revenues: Consolidated oil revenues represented 89% of total net revenues in 1Q2014
compared to 93% in 1Q2013, down 10% to $75.2 million in 1Q2014, mostly as a result of delayed deliveries
in Colombia and a decrease in oil production in Chile. This was also impacted by a lower realized oil price in
Colombia, which resulted in a 5% decrease in the consolidated average realized oil price to $85.6 per barrel.
Consolidated Gas Revenues: Consolidated gas revenues increased by 57% to $9.5 million in 1Q2014 mainly
due to higher average realized sales prices of 48%, reaching $6.5 per mcf in 1Q2014 compared to $4.4 per
mcf in 1Q2013.
Gas revenues represented 11% of total net revenues in 1Q2014 compared to 7% in 1Q2013.
Costs: Consolidated production costs decreased by 2% to $37.7 million in 1Q2014, as a result of lower
production costs in the Colombian operations, and partially offset by increased production costs in the
Chilean operations.
Consolidated exploration costs decreased to $6.8 million in 1Q2014 from $7.3 million in 1Q2013, primarily
as a result of lower write-offs in Chile, where one well was written-off in 1Q2014 compared to two wells in
102013, and in Colombia where no exploratory wells were written-off in 1Q2014 compared to one well in
102013.
Consolidated administrative costs increased by 16% to $11.1 million in 1Q2014, mostly due to increased
staff costs at the corporate level related to transition to the New York Stock Exchange, higher costs related
to the start-up of the Brazilian operations, and new business expenses.
Consolidated selling expenses decreased by 20% to $6.3 million in 1Q2014, driven by reductions in
Colombia.
Adjusted EBITDA: Consolidated Adjusted EBITDA decreased by 3% to $48.4 million in 1Q2014 compared
to $49.7 million in 1Q2013. The decline was mainly driven by a decrease in the Adjusted EBITDA from the
Colombian operations (from the delayed oil deliveries), and was partially offset by higher Adjusted EBITDA
of the Chilean operations.
ANALYSIS BY BUSINESS SEGMENT
Operations in Chile
In Chile, GeoPark is the first and the largest non-state controlled oil and gas producer. Operations began in
2006 in the Fell Block and have evolved from having a non-operated, non-producing interest to a fully-
operated and producing asset with 45.1 mmboe of 2P PRMS reserves certified by DeGolyer and McNaughton
(“DEM”) as of December 31, 2013. Average production in Fell Block amounted to 7,033 boepd during
102014, representing 95% of GeoPark’s Chilean production. In addition, the Company operates five other
hydrocarbon blocks in Chile with significant prospective resources.
Key Indicators 102014 102013 % Chg.
Oil production (bopd) 4,475 5,507 -19%
Gas production (mcfpd) 17,588 17,573 0%
Average net production (boepd) 7,407 8,436 -12%
Net Revenues ($ million) 47.2 45.5 4%
Adjusted EBITDA ($ million) 30.7 29.2 5%
Adjusted EBITDA per boe ($) 48.5 38.4 26%
Production: Production in Chile decreased by 12% to 7,407 boepd in 1Q2014 compared to 8,436 boepd in
102013. GeoPark’s production in 1Q2014 represented a 10% increase compared to 4Q2013, mainly due to
new wells drilled, as well as some work-overs and the installation of electrical submersible pumps in certain
existing Tobifera wells. GeoPark expects to replicate this artificial lift system (first time used in the basin) in
7-10 new wells on the Fell Block during 2014 to enhance production levels.
Net Revenues: Net revenues in Chile increased by 4% to $47.2 million for 1Q2014, representing 56% of
consolidated net revenues, compared to $45.5 million or 51% of consolidated net revenues in 1Q2013.
Oil revenues decreased by 4% to $37.7 million in 102014, due to lower production, which was partially
offset by a higher average realized oil price per barrel.
The average realized oil price increased by 9% to $90.7 per barrel in 1Q2014, primarily driven by an
increase of approximately 4% in the average reference price and lower quality discounts, resulting from
renegotiated commercial terms with ENAP, the crude buyer.
Oil revenues represented 80% of total net revenues in Chile in 1Q2014 compared to 87% in 1Q2013.
Gas revenues increased by 57% to $9.5 million in 1Q2014, mainly due to an increase of 48% in the average
realized gas price resulting from higher world methanol prices and an improved agreement with the
Company’s gas purchaser, Methanex. Gas revenues represented 20% of total net revenues in Chile in
102014 compared to 13% in 1Q2013.
Costs: Production costs in Chile in 1Q2014 increased by 8% to $19.5 million, resulting in a 29% increase in
production cost per boe to $30.8. This was mostly due to higher depreciation charges per boe, the impact
on fixed costs from lower production, and, to a lesser extent, higher costs resulting from the operation of
electrical submersible pumps and chemical treatments to improve oil quality.
Exploration expenses in Chile remained relatively stable and amounted to $5.5 million in 1Q2014 compared
to $5.3 million in 102013. Exploration expenses in 1Q2014 included the write-off of one well in the Fell Block
drilled in 4Q2013 compared to the write-off of two wells in 1Q2013, one in Fell Block and one in Tranquilo
Block.
Administrative costs in Chile in 1Q2014 decreased to $4.0 million from $4.6 million in 1Q2013. Selling
expenses in Chile decreased from $1.2 million in 1Q2013 to $0.7 million in 1Q2014.
Operating costs increased by 2% to $7.8 million in 1Q2014 from $7.9 million in 1Q2013.
Adjusted EBITDA: Adjusted EBITDA in Chile increased by 5% to $30.7 million in 1Q2014, compared to
$29.2 million in 1Q2013, mainly driven by revenue growth and lower administrative and selling expenses,
which were partially offset by higher operating costs.
Adjusted EBITDA per boe increased by 26% to $48.5 per boe in 1Q2014 compared to $38.4 per boe in
102013, as a result of higher average realized sales prices, which were partially offset by higher operating
costs per boe.
Operational Performance:
During the first quarter of 2014, the Company advanced its exploration and development work program with
the drilling of the Konawentru Oeste 1, Loij 1 and Konawentru 12 wells in the Fell Block (GeoPark operated
with a 100% WI), and the drilling of the Tenca 1 well in the Flamenco Block (GeoPark operated with a 50%
WI). Furthermore, an additional 350 sqkm of new 3D seismic were acquired on the Isla Norte Block
(GeoPark operated with a 60% WI) to complete a total of 1,541 sqkm on the Tierra del Fuego blocks and
fully completing the 3D seismic commitment.
Further details are provided in the recent Operations Update release of May 13, 2014.
Operations in Colombia
In Colombia, following the acquisitions of three companies (Winchester, Luna and Cuerva) in early 2012,
GeoPark has working interests in 10 hydrocarbon blocks with 2P PRMS reserves of 16.5 mmboe, certified by
D8iM as of December 31, 2013. Average production for 1Q2014 reached 9,265 boepd.
Key Indicators 102014 1Q2013 % Chg.
Oil production (bopd) 9,232 4,932 88%
Gas production (mcfpd) 196 34 476%
Average net production (boepd) 9,265 4,938 88%
Net Revenues ($ million) 37.2 43.8 -15%
Adjusted EBITDA ($ million) 20.7 22.0 -6%
Adjusted EBITDA per boe ($) 41.2 49.6 -17%
Production: Colombian oil production increased by 88% to 9,232 bopd in 1Q2014, resulting from successful
exploration and development efforts, most notably the new discoveries in the Tigana 1 and Tigana Sur 1
wells in 4Q2013 and the development and appraisal of the Max, Tua and Tarotaro fields in the Llanos 34
Block.
Net Revenues: The Colombian operations represented 44% of the total consolidated net revenues
compared to 49% of the total consolidated net revenues in 1Q2013. The significant increase in GeoPark’s
Colombian oil production of 88% in 1Q2014 was not entirely reflected in net revenues, due to the delay in
deliveries. Net revenues, which decreased by 15% to $37.2 million in 102014, were also negatively
impacted by a decrease in the average realized price per barrel of crude oil and an increase in earn-out
expenses.
