ma
Eos el
GEOPARK
Santiago, 01 de diciembre de 2014
GeoPark Limited
Inscrito en el Registro de Valores Extranjeros bajo N* 045
Señor
Carlos Pavez Tolosa
Superintendente de Valores y Seguros
Av. Libertador Bernardo O’Higgins N* 1449, piso 1
PRESENTE
REF.: Adjunta traducción de información
relevante que se publicó en el U.S.
Securities and Exchange Commission
(SEC) y en esta Superintendencia el
día 19 de noviembre de 2014.
Señor Superintendente:
En virtud de lo establecido en la Norma de Carácter General
N*352, por medio de la presente adjunto traducción al idioma castellano de información
considerada como relevante para la empresa, que ha sido entregada en el U.S.
Securities and Exchange Commission (“SEC”) y en esta Superintendencia el día 19 de
noviembre de 2014, en donde mediante un comunicado de prensa se informa los
estados financieros correspondientes al tercer trimestre de 2014. La presente traducción
está contenida en dieciocho páginas.
Sin otro particular, saluda atentamente a Usted,
F” 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
GEOPARK
PARA DISTRIBUCIÓN INMEDIATA
GEOPARK INFORMA SUS RESULTADOS PARA EL TERCER TRIMESTRE
TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2014
Santiago, Chile -19 de noviembre de 2014 – GeoPark Limited (“GeoPark”) (NYSE: “GPRK”), la compañía de
exploración, operación y consolidación de petróleo y gas latinoamericana con operaciones y propiedades
productivas en Chile, Colombia, Brasil, Argentina y Perú informó hoy sus resultados para el 3Tri2014.
Todas las cifras se expresan en dólares de los Estados Unidos y las comparaciones de crecimiento se refieren
al mismo período del año anterior, a menos que se indique lo contrario.
HECHOS DESTACADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2014
Operacionales:
La producción total de petróleo y gas aumentó en un 66% a 21.548 boepd en comparación al 3Tri2013
La producción de petróleo en Colombia aumentó en un 68% a 11.934 boepd
Las reservas en el yacimiento petrolero de Tigana en Colombia (operado por GeoPark con una
participación de un 45% (“WI”)) aumentaron a 140-170 mmbo OOIP y 45-65 mmbo de reservas 3P
(PRMS bruto) según estimaciones internas
13 nuevos pozos de exploración, desarrollo y evaluación se perforaron en Chile y Colombia
Financieros:
Los ingresos netos aumentaron en un 47% a $131,8 millones en comparación al 3Tri2013 impulsados
por la mayor producción
EBITDA ajustado en un 62% a $67,9 millones con motivo de mayores ingresos y una mayor eficiencia
EBITDA ajustado por boe sube un 3% a $36,0 (en un contexto de un 5% de menor precio del petróleo)
El retorno neto operacional (“operating netback”) alcanzó a $43,5 por boe
La ganancia aumentó en un 9% a $11,9 millones
La posición de caja era de $128,8 millones al cierre del 3Tri2014
Estrategia / Nuevos Negocios:
Ingreso a Perú (el quinto país de la plataforma de GeoPark en América Latina) en octubre de 2014 a
través de la adquisición del Bloque Morona (GeoPark operará con una participación de un 75%) en un
joint-venture con Petroperú, la compañía de petróleo y gas de propiedad de gobierno peruano. El Bloque
Morona incluye un yacimiento petrolero descubierto (55 millones de reservas 2P PRMS certificadas por
Ryder Scott) y un atractivo potencial de exploración de alto impacto (200 a 600 millones de barriles de
recursos de exploración).
Expansión de la cartera de activos colombiana en noviembre de 2014 a través de una operación
conjunta con SK Group del Bloque CPO-4 en la Cuenca Llanos (GeoPark operará con una participación de
un 50% WI).
James F. Park, Gerente General, explicó “Este es otro trimestre sólido en nuestro camino hacia un año
exitoso de crecimiento operacional, financiero y comercial. El consecuente crecimiento anual de GeoPark
confirma la fortaleza de nuestra estrategia de largo plazo, con riesgos equilibrados en varios países de
América Latina. Además, nos coloca en una posición para continuar prosperando incluso en un año de
declinación del precio del petróleo – con proyectos de “netbacks” altos, programas de trabajo discrecionales,
un sólido balance general y una producción base autofinanciada de 21.000 boepd. Nuestros esfuerzos de
exploración y perforación continúan arrojando resultados – principalmente con el yacimiento petrolero
Tigana y al aumento de las reservas en Colombia y la conversión de Tigana a una plataforma de producción
creciente de menor riesgo. También nos entusiasma nuestro ingreso a Perú mediante la adquisición del
Bloque Morona, que incluye el yacimiento petrolero descubierto de alto impacto, Situche Central y un
elevado potencial de exploración – lo que agrega un mayor valor y fortaleza al significativo inventario
orgánico de oportunidades de desarrollo de GeoPark en sus más de 31 bloques y 6 millones de acres.”