The average realized price decreased by 20% to $82 per barrel in 1Q2014. During 2013, the Company
started selling part of its oil production at the well-head with higher commercial discounts (and thus lower
net prices), as opposed to transporting it to different delivery points. This led to lower selling expenses that
partially offset the lower selling prices and had no impact in the overall Adjusted EBITDA.
Earn-out expenses increased to $3.7 million in 192014 compared to $1.4 million in 1Q2013 due to higher
production, mainly in the Llanos 34 Block, as provided for in the Winchester stock purchase agreement.
Costs: Production costs in Colombia decreased by 13% to $18.0 million in 102014, primarily due to
improved fixed cost absorption that led to a decrease in the production cost per barrel of 23% to $35.9 per
barrel.
Exploration expenses in Colombia amounted to $0.4 million in 1Q2014 compared to $1.4 million in 1Q2013,
mainly due to the write-off of one well in 1Q2013. There were no write-offs in 1Q2014.
Administrative costs in Colombia in 1Q2014 increased to $2.6 million compared to $2.4 million in 1Q2013.
Selling expenses in Colombia in 1Q2014 decreased by 16% to $5.5 million compared to $6.6 million in
102013, as explained above.
Operating costs for the quarter decreased by 22% to $8.3 million compared to $10.8 million in 1Q2013.
Adjusted EBITDA: Adjusted EBITDA in Colombia decreased by 6% to $20.7 million in 1Q2014 compared to
$22.0 million in 1Q2013, mainly as a result of the delayed oil deliveries.
Adjusted EBITDA per boe decreased by 17% to $41.2 per boe in 1Q2014, mainly due to lower average price
and higher earn-out payments, which were partially offset by lower production costs per boe from increased
efficiency.
Operational Performance:
During the 1Q2014, in the Llanos 34 Block, the Aruco 1 well was successfully drilled and tested and put in
production, while the Tigana Norte 1 well was drilled and will be tested in 2Q2014 (GeoPark operated with a
45% WI). GeoPark continues to advance and is on track with ¡ts 2014 work program.
Further details are provided in the recent Operations Update release of May 13, 2014.
Operations in Brazil
During 1Q2014, GeoPark signed service contracts to acquire 3D seismic in the Blocks awarded in Round 11
in the Reconcavo and Potiguar basins. Seismic registration of those blocks is expected to start in 3Q2014.
On March 28, 2014, GeoPark announced the approval by the ANP in relation to the acquisition of a 10%
interest in the Manati Field in Brazil. The agreed purchase price was $140 million, which was adjusted by the
net cash proceeds from all production, attributable to Rio das Contas since May 1, 2013, to $115.2 million
net of cash acquired. The transaction closed on March 31, 2014 and GeoPark will begin consolidating results
in its financial statements as of 2Q2014.
Operations in Argentina
Operations in Argentina represented less than 1% of consolidated net revenues and Adjusted EBITDA in
102014 and 1Q2013.
In March 2014, GeoPark informed the Mendoza Province Secretary of Infrastructure and Energy of its
decision to relinquish 100% of the Cerro Doña Juana and Loma Cortaderal Blocks to the Mendoza Province,
which cover an area of 47.9 thousand acres. Neither the Cerro Doña Juana nor the Loma Cortaderal Blocks
are currently in production or have any associated reserves.
CONSOLIDATED NON-OPERATING RESULTS AND PROFIT FOR THE PERIOD
Net Financial Expenses: Net financial expenses decreased to $7.6 million in 102014 from $12.6 million in
102013, due to one-time expenses incurred as part of the prepayment of the 2015 Reg S Bond in February
2013, which were partially offset by higher interest expenses due to higher average indebtedness as a result
of the 2020 Bond amounting to $300 million issued in 1Q2013, and which allowed the Company to reduce its
average cost of funding and extend maturities.
Income Tax: Income tax amounted to $5.5 million in 1Q2014 compared to $4.4 million in 1Q2013, in line
with the increase in profits before income taxes in 1Q2014.
Profit: Profit for the period increased 9% and amounted to $10.3 million in 1Q2014 compared to $9.4
million in 1Q2013, mainly due to lower net financial expenses, which were partially compensated by the
decrease in operating results.
BALANCE SHEET
Cash and cash equivalents as of March 31, 2014, totaled $131.9 million, while at year-end 2013 cash and
cash equivalents amounted to $121.1 million. The increase is primarily due to cash generation from
operations during the period of $37.5 million, along with $132.6 million of funds generated from financing
activities, and are explained by (i) $70 million credit facility to acquire an interest in the Manati gas field and
(ii) $90.9 million net proceeds resulting from the NYSE IPO, which were partially offset by $28 million
related to debt and interest payments. In addition, $159.3 million of net cash was used for the Company’s
investment activities, including the Company’s capital expenditures program as well as the acquisition of an
interest in the Manati gas field.
Total assets as of March 31, 2014, amounted to $1,046.0 million. Additionally, total investments for the
period included (i) $45.8 million invested in Chile, where the Company drilled nine wells and acquired 350
sqkm of 3D seismic surveys and (ii) $28.9 million invested in Colombia that included the drilling of six wells.
In addition, investing activities in 1Q2014 included $115.2 million related to the acquisition of an interest in
the Manati gas field (net of cash acquired) that was completed on March 31, 2014.
At the end of 1Q2014, GeoPark’s total financial debt amounted to $364.7 million, which included $294.5
million related to the 2020 Bond issued in February 2013 and $70.0 million related to a 5-year credit facility
for the acquisition of an interest in the Manati Field.
Shareholders’ Equity reached $470.6 million and included minority interests of $98.7 million related to LG
International’s participation in the Chilean and Colombian operations (LG International and GeoPark have a
strategic alliance to build a portfolio of upstream assets across Latin America.) Shareholders” Equity as of
March 31, 2014 also includes net proceeds of $90.9 million resulting from the NYSE IPO.
FINANCIAL RATIOS (*)
Amounts in $ million
Gross debt /
Year / Period Financial debt Cash position Adjusted coverade
EBITDA
102013 299.4 176.0 2.2X 5.3x
2Q2013 301.8 149.4 2.2X 4.4x
3Q2013 296.2 104.8 2.2X 5.9x
2013 317.1 121.1 1.9x 4.3x
102014(**) 364.7 131.9 2.2X 4.9x
(*) Based on trailing 12 month financial results for 1Q2013, 2Q2013, 3Q2013 and 1Q2014
(**) Does not consider Adjusted EBITDA generated by the acquired interest in the Manati Field in Brazil
GeoPark’s consolidated incurrence financial covenants agreed to under the 2020 Bond indenture provide for:
e Leverage Ratio, defined as gross debt to Adjusted EBITDA, lower than 2.75x for the year 2014 and
lower than 2.5x from 2015 onwards;
e Interest Coverage Ratio, defined as Adjusted EBITDA divided by Interest Expenses, above 3.5x.
OTHER NEWS/RECENT EVENTS
Initial Public Offering and NYSE Listing
The Company began trading on the NYSE under the ticker symbol GPRK on February 7, 2014. In its move to
the NYSE, GeoPark issued 13,999,700 shares at a price of $7.00 per share, including the over-allotment
option granted to and exercised by the underwriters and resulting in 57,863,615 shares outstanding as of
March 31, 2014. Gross proceeds from the offering totaled approximately $100 million, which will primarily
be used to support the Company’s expansion. Through its NYSE listing, the Company intends to reach a
wider investor audience and strengthen liquidity for all its shareholders.
Brazil Round 12 Bidding Process
Parnaiba Basin: In December, 2013, the Brazilian Federal Court issued an injunction, preventing the ANP
from advancing with the bidding process of Block PN-T-597 in the Parnaiba Basin (Round 12), until studies
are carried out by ANP regarding the possible environmental impact of drilling unconventional resources. On
April 16, 2014, the ANP suspended proceedings related to the award of Block PN-T-597 to GeoPark.
Sergipe Alagoas Basin: In May 2014, GeoPark obtained final approval and signed the concession contract
with the ANP for the Exploratory Block SEAL-T-268, located in the Sergipe Alagoas Basin in Brazil (Round
12)
GeoPark can be visited online at www.geo-park.com
For further information please contact:
Pablo Ducci – Director Capital Markets pduccidgeo-park.com
Sofia Chellew – Investor Relations schellewOgeo-park.com
Santiago, Chile
T: +562 2242 9600
CONSOLIDATED STATEMENT OF INCOME
(Unaudited)
In millions of $, except for %
1Q02014x 102013 %
NET REVENUES
Sale of crude oil 75.2 83.7 -10%
Sale of gas 9.5 6.1 57%
TOTAL NET REVENUES 84.7 89.8 -6%
Production costs -37.7 -38.3 -2%
GROSS PROFIT 47.1 51.5 -9%
Exploration costs -6.8 -7.3 -7%
Administrative costs -11.1 -9.6 16%
Selling expenses -6.3 -7.9 -20%
Other operating income 0.6 -0.2 -497%
OPERATING PROFIT 23.4 26.5 -12%
Financial results, net -7.6 -12.6 -40%
PROFIT BEFORE INCOME TAX 15.8 13.9 14%
Income tax -5.5 -4,4 24%
PROFIT FOR THE PERIOD 10.3 9.4 9%
Non-controlling interest 3.6 3.0 22%
ATTRIBUTABLE TO OWNERS 6.7 6.5 3%
RECONCILIATION OF ADJUSTED EBITDA TO PROFIT BEFORE INCOME TAX
AND ADJUSTED EBITDA PER BOE
In_millions of $, except for %
1Q2014 1Q2013 %
Adjusted EBITDA 48.4 49.7 -3%
Depreciation -18.1 -15.8 15%
Accrual of Stock Awards -3.0 -1.8 64%
Impairment and write-off -4.1 -5.9 -31%
Others 0.2 0.3 -41%
OPERATING PROFIT 23.4 26.5 -12%
Financial results, net -7.6 -12.6 -40%
PROFIT BEFORE INCOME TAX 15.8 13.9 14%
Adjusted EBITDA 48.4 49.7 -3%
Total Boe (in millions of boe) 1.14 1.21 -5%
Adjusted EBITDA per boe 42.4 41.1 3%
* The significant increase in GeoPark’s Colombian oil production of 88% in 1Q2014 was not entirely reflected
in net revenues or Adjusted EBITDA for the period, mainly due to some delayed oil deliveries and increased
oil inventory. During the first quarter of 2014, Ecopetrol (who buys and exports a significant portion of the
Company’s oil), allocated larger volumes of its own oil production to exports because of an oil refinery shut
down, temporarily affecting the volumes received from GeoPark and other Colombian oil producers. This
situation was normalized during May 2014, and is not expected to generate any impact on the Company’s
2014 results.
SELECTED HISTORICAL OPERATIONAL AND FINANCIAL DATA
2013
Oil Reserves (2P PRMS) – mmboe 33.9
Gas Reserves (2P PRMS) – mmboe 27.7
Combined Reserves (2P PRMS) – mmboe 61.6
Oil Production (thousand boepd) 11.1
Gas Production (thousand boepd) 2.4
Production (thousand boepd) 13.5
Oil Revenues ($ million) 315
Gas Revenues ($ million) 23
Total Revenues ($ million) 338
Adjusted EBITDA ($ million) 167
2012
27.8
29.1
Year ended December 31,
2011
16.9
32.6
49.5
2.5
5.1
7.6
74
38
112
63
2010
16.2
33.4
49.6
2009
10.9
31.3
42.2
10
GLOSSARY
Adjusted EBITDA
Adjusted EBITDA per boe
ANP
boe
boepd
bopd
CEOP
EPS
IPO
mbbl
mmboe
mcfpd
mmcfpd
Mm?*/day
PRMS
SPE
wI
NPVi0
Sqkm
Profit for the period before net finance cost, income tax, depreciation,
amortization, certain non-cash items such as impairments and write offs of
unsuccessful efforts, accrual of stock options and stock awards and bargain
purchase gain on acquisitions of subsidiaries
Adjusted EBITDA divided by total boe production for the applicable period
Agéncia Nacional do Petróleo, Brazil’s National Agency of Petroleum
Barrels of oil equivalent
Barrels of oil equivalent per day
Barrels of oil per day
Contrato Especial de Operacion Petrolera (Special Petroleum Operations
Contract)
Earnings per share
Initial Public Offering
Thousand barrels of oil
Million barrels of oil equivalent
Thousand cubic feet per day
Million cubic feet per day
Thousand cubic meters per day
Petroleum Resources Management System
Society of Petroleum Engineers
Working interest
Present value of estimated future oil and gas revenues, net of estimated
direct expenses, discounted at an annual rate of 10%
Square kilometers
11
NOTICE
Additional information about GeoPark can be found in the “Investor Support” section on the Web site at
www.geo-park.com
Rounding amounts and percentages: Certain amounts and percentages included in this press release have
been rounded for ease of presentation. Percentage figures included in this press release have not in all cases
been calculated on the basis of such rounded figures but on the basis of such amounts prior to rounding. For
this reason, certain percentage amounts in this press release may vary from those obtained by performing
the same calculations using the figures in the financial statements. In addition, certain other amounts that
appear in this press release may not sum due to rounding.
CAUTIONARY STATEMENTS RELEVANT TO FORWARD-LOOKING INFORMATION
This press release contains statements that constitute forward-looking statements. Many of the forward
looking statements contained in this press release can be identified by the use of forward-looking words
such as “anticipate,” “believe,” “could,” “expect,” “should,” “plan,
“potential,” among others.
ma
intend,” “will,” “estimate” and
Forward-looking statements appear in a number of places in this press release and include, but are not
limited to, statements regarding the intent, belief or current expectations, regarding various matters,
including expected 2014 production growth and capital expenditures plan. Forward-looking statements are
based on management’s beliefs and assumptions and on information currently available to the management.
Such statements are subject to risks and uncertainties, and actual results may differ materially from those
expressed or implied in the forward-looking statements due to various factors.
Forward-looking statements speak only as of the date they are made, and the Company does not undertake
any obligation to update them in light of new information or future developments or to release publicly any
revisions to these statements in order to reflect later events or circumstances or to reflect the occurrence of
unanticipated events. For a discussion the risks facing the Company which could affect whether these
forward-looking are realized, see filings with the U.S. Securities and Exchange Commission.
Information about oil and gas reserves: The SEC permits oil and gas companies, in their filings with
the SEC, to disclose only proved, probable and possible reserves that meet the SEC’s definitions for such
terms. GeoPark uses certain terms in this press release, such as “PRMS Reserves” that the SEC’s guidelines
do not permit GeoPark from including in filings with the SEC. As a result, the information in the Company’s
SEC filings with respect to reserves will differ significantly from the information in this press release.
NPV10 for PRMS 1P, 2P and 3P reserves ¡is not a substitute for the standardized measure of discounted
future net cash flows for SEC proved reserves.