TERCER TRIMESTRE DE 2014
La tabla que aparece a continuación muestra las cifras de producción de GeoPark para el 3Tri2014 en
comparación al 3Tri2013.
3Tri2014 3Tri2013
Total Petróleo Gas (mcfpd) Total %
(boepd) (bopd) (boepd) Cambio
Chile 5.994 3.721 13.637 5.829 3%
Colombia 11.934 11.892 251 7.096 68%
Brasil 3.536 56 20.882 * N/A
Argentina 84 70 84 67 25%
Total 21.548 15.739 34.854 12.292 66%
* La adquisición de la participación en el Campo Manatí de Brasil se completó el 31 de marzo de 2014. Como referencia
y sólo con propósitos de comparación la producción neta correspondiente al 3Tri2013 ascendió a 3.733 boepd.
La siguiente tabla muestra algunos indicadores clave de desempeño para el 3Tri2014 en comparación al
3Tri2013. Las cifras correspondientes al 3Tri2014 incluyen la participación adquirida en el Campo Manatí de
Brasil completada el 31 de marzo de 2014. A partir de esa fecha GeoPark comenzó a consolidar línea a línea
sus resultados operacionales para propósitos contables dentro de sus operaciones en Brasil.
Indicadores Clave 3Tri2014 3Tri2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 15.739 11.163 41%
Producción de gas (mcfpd) 34.854 10.977 218%
Producción neta promedio (boepd) 21.548 12.992 66%
Precio de venta promedio obtenido
7 Petróleo ($ por bbl) 82,3 86,3 -5%
7 Gas ($ por mcf) 7,6 4,6 66%
Ingresos Netos ($ millones) 131,8 89,7 47%
Costos de Producción ($ millones) -67,5 -48,7 39%
EBITDA ajustado ($ millones) 67,9 41,9 62%
EBITDA ajustado por boe ($) 36,0 34,9 3%
Retorno neto operacional por boe ($) 43,5 44,5 -2%
Ganancia del período ($ millones) 11,9 11,0 9%
DESEMPEÑO OPERACIONAL CONSOLIDADO
Producción: La producción consolidada aumentó en un 66% el 3Tri2014 a 21.548 boepd. Este aumento se
explica por (i) un aumento de un 41% en la producción de petróleo consolidada, principalmente debido a
una mayor producción de petróleo en las operaciones de Colombia y (ii) un aumento de un 218% en la
producción de gas debido principalmente a la adición de las operaciones brasileras. Sobre una base proforma
la producción promedio consolidada aumentó en un 29% el 3Tri2014. (Las cifras proforma de esta
publicación se refieren a la incorporación en ambos períodos de la participación adquirida en el Campo
Manatí de Brasil, la que se concretó el 31 de marzo de 2014.)
Ingresos Netos: Los ingresos netos consolidados aumentaron en un 47% a $131,8 millones el 3Tri2014 en
comparación a $89,7 millones el 3Tri2013, principalmente impulsados por la producción de petróleo.
Ingresos de Petróleo Consolidados: Los ingresos de petróleo consolidados aumentaron en un 31% a $111,6
millones el 3Tri2014 en comparación al 3Tri2013, representando un 86% del total de ingresos netos en
comparación a un 95% el 3Tri2013. El aumento de los ingresos netos del petróleo se explica principalmente
por una mayor producción en Colombia, parcialmente compensada por una menor producción en Chile y una
disminución de un 5% en el precio promedio obtenido consolidado a $82,3 por barril.
Ingresos del Gas Consolidados: Los ingresos de gas consolidados aumentaron en un 368% a $20,2 millones
el 3Tri2014 en comparación a $4,3 millones el 3Tri2013, representando un 14% del total de ingresos netos
el 3Tri2014 en comparación a un 5% el 3Tri2013, principalmente explicados por la adición de las
operaciones en Brasil junto con mayores precios promedio en Chile.
Costos: Los costos de producción consolidados aumentaron en 39% a $67,5 millones el 3Tri2014 debido a
una mayor producción y entregas en Colombia, junto con la adición de las operaciones en Brasil.
Los costos de exploración consolidados aumentaron a $3,4 millones el 3Tri2014 de $2,4 millones el
3Tri2013.