Adjusted EBITDA: The Company defines Adjusted EBITDA as profit for the period before net finance cost,
income tax, depreciation, amortization and certain non-cash items such as impairments and write-offs of
unsuccessful exploration and evaluation assets, accrual of stock options and stock awards and bargain
purchase gain on acquisition of subsidiaries. Adjusted EBITDA is not a measure of profit or cash flows as
determined by IFRS. The Company believes Adjusted EBITDA is useful because it allows us to more
effectively evaluate our operating performance and compare the results of our operations from period to
period without regard to our financing methods or capital structure. The Company excludes the items listed
above from profit for the period in arriving at Adjusted EBITDA because these amounts can vary
substantially from company to company within our industry depending upon accounting methods and book
values of assets, capital structures and the method by which the assets were acquired. Adjusted EBITDA
should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, profit for the period or cash flows
from operating activities as determined in accordance with IFRS or as an indicator of our operating
performance or liquidity. Certain items excluded from Adjusted EBITDA are significant components in
understanding and assessing a company’s financial performance, such as a company’s cost of capital and tax
structure and significant and/or recurring write-offs, as well as the historic costs of depreciable assets, none
of which are components of Adjusted EBITDA. The Company’s computation of Adjusted EBITDA may not be
comparable to other similarly titled measures of other companies. For a reconciliation of Adjusted EBITDA to
the IFRS financial measure of profit for the year, see the accompanying financial tables.
12
GEOPARK
PARA DISTRIBUCIÓN INMEDIATA
GEOPARK REPORTA SUS RESULTADOS PARA EL PRIMER TRIMESTRE
TERMINADO EL 31 DE MARZO DE 2014
22 de mayo de 2014 – GeoPark Limited (GeoPark) (NYSE: GPRK), la compañía latinoamericana de
exploración, operación y consolidación de petróleo y gas, con operaciones y propiedades productivas en
Chile, Colombia, Brasil y Argentina se complace en anunciar sus resultados trimestrales y anuales de 2013
auditados.
Todas las cifras se expresan en dólares de los Estados Unidos. Todas las comparaciones se refieren al mismo
período del año anterior, excepto cuando se indica lo contrario. Las cifras proforma de esta publicación se
refieren a la inclusión durante ambos períodos de la participación adquirida en el Campo Manatí (Brasil), la
que se materializó el 31 de marzo de 2014.
DESTACADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2014
Operaciones:
+ La producción de petróleo y gas aumentó en un 25% a 16.743 boepd en comparación al primer
trimestre de 2013. En cifras proforma, la producción promedio alcanzó a 20.410 boepd
+ 15 nuevos pozos perforados durante el primer trimestre de 2014, siete pozos de exploración y ocho de
desarrollo y evaluación
+ Descubrimiento de nuevo campo de petróleo (Arauco 1 en el Bloque Llanos 34) en Colombia
+ Dos nuevos descubrimientos de campos de petróleo en Chile (Loij en el Bloque Fell y Tenca 1 en el
Bloque Flamenco), cuatro pozos exploratorios excavados el primer trimestre de 2014 serán completados
y sometidos a prueba el segundo trimestre de 2014
+ Inicio de la producción comercial en los bloques de Tierra del Fuego en Chile, con un promedio bruto de
374 boepd el primer trimestre de 2014 y un promedio bruto de 1.084 boepd en marzo de 2014 (542
boepd netos para GeoPark)
+ Firma de contratos de servicio para adquirir sísmica 3D en los bloques adjudicados de la Ronda 11 en
Brasil
Finanzas:
+ Ganancia para el período con un aumento de un 9% a $10,3 millones
+ Ingresos netos con un descenso de un 6% a $84,7 millones y EBITDA ajustado con una disminución de
un 3% a $48,4 millones, ambos impactados por demoras en la entrega (favor véase nota más adelante)
+ Efectivo disponible de $131,9 millones al cierre del primer trimestre de 2014
Estrategia / Nuevos Negocios:
e Traslado desde el Mercado AIM de Londres (AIM) a la Bolsa de Comercio de Nueva York (NYSE) en
febrero de 2014, reuniendo aproximadamente $100 millones de fondos brutos en la Oferta Pública Inicial
(IPO)
+ Completada la Adquisición de un 10% de participación en el campo de gas Manatí, en Brasil, financiada
con efectivo existente y nueva deuda ascendente a $70 millones
+ Firmado el contrato de licencia con la ANP (Agencia Nacional del Petróleo) por el Bloque de Sergipe
Alagoas en Brasil, adjudicado en la Ronda 12
Nota: El significativo aumento de la producción de petróleo colombiano de un 88% el primer trimestre de
2014 no se vio totalmente reflejada en los ingresos netos o EBITDA ajustado del período, debido
principalmente a algunas demoras en las entregas y aumentos en las existencias de petróleo. Durante el
primer trimestre de 2014, Ecopetrol asignó mayores volúmenes de su propia producción de petróleo a las
exportaciones debido al cierre de una refinería, la que afectó temporalmente los volúmenes recibidos de
Geopark y otros productores de petróleo colombianos en el puerto de Coveñas. Esta situación se normalizó
en mayo de 2014 y no se espera que genere ningún impacto sobre los resultados de la Compañía en 2014.
James F. Park, Gerente General de GeoPark, afirmó: “En febrero de 2014 Geopark hizo una importante
transición desde la AIM de Londres a la Bolsa de Comercio de Nueva York, donde esperamos llegar a un
mayor público de inversionistas que deseen unirse a nuestra historia de desempeño, crecimiento y
oportunidad. Además reunimos exitosamente fondos adicionales a través de la IPO para la expansión de
nuestro negocio. Nuestras operaciones tierra adentro y las actividades de perforación en Colombia y Chile
durante el primer trimestre, parte de nuestro activo programa de trabajo para el año de $220 a $250
millones ya han mostrado mejores resultados y crecimiento, con una producción proforma para el trimestre
que supera los 20.000 boepd. Con estos avances continuamos aumentando la prolongada trayectoria de
GeoPark de crecimiento en la producción, reservas y flujo de efectivo”.
25.0
20.0
mGas Production
15.0 m0il Production
n
0.0 cd Tol a
$ Ss $ $ > > qe 5
> P > P $ > *P S* 9
Avg. Daily Production
(thousand boepd)
o
o
e
v y
¿O
* Proforma production: includes production from Manati field
PRIMER TRIMESTRE DE 2014
La tabla que aparece a continuación muestra las cifras de producción de GeoPark para el 1Tri2014 en
comparación al 1Tri2013.
Además, incluye la información proforma para Brasil.
1Tri2014 1Tri2013 % Cambio
Total Petróleo Gas Total
(boepd) (bopd) (mcfpd) (boepd)
Chile 7.407 4.475 17.588 8.436 -12%
Colombia 9.265 9.232 196 4.938 88%
Argentina 71 57 84 52 38%
Total 16.743 13.765 17.868 13.426 25%
Más:
Brasil 3.667 57 21.661 4.140 -11%
Total Proforma 20.410 13.821 39.529 17.566 16%
La tabla a continuación muestra algunos indicadores clave de desempeño para el 1tri2014 en comparación al
1Tri2013. Estas cifras no incluyen la información proforma para la participación en el Campo Manatí en
Brasil, que Geopark comenzó a consolidar en sus estados financieros a partir del 2tri2014. La Compañía
acordó la adquisición y acumuló la caja generada a partir de mayo de 2013, la que se recibió al cierre en
marzo de 2014.
Indicadores Clave 1Tri 2014 1Tri 2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 13.765 10.481 31%
Producción de gas (mcfpd) 17.868 17.671 1%
Producción neta promedio (boepd) 16.743 13.426 25%
Precio de venta promedio concretado
– Petróleo ($ por bbl) 85,6 90,2 -5%
7 Gas ($ por mcf) 6,5 4,4 48%
Ingresos Netos ($ millones) 84,7 89,8 -6%
EBITDA ajustado ($ millones) 48,4 49,7 -3%
Ganancia para el ejercicio ($ millones) 10,3 9,4 9%
DESEMPEÑO OPERACIONAL CONSOLIDADO
Producción: La producción consolidada aumentó en un 25% el 1Tri2014 a 16.743 boepd. Este crecimiento
fue liderado por un aumento de un 31% en la producción de petróleo consolidado, en gran medida originado
por una mayor producción de petróleo, principalmente en las operaciones de Colombia. Sobre una base
proforma, la producción promedio aumentó un 16% el 1Tri2014. Además, la producción de gas aumentó en
un 1% a 17.868 mcfpd el 1Tri2014.
Ingresos Netos: Los ingresos netos consolidados disminuyeron en un 6% a $84,7 millones el 1Tri2014 en
comparación a $89,8 millones el 1Tri2013, principalmente impactados por las demoras en las entregas de
petróleo en Colombia, las que se han normalizado en mayo de 2014.
Ingresos consolidados de Petróleo: Los ingresos consolidados de petróleo representaron un 89% del total de
ingresos netos el 1Tri2014 en comparación a un 93% el 1Tri2013, una disminución de un 10% a $75,2
millones el 1Tri2014, principalmente como resultado de demoras en la entrega en Colombia y una menor
producción de petróleo en Chile. Lo anterior también experimentó el impacto de menores precios del
petróleo alcanzados en Colombia, los que dieron como resultado una disminución de un 5% en el precio
promedio consolidado alcanzado por el petróleo por barril de $85,6.
Ingresos de Gas Consolidados: Los ingresos de gas consolidados aumentaron en un 57% a $9,5 millones el
1Tri2014, debido principalmente a un mayor precio en un 48% de venta promedio obtenido, alcanzando a
$6,5 por mcf el 1Tri2014 en comparación a $4,4 por mcf el 1Tri2013.
Los ingresos de gas representaron un 11% del total de ingresos netos el 1Tri2014 en comparación a un 7%
el 1Tri2013.
Costos: Los costos de producción consolidados disminuyeron en un 2% a $37,7 millones el 1Tri2014, como
resultado de menores costos de producción en las operaciones en Colombia y parcialmente compensados por
mayores costos de producción en las operaciones en Chile.
Los costos de exploración consolidados disminuyeron a $6,8 millones el 1Tri2014 de $7,3 millones el
1Tri2013, principalmente como resultado de menores castigos en Chile, donde un pozo fue castigado el
1Tri2014 en comparación a dos pozos el 1Tri2013 y en Colombia, donde ningún pozo exploratorio fue
castigado el 1Tri2014 en comparación a un pozo el 1Tri2013.
Los costos administrativos consolidados aumentaron en 16% a $11,1 millones el 1Tri2014, principalmente
como resultado de mayores costos de remuneraciones a nivel corporativo en relación a la transición a la
Bolsa de Nueva York, mayores costos relacionados con el inicio de las operaciones en Brasil y costos
asociados a nuevos negocios.
Los costos de venta consolidados disminuyeron en un 20% a $6,3 millones el 1Tri2014, impulsados por
disminuciones en Colombia.
EBITDA Ajustado: EBITDA ajustado consolidado disminuyó en un 3% a $48,4 millones el 1Tri2014 en
comparación a $49,7 millones el 1Tri2013. La disminución fue impulsada principalmente por una disminución
en EBITDA Ajustado de las operaciones en Colombia (debido a la demora en las entregas) y fue
parcialmente compensado por un mayor EBITDA ajustado de las operaciones en Chile.
ANÁLISIS POR SEGMENTO DE NEGOCIOS
Operaciones en Chile
GeoPark es el primer y mayor productor no estatal de petróleo y gas en Chile. Las operaciones se iniciaron
en 2006 en el Bloque Fell y han evolucionado desde tener una participación no operativa, no productiva a un
activo plenamente operativo y productivo con 45,1 mmboe de reservas 2P PRMS certificadas por DeGolyer y
McNaughton (“D8M”) al 31 de diciembre de 2013. La producción promedio del Bloque Fell ascendió a 7.033
boepd durante el 1Tri2014, representando el 95% de la producción de GeoPark en Chile. Además, la
Compañía opera otros cinco bloques de hidrocarburos en Chile con importantes perspectivas de recursos.
Indicadores Clave 1Tri2014 1Tri2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 4,475 5.507 -19%
Producción de gas (mcfpd) 17.588 17.573 0%
Producción neta (boepd) 7.407 8.436 -12%
Ingresos Netos ($ millones) 47,2 45,5 4%
EBITDA Ajustado 30,7 29,2 5%
EBITDA Ajustado por boe ($) 48,5 38,4 26%
Producción: La producción en Chile disminuyó en un 12% a 7.407 boepd el 1Tri2014 en comparación a
8.436 boepd el 1Tri2013. La producción de GeoPark el 1Tri2014 representó un aumento de un 10% en
comparación al 4Tri2013, debido principalmente a nuevos pozos perforados, reacondicionamiento y la
instalación de bombas eléctricas sumergibles en algunos pozos existentes en Tobífera. GeoPark espera
replicar este sistema de elevación artificial (utilizado por primera vez en la cuenca) en 7-10 nuevos pozos en
el Bloque Fell durante 2014 para ampliar los niveles de producción.
Ingresos Netos: Los ingresos netos en Chile aumentaron en un 4% a $47,2 millones el 1Tri2014,
representando un 56% de los ingresos netos consolidados, en comparación a 45,5 millones o un 51% de los
ingresos netos consolidados el 1Tri2013.
Los ingresos del petróleo disminuyeron en un 4% a $37,7 millones el 1Tri2014, debido a una menor
producción que fue parcialmente compensada por un mayor precio promedio alcanzado por barril.
El precio promedio alcanzado del petróleo aumentó en un 9% a $90,7 por barril el 1Tri2014, principalmente
impulsado por un aumento de aproximadamente un 4% en el precios de referencia promedio y a menores
descuentos por calidad, como resultado de términos comerciales renegociados con ENAP, el comprador de
crudo.
Los ingresos del petróleo representaron un 80% del total de ingresos netos en Chile el 1Tri2014, en
comparación a un 87% el 1Tri2013.
Los ingresos del gas aumentaron en un 57% a $9,5 millones el 1Tri2014 debido principalmente a un
aumento de un 48% en el precio promedio obtenido del gas como resultado de mayores precios mundiales
del metanol y un mejorado acuerdo con el comprador de gas de la Compañía, Methanex. Los ingresos del
gas representaron un 20% del total de ingresos netos en Chile el 1Tri2014 en comparación a un 13% el
1Tri2013.
4
Costos: Los costos de producción en Chile aumentaron en un 8% a $19,5 millones el 1Tri2014, dando como
resultado un aumento de un 29% en el costo de producción por boe a $30,8. Lo anterior se debió
principalmente a mayores cargos de depreciación por boe, el impacto sobre los costos fijos de una menor
producción y, en menor medida, a los mayores costos resultantes de la operación de las bombas eléctricas
sumergibles y de los tratamientos químicos para mejorar la calidad del petróleo.
Los gastos de Exploración en Chile continuaron relativamente estables y ascendieron a $5,5 millones el
1Tri2014 en comparación a $5,3 millones el 1Tri2013. Los gastos de exploración en 2014 incluyeron el
castigo de un pozo en el Bloque Fell perforado el 4Tri2013 en comparación al castigo de dos pozos el
1Tri2013, uno en el Bloque Fell y uno en el Bloque Tranquilo.
Los costos administrativos en Chile el 1Tri2014 disminuyeron a $4,0 millones de $4,6 millones el 1Tri2013.
Los costos de venta en Chile disminuyeron de $1,2 millones el 1Tri2013 a $0,7 millones el 1Tri2014.
Los costos operacionales aumentaron en un 2% a $7,8 millones el 1Tri2014 de $7,9 millones el 1Tri2013.
EBITDA Ajustado: EBITDA Ajustado en Chile aumentó en un 5% a $30,7 millones el 1Tri2014 en
comparación a $29,2 millones el 1Tri2013, principalmente impulsado por un aumento en los ingresos y
menores gastos administrativos y de ventas, los que fueron parcialmente compensados por mayores costos
operacionales.