Los costos administrativos consolidados aumentaron en un 21% a $13,7 millones el 3Tri2014, debido
principalmente a la adición de las operaciones de Brasil.
Los gastos de ventas consolidados aumentaron a $9,3 millones el 3Tri2014 de $4.9 millones el 3Tri2013,
impulsados por mayores gastos de ventas originados por la producción y entregas en Colombia.
EBITDA ajustado: EBITDA ajustado consolidado aumentó en un 62% a $67,9 millones el 3Tri2014 en
comparación a $41,9 millones el 3Tri2013, debido principalmente a un mayor EBITDA ajustado en las
operaciones de Colombia por a una mayor producción, la adición de las operaciones de Brasil además de un
mayor EBITDA ajustado en las operaciones de Chile.
EBITDA ajustado por boe aumentó en un 3% a $36,0 por boe el 3Tri2014 en comparación a $34,9 por boe el
3Tri2013, a pesar de un menor precio de referencia del petróleo debido principalmente a menores costos de
operación en Colombia, los que fueron parcialmente compensados por un mayor porcentaje de ingresos de
gas a partir de la adquisición de las operaciones en Brasil en marzo de 2014.
ANÁLISIS POR SEGMENTO DE NEGOCIOS
Operaciones en Colombia
Indicadores Clave 3Tri2014 3Tri2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 11.892 7.088 68%
Producción de gas (mcfpd) 251 50 402%
Producción neta promedio (boepd) 11.934 7.096 68%
Ingresos netos ($ millones) 78,3 52,8 48%
Costos de Producción ($ millones) -39,6 -33,1 20%
EBITDA ajustado ($ millones) 42,0 22,6 86%
EBITDA ajustado por boe ($) 38,6 37,7 2%
Retorno neto operacional por boe ($) 43,5 43,9 -1%
Producción: La producción de petróleo en Colombia aumentó en un 68% a 11.934 bopd el 3Tri2014 en
comparación al 3Tri2013, explicado por la nueva producción del yacimiento petrolero Tigana en el Bloque
Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación de un 45% WI).
Ingresos Netos: Los ingresos en Colombia aumentaron en un 48% a $78,3 el 3Tri2014 debido
principalmente a una mayor producción y entregas, parcialmente compensada por un aumento en los gastos
de producción. Las operaciones en Colombia representaron un 59% del total de ingresos consolidados tanto
el 3Tri2014 como el 3Tri2013.
El precio promedio obtenido del petróleo disminuyó en un 7% a $79,0 por barril el 3Tri2014, principalmente
debido a un menor precio de referencia de aproximadamente un 6% y a mayores descuentos de calidad,
parcialmente compensados por mayores entregas a través de oleoductos y mayores precios obtenidos.
Los “earn-outs” (asociados a la producción) previstos en el contrato de compra Winchester y que son netos
de ingresos aumentaron a $7,6 millones el 3Tri2014 en comparación a $3,1 millones el 3Tri2013, debido
principalmente a una mayor producción en el Bloque Llanos 34.
Costos: Los costos de producción por barril disminuyeron en un 34% a $36,4 por barril en Colombia debido
principalmente a una mejor absorción de costos fijos y eficiencias. El total de costos de producción aumentó
en un 20% a $39,6 millones el 3Tri2014, a una tasa menor que el aumento de los ingresos. Los costos
operacionales por boe disminuyeron en un 41% a $19,8 por boe, debido principalmente a una mejor
absorción de costos fijos y eficiencias. Los costos operacionales el 3Tri2014 aumentaron en un 6% a $21,5
millones en comparación a $20.2 millones el 3Tri2013, debido principalmente a una mayor producción y
entregas.
Los gastos de exploración en Colombia aumentaron a $2,1 millones el 3Tri2014 en comparación a $0,8
millones el 3Tri2013.
Los costos administrativos en Colombia el 3Tri2014 disminuyeron a $3,5 millones en comparación a $4,7
millones el 3Tri2013.
Los costos de venta en Colombia el 3Tri2014 aumentaron a $5,6 millones en comparación a $3,8 millones el
3Tri2013, principalmente impulsados por el aumento en la producción y entregas, de las cuales una mayor
proporción correspondió a ventas por oleoducto a un mayor precio y con mayores costos de ventas
asociados.
EBITDA ajustado: EBITDA ajustado en Colombia aumentó en un 86% a $42,0 millones el 3Tri2014 en
comparación a $22,6 millones el 3Tri2013, debido principalmente a una mayor producción y entregas de
petróleo.
EBITDA ajustado por boe aumentó en un 2% a $38,6 por boe el 3Tri2014, debido principalmente a menores
costos operacionales por boe como resultado de una mayor eficiencia, parcialmente compensado por
menores precios de referencia y mayores pagos “earn-outs”.