EBITDA Ajustado por boe aumentó en un 26% a $48,5 por boe el 1Tri2014 en comparación a $38,4 por boe
el 1Tri2013 debido a un mayor precio obtenido en las ventas promedio, el que fue parcialmente compensado
por mayores costos operacionales por boe.
Desempeño Operacional:
Durante el primer trimestre de 2014 la Compañía avanzó en su programa de trabajos de exploración y
desarrollo con la perforación de los pozos Konawentru Oeste 1, Loij 1 y Konawentru 12 en el Bloque Fell
(operado por GeoPark con WI 100%) y la perforación del pozo Tenca 1 en el Bloque Flamenco (operado por
GeoPark con WI 50%). Además, se adquirieron 350 km? de sísmica 3D en el Bloque Isla Norte (operado por
GeoPark con WI 60%) para completar un total de 1.541 km? en los bloques de Tierra del Fuego y completar
totalmente el compromiso de sísmica 3D.
Mayores detalles aparecen en la reciente publicación de Actualización de Operaciones del 13 de mayo de
2014.
Operaciones en Colombia
En Colombia, con posterioridad a las adquisiciones de tres compañías (Winchester, Luna y Cuerva) a
principios de 2012, GeoPark cuenta con participaciones de trabajo en 10 bloques de hidrocarburos con
reservas 2P PRMS de 16,5 mmboe certificadas por D8M al 31 de diciembre de 2013. La producción promedio
para el 1Tri2014 alcanzó a 9.265 boepd
Indicadores Clave 1Tri2014 1Tri2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 9.232 4.932 88%
Producción de gas (mcfpd) 196 34 476%
Producción neta promedio (boepd) 9.265 4.938 88%
Ingresos Netos ($ millones) 37,2 43,8 -15%
EBITDA Ajustado ($ millones) 20,7 22,0 -6%
EBITDA Ajustado por boe ($) 41,72 49,6 -17%
Producción: La producción de petróleo en Colombia aumentó en un 88% a 9.232 bopd el 1Tri2014,
principalmente como resultado de exitosos esfuerzos de exploración y desarrollo, destacando los nuevos
descubrimientos en los pozos Tigana 1 y Tigana Sur 1 el 4Tri2013 y el desarrollo y evaluación de los campos
Max, Tua y Tarotaro en el Bloque Llanos 34.
Ingresos Netos: Las operaciones en Colombia representaron un 44% del total de ingresos netos
consolidados en comparación a un 49% del total de ingresos netos consolidados el 1Tri2013. El significativo
aumento en la producción de petróleo de GeoPark Colombia de un 88% el 1Tri2014 no se vio totalmente
reflejado en los ingresos netos debido a la demora en las entregas. Los ingresos netos, que disminuyeron en
un 15% a $37,2 millones el 1Tri2014 también fueron negativamente impactados por una disminución en el
precio promedio obtenido por barril de crudo y por un aumento en los gastos extraordinarios. Las
operaciones colombianas representaron un 56% del total de ingresos consolidados en comparación a un
52% el 4Tri2012.
El precio promedio obtenido disminuyó en un 20% a $82 por barril el 1Tri2014. Durante 2013, la Compañía
comenzó a vender parte de su producción de petróleo en el cabezal del pozo con elevados descuentos
comerciales (y precios netos inferiores) en vez de transportarlo a distintos puntos de entrega. Lo anterior dio
como resultado menores costos de explotación que compensaron los precios de venta más bajos y no
tuvieron impacto sobre EBITDA Ajustado en general.
Los gastos extraordinarios aumentaron a $3,7 millones el 1Tri2014 en comparación a $1,4 millones el
1Tri2013 debido a una mayor producción, principalmente en el Bloque Llanos 34 según lo previsto en el
contrato de compra de acciones de Winchester.
Costos: Los costos de producción en Colombia disminuyeron en un 13% a $18,0 millones el 1Tri2014,
debido principalmente a la mejor absorción de costos fijos que llevó el costo de producción por barril a
disminuir en un 23% a $35,9 por barril.
Los costos de explotación en Colombia el 1Tri2014 ascendieron a $0,4 millones en comparación a $1,4
millones el 1Tri2013, debido principalmente al castigo de un pozo el 1Tri2013. No hubo castigos el 1Tri2013.
Los costos administrativos en Colombia el 1Tri2014 aumentaron a $2,6 millones en comparación a $2,4
millones el 1Tri2013.
El costo de las ventas en Colombia el 1Tri2014 disminuyó en un 16% a $5,5 millones en comparación a $6,6
millones el 1Tri2013, según se explicó.
Los costos operacionales para el trimestre disminuyeron en un 22% a $8,3 millones en comparación a $10,8
millones el 1Tri2013.
EBITDA Ajustado: EBITDA Ajustado en Colombia disminuyó en un 6% a $20,7 millones el 1Tri2014, en
comparación a $22,0 millones el 1Tri2014, principalmente debido a la demora en las entregas de petróleo.
EBITDA Ajustado por boe disminuyó en un 17% a $41,2 por boe el 1Tri2014, principalmente debido a un
menor precio promedio y mayores pagos extraordinarios, los que fueron parcialmente compensados por los
menores costos de producción por boe resultantes de una mayor eficiencia.
Desempeño Operacional:
Durante el 1Tri2014 el pozo Aruco 1 en el Bloque Llanos 34 fue exitosamente perforado, sometido a prueba
y su producción iniciada, mientras que el pozo Tigana Norte 1 fue perforado y será sometido a prueba el
2Tri2014 (operado por GeoPark con WI 45%). GeoPark continúa avanzando de acuerdo a su programa de
trabajo 2014.
Detalles adicionales aparecen en la reciente publicación de Actualización de las Operaciones del 13 de mayo
de 2014.
Operaciones en Brasil
Durante el 1Tri2014 GeoPark firmó contratos de servicio para adquirir sísmica 3D en los Bloques adjudicados
en la Ronda 11 en las cuencas Reconcavo y Potiguar. Se espera que el registro sísmico de dichos bloques se
inicie el 3Tri2014.
El 28 de marzo de 2014 GeoPark anunció la aprobación por parte de la ANP de la adquisición de una
participación del 10% en el Campo Manatí en Brasil. El precio de compra acordado fue de $140 millones, el
que ajustado de acuerdo a los fondos en efectivo netos originados por la totalidad de la producción,
atribuible a Rio das Contas desde el 1 de mayo de 2013 a $115,2 millones neto del efectivo adquirido. La
6
transacción se materializó el 31 de marzo de 2014 y GeoPark comenzará a consolidar los resultados en sus
estados financieros a contar del 2Tri2014.
se encuentra en fase de producción es operado por Petrobras (con una participación de trabajo de un 35%),
Operaciones en Argentina
Las operaciones en Argentina representaron menos del 1% de los ingresos netos consolidados y de EBITDA
Ajustado el 1Tri2014 y 1Tri2013.
En marzo de 2014 GeoPark informó al Ministerio de Infraestructura y Energía de Argentina de la Provincia de
Mendoza su decisión de renunciar al 100% de las concesiones de los bloques Cerro Doña Juana y Loma
Cortaderal en la Provincia de Mendoza, que abarcan una superficie de 47,9 miles de acres. Tanto el bloque
Cerro Doña Juana como Loma Cortaderal no están en producción actualmente ni tienen reservas asociadas.
RESULTADOS NO OPERACIONALES CONSOLIDADOS Y GANANCIAS PARA EL PERÍODO
Gastos Financieros Netos: Los gastos financieros netos disminuyeron a $7,6 millones el 1Tri2014 de
$12,6 millones el 1Tri2013, debido a un gasto no recurrente incurrido como parte del prepago del Bono
2015 Reg S en febrero de 2013, los que fueron parcialmente compensados por mayores gastos financieros
debido a una mayor deuda promedio como resultado del Bono 2020 por $300 millones emitido el 1Tri2013 y
que permitió a la Compañía reducir sus costos promedio de financiamiento y prórroga de vencimientos.
Impuesto a la Renta: El Impuesto a la Renta ascendió a $5,5 millones el 1Tri2014 en comparación a los
$4,4 millones el 1Tri2013, en consecuencia con el aumento en las ganancias antes de impuestos el
1Tri2014.
Ganancias: Las ganancias para el período aumentaron un 9% y ascendieron a $10,3 millones el 1Tri2014
en comparación a $9,4 millones el 1Tri2013, debido principalmente menores gastos financieros netos, los
que fueron parcialmente compensados por la disminución en el resultado operacional.
BALANCE GENERAL
El efectivo y efectivo equivalentes de GeoPark al 31 de marzo de 2014 ascendieron a $131,9 millones,
mientras que al término del año 2013 ascendieron a $121,1 millones. El aumento se debe principalmente a
generación de efectivo por parte de las operaciones durante el período de $37,5 millones junto con $132,6
millones de fondos generados por las actividades de financiamiento, explicadas por (i) crédito de $70
millones para adquirir la participación en el campo de gas Manatí y (ii) $90,9 millones de fondos netos
originados por la IPO NYSE, parcialmente compensados por $28 millones usados en el pago de deuda e
intereses. Además, $159,3 millones de efectivo neto fueron utilizados para las actividades de inversión de la
Compañía, incluyendo el programa de inversiones además de la adquisición de la participación en el campo
de gas Manatí.
El total de activos al 31 de marzo de 2014 ascendió a $1.046 millones. Además, el total de inversiones para
el período incluyó (i) $45,8 millones invertidos en Chile, donde la Compañía perforó 9 pozos y adquirió 350
km? de sondeos de sísmica 3D y (ii) $28,9 millones invertidos en Colombia que incluyeron la perforación de
seis pozos. Además, las actividades de inversión el 1Tri2014 incluyeron $115,2 millones relativos a la
adquisición de la participación en el campo de gas Manatí (neto de efectivo adquirido), la que se materializó
el 31 de marzo de 2014.
Al término del 1Tri2014, el total de la deuda financiera de GeoPark ascendió a $364,7 millones, los que
incluyeron $294,5 millones relativos al Bono 2020 emitido en febrero de 2013 y $70 millones relativos al
crédito a cinco años para la adquisición de la participación en el campo Manatí.
El Patrimonio alcanzó a $470,6 millones e incluyó participaciones minoritarias de $98,7 millones, relativos a
la participación de LG International en las operaciones en Chile y Colombia. (LG International y GeoPark
tienen una alianza estratégica para construir un portafolio de activos de exploración, perforación y
producción en toda América Latina). El Patrimonio al 31 de marzo de 2014 también incluye fondos netos de
$90,9 millones originados por la IPO NYSE.
RAZONES FINANCIERAS *
Cifras en $ millones
a , – – os – Deuda Bruta / Cobertura
Año / Período Deuda Financiera Posición Efectivo EBITDA Ajustado Interés
1Tri 2013 299,4 176,0 2,2X 5,3X
2Tri 2013 301,8 149,4 2,2X 4,4x
3Tri 2013 296,2 104,8 2,2X 5,9X
2013 317,1 121,1 1,9x 4,3x
1Tri 2014(**) 364,7 131,9 2,2X 4,9x
(*) Sobre la base de un seguimiento durante 12 meses de resultados financieros para 1Tri2013, 2Tri2013, 3Tri2013 y
1Tri2014
(***) No considera EBITDA ajustado generado por la participación adquirida en el Campo Manatí en Brasil
A continuación aparecen los convenios financieros consolidados de GeoPark acordados en el documento del
Bono 2020:
+ Razón de Apalancamiento, definida como deuda bruta versus EBITDA Ajustado, inferior a 2,75x para
el año 2014 e inferior a 2,5x desde 2015 en adelante;
+ Razón Cobertura Intereses, definida como EBITDA Ajustado dividido por Gasto Financiero, sobre 3,5.
OTRAS NOTICIAS/HECHOS RECIENTES
Oferta Pública Inicial y Registro en la NYSE
La Compañía inició su transacción en la NYSE con el símbolo GPRK el 7 de febrero de 2014, En su traslado a
Nueva York la Compañía emitió 13.999.700 acciones a un precio de $7 por acción, incluyendo la opción de
compra adicional otorgada a y ejercida por los suscriptores, resultante en 57.863.615 acciones emitidas al
31 de marzo de 2014. Los fondos brutos resultantes de la oferta alcanzaron a un total de aproximadamente
$100 millones, los que serán usados principalmente para respaldar la expansión de la Compañía. A través de
su registro en la NYSE, es intención de la Compañía alcanzar a un público más amplio y aumentar la liquidez
para sus accionistas.
Ronda 12 Proceso de Licitación en Brasil
Cuenca Parnaiba: En diciembre de 2013 el Tribunal Federal de Brasil emitió un recurso de protección que
evitaba que la ANP avanzara en el proceso de licitación del Bloque PN-T-597 en la Cuenca de Parnaiba
(Ronda 12) hasta que se lleven a cabo estudios respecto del posible impacto ambiental de perforar recursos
no convencionales. El 16 de abril de 2014 la ANP suspendió los procesos relativos a la adjudicación del
Bloque PN-T-597 a GeoPark.
Cuenca Sergipe Alagoas: En mayo de 2014 GeoPark obtuvo la aprobación final y firmó el contrato de
concesión con la ANP para el Bloque Exploratorio SEAL-T-268 ubicado en la Cuenca Sergipe Alagoas, Brasil
(Ronda 12).
Se puede visitar el sitio de GeoPark en www.geo-park.com
Para mayor información favor contactar a:
Pablo Ducci – Gerente Mercados Inversión pduccidgeo-park.com
Sofia Chellew – Relaciones con Inversionistas schellewOgeo-park.com
Santiago, Chile
T: +562 2242 9600
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
(No auditado)
En millones de $,
excepto %
1Tri 2014* | 1Tri 2013 %
Ingresos
Ingresos de crudo 75,2 83,7 -10
Ingresos de gas 9,5 6,1 57
TOTAL INGRESOS NETOS 84,7 89,8 -6
Costos de producción -37,7 -38,3 -2
GANANCIA BRUTA 47,1 51,5 -9
Costos de exploración -6,8 -7,3 -7
Costos administrativos -11,1 -9,6 16
Costos de explotación -6,3 -7,9 -20
Otra utilidad operacional 0,6 -0,2 | -497
GANANCIA OPERACIONAL 23,4 26,5 -12
Resultados financieros, neto -7,6 -12,6 -40
GANANCIA ANTES DE IMPUESTO A LA 15,8 13,9 14
RENTA
Impuesto a la Renta -5,5 -4,4 24
GANANCIA PARA EL PERIODO 10,3 9,4 9
Participación minoritaria 3,6 3,0 22
Atribuible a los Propietarios 6,7 6,5 3
RECONCILIACIÓN DE EBITDA AJUSTADO A GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS
Y EBITDA AJUSTADO SEGÚN BOE
En millones de $, excepto porcentajes
1Tri 2014 | 1Tri 2013 %
EBITDA Ajustado 48,4 49,7 -3
Depreciación -18,1 -15,8 15
Devengo Premios de Acciones -3,0 -1,8 64
Deterioro y castigos -4,1 -5,9 -31
Otros 0,2 0,3 -41
GANANCIA OPERACIONAL 23,4 26,5 -12
Resultados financieros, neto -7,6 -12,6 -40
GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS 15,8 13,9 14
EBITDA Ajustado 48,4 49,7 -3
Total Boe (en millones de boe) 1,14 1,21 -5
EBITDA Ajustado pero boe 42,4 41,1 3
*El significativo aumento en la producción de petróleo de GeoPark Colombia de un 88% el 1Tri2014 no se reflejó
completamente en los ingresos netos o EBITDA Ajustado para el período, debido principalmente a demoras en las
entregas de petróleo y a mayores existencias. Durante el primer trimestre de 2014, Ecopetrol (que compra y exporta una
parte significativa del petróleo de la Compañía) asignó mayores volúmenes de su propia producción de petróleo a las
exportaciones debido al cierre de una refinería, el que afectó temporalmente los volúmenes recibidos de GeoPark y otros
productores de petróleo colombianos. Esta situación se normalizó en mayo de 2014 y no se espera genere impacto alguno
sobre los resultados de la Compañía en 2014.
DATOS OPERACIONALES Y FINANCIEROS HISTÓRICOS SELECCIONADOS
Año Terminado el 31 de diciembre
2013 2012 2011 2010 2009
Reservas de petróleo (2P PRMS) – mmboe 33,9 27,8 16,9 16,2 10,9
Reservas de gas (2P PRMS) – mmboe 27,7 29,1 32,6 33,4 31,3
Reservas combinadas (2P PRMS) – mmboe 61,6 56,9 49,5 49,6 42,2
Producción de petróleo (miles boepd) 11,1 7,5 2,5 19 1,2
Producción de gas (miles boepd) 2,4 3,8 5,1 5,0 5,1
Producción (miles boepd) 13,5 11,3 7,6 6,9 6,3
Ingresos petróleo ($ millones) 315 222 74 48 22
Ingresos gas ($ millones) 23 29 38 31 23
Total Ingresos ($ millones) 338 250 112 80 45
EBITDA Ajustado ($ millones) 167 121 63 41 18
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GLOSARIO
EBITDA Ajustado
EBITDA Ajustado por boe
ANP
boe
boepd
bopd
CEOP
EPS
IPO
mbbl
mmboe
mcfpd
mmcfpd
Mm?*/day
PRMS
SPE
wI
NPVi0
Sqkm
Ganancia para el período antes de costos financieros netos, impuesto a la
renta, depreciación, amortización, algunos ítems no de efectivo como
deterioros y castigos de emprendimientos infructuosos, devengo de opciones
de acciones, premios de acciones y adquisiciones convenientes, ganancia por
adquisición de filiales
EBITDA Ajustado dividido por el total de producción boe para el período
correspondiente
Agéncia Nacional do Petróleo, Agencia Nacional del Petróleo de Brasil
Barriles de petróleo equivalentes
Barriles de petróleo equivalentes por día
Barriles de petróleo por día
Contrato Especial de Operación Petrolera
Ganancias por acción
Oferta Pública Inicial
Miles de barriles de petróleo
Millones de barriles de petróleo equivalentes
Mil pies cúbicos por día
Millones pies cúbicos por día
Miles metros cúbicos por día
Sistema de Administración de Recursos Petroleros
Sociedad de Ingenieros Petroleros
Participación de Trabajo
Valor actual de ingresos futuros estimados de petróleo y gas, neto de gastos
directos estimados, descontado a una tasa anual de 10%
Kilómetros cuadrados
11
H tk
NOTIFICACIÓN
Se puede acceder a información adicional sobre GeoPark en la sección “Apoyo al Inversionista” del sitio Web
www.geo-park.com
Redondeo de cifras y porcentajes: Algunas cifras y porcentajes incluidos en este comunicado de prensa han
sido redondeados para facilitar su presentación. Las cifras de porcentajes incluidas en este comunicado de
prensa no han sido calculadas en todos los casos sobre la base de dichas cifras redondeadas, sino sobre la
base de dichos montos antes del redondeo. Por esta razón, algunos montos de porcentajes en este
comunicado pueden variar de los obtenidos al efectuar los mismos cálculos usando las cifras de los estados
financieros. Además, algunos otros montos que aparecen en este comunicado pueden no coincidir debido al
redondeo.
DECLARACIONES DE ADVERTENCIA RESPECTO DE LA INFORMACIÓN SOBRE PROYECCIONES
Este comunicado de prensa contiene declaraciones que constituyen proyecciones. Muchas de las
proyecciones contenidas en este comunicado pueden identificarse por el uso de palabras como “pronostica”
“estima” “podría” “espera” “debiera” “planifica” “tiene intenciones” “hará” “calcula” y “posible” entre
otros.
Las declaraciones de proyecciones aparecen en varios lugares de este comunicado e incluyen pero no se
limitan a, declaraciones respecto de la intención, creencia o expectativas respecto de varias materias,
incluyendo el crecimiento de la producción esperado para 2014 y el plan de inversiones. Las declaraciones
de proyecciones se basan en las creencias y supuestos de la Administración y en información actualmente
disponible para la Administración. Dichas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres y los
resultados reales podrían variar de manera significativa de los expresados o implicados en las declaraciones
de proyecciones debido a varios factores.
Las declaraciones de proyecciones se refieren sólo a la fecha en que se hacen y la Compañía no asume
ninguna obligación de actualizarlas a la luz de nueva información o futuros eventos, ni a revelar
públicamente revisiones a dichas declaraciones con el propósito de reflejar eventos posteriores o
circunstancias, o para reflejar la ocurrencia de hechos no previstos. Para una discusión de los riesgos
enfrentados por la Compañía que podrían afectar el cumplimiento de dichas proyecciones, véase las
presentaciones a la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos.
Información sobre reservas de petróleo y gas: La SEC permite a las compañías de petróleo y gas
revelar en sus presentaciones sólo reservas probadas, probables y posibles que cumplan con las definiciones
de la SEC para dichos términos. GeoPark utiliza determinados términos en este comunicado, como
“Reservas PRMS” que los lineamientos de la SEC no permiten incluya en sus presentaciones. Como
resultado, la información de las presentaciones a la SEC de la Compañía respecto de las reservas diferirá de
manera significativa de la información de este comunicado. NPV10 para reservas PRMS 1P, 2P y 3P no es un
sustituto de la medida estandarizada de flujos de efectivo netos futuros descontados para reservas probadas
para la SEC.
EBITDA Ajustado La Compañía define EBITDA Ajustado como las ganancias para el período antes del costo
financiero neto, impuesto a las ganancias, depreciación, amortización y algunos ítems no de efectivo, como
deterioro y castigos por activos de exploración no exitosa y de evaluación, devengo de opciones de acciones
y premios en acciones y ganancias por precio conveniente en la adquisición de filiales. EBITDA Ajustado no
es una medición de ganancia o flujos de efectivo de acuerdo a las IFRS. La Compañía opina que EBITDA
Ajustado es útil porque nos permite evaluar en forma más efectiva nuestro desempeño operacional y
comparar los resultados de nuestras operaciones de un período a otro sin considerar nuestros métodos
financieros o la estructura de capital. La Compañía excluye los Ítems antes mencionados de las ganancias
para el período al llegar al EBITDA Ajustado, ya que estos montos pueden variar de manera significativa
entre una y otra compañía de la industria, dependiendo de los métodos contables y valores libro de activos,
estructuras de capital y el método a través del cual estos activos son adquiridos. EBITDA Ajustado no
debiera ser considerado un sustituto de la ganancia operacional, o una mejor medición de la liquidez que el
12
flujo de efectivo operacional, ambos calculados de acuerdo a las IFRS, ni un indicador de nuestro
desempeño operacional o liquidez. Algumos ítems excluidos de EBITDA Ajustado son componentes
significativos para comprender y evaluar el desempeño financiero de una compañía, como el costo del
capital y la estructura tributaria, castigos significativos y/o recurrentes, además de los costos históricos de
los activos susceptibles de depreciación, ninguno de ellos componente de EBITDA Ajustado. El cálculo por
parte de la Compañía de EBITDA Ajustado puede no ser comparable a otras mediciones con títulos similares
de otras compañías. Para una reconciliación de EBITDA Ajustado a la medición financiera según IFRS de las
ganancias del año, véase las tablas financieras que se acompañan.
13
Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=ee0d8f1228ce3f6a42e65b4091994dd7VFdwQmVFNUVRVEZOUkVFeFRtcHJOVTVuUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