Desempeño Operacional:
Durante el 3Tri2014, en el Bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación de un 45% WI) los
pozos Tigana Sur Oeste 1 y Tigana Sur 2 fueron sometidos a prueba exitosamente y puestos en producción.
En octubre de 2014 GeoPark divulgó estimaciones internas para el yacimiento petrolero Tigana de
aproximadamente 140 – 170 mmbo OOIP y reservas brutas 3P PRMS de 45-65 mmbo. La Compañía cuenta
con instalaciones e infraestructura para manejar aproximadamente 20.000 barriles de fluido diario (“bfpd”)
(con planes en curso para expandirse a 100.000 bfpd).
Mayores detalles se proporcionaron en la reciente publicación del 21 y 29 de octubre de 2014.
Operaciones en Chile
Indicadores Clave 3Tri2014 3Tri2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 3.721 4.024 -8%
Producción de gas (mcfpd) 13.637 10.825 26%
Producción neta promedio (boepd) 5.994 5.829 3%
Ingresos netos ($ millones) 37,7 36,5 3%
Costos de producción ($ millones) -20,8 -16,1 29%
EBITDA ajustado ($ millones) 20,2 21,3 -5%
EBITDA ajustado por boe ($) 40,8 39,5 3%
Retorno neto operacional por boe ($) 50,2 49,9 0%
Producción: La producción en Chile aumentó en un 3% a 5.994 boepd el 3Tri2014 en comparación a 5.829
boepd el 3Tri2013, debido principalmente a una mayor producción de gas en un 26% junto con una menor
producción de petróleo en un 8%, principalmente como resultado de la declinación natural en la producción
base.
La producción promedio en el Bloque Fell ascendió a 5.752 boepd durante el 3Tri2014, representando un
96% de la producción de GeoPark en Chile, con la restante producción originada por los bloques de GeoPark
en Tierra del Fuego.
Ingresos Netos: Los ingresos netos en Chile aumentaron en un 3% a $37,7 millones el 3Tri2014,
representando un 29% de los ingresos netos consolidados en comparación a $36,5 millones, o un 41% de
los ingresos netos consolidados el 3Tri2013.
Los ingresos del petróleo disminuyeron en un 2% a $31,6 millones el 3Tri2014 debido a una menor
producción.
El precio promedio obtenido del petróleo aumentó en un 1% a $90 por barril el 3Tri2014. Las nuevas plantas
de tratamiento de petróleo de la Compañía permitieron mejoras en la calidad del petróleo y, por lo tanto,
menores descuentos de precios, los que compensaron totalmente la disminución de $8 por barril en el precio
de referencia en comparación al 3Tri2013.
Los ingresos del petróleo representaron un 84% del total de ingresos netos en Chile el 3Tri2014 en
comparación a un 88% el 3Tri2013.
Los ingresos de gas aumentaron en un 42% a $6,1 millones el 3Tri2014. El aumento se debió
principalmente al aumento de un 44% en el promedio obtenido por el precio del gas como resultado de (i)
un mejor acuerdo con el comprador de gas del Bloque Fell, Methanex y, en menor medida, debido a to a (ii)
nuevas entregas de gas de recientes descubrimientos en los bloques de Tierra del Fuego, los que se venden
a mayores precios. Los ingresos por gas representaron un 16% del total de ingresos netos en Chile el
3Tri2014 en comparación a un 12% el 3Tri2013.
A modo de referencia, Methanex, el principal comprador de gas de GeoPark, dejó temporalmente inactiva su
planta entre mayo y septiembre de 2014 debido a un suministro insuficiente de gas natural de parte de sus
otros proveedores. Los ingresos por gas en Chile representaron un 5% de los ingresos consolidados el
3Tri2014.
Costos: Los costos de producción en Chile el 3Tri2014 aumentaron en un 29% a $20,8 millones, dando
como resultado un 31% de aumento en los costos de producción por boe a $42,0. Ello se debió
principalmente a mayores cargos por depreciación por boe y al impacto en los costos fijos debido a una
menor producción de petróleo, al inicio de operaciones en los bloques de Tierra del Fuego y, en menor
medida, a mayores costos por la operación de bombas eléctricas sumergibles y tratamientos químicos para
mejorar la calidad del petróleo. Además, los costos operacionales aumentaron en un 19% a $10,2 millones
el 3Tri2014 de $8,6 millones el 3Tri2013, mientras que los costos operacionales por boe aumentaron en un
21% a $20,7.
Los gastos de exploración en Chile ascendieron a $0,7 millones el 3Tri2014 en comparación a $0,6 millones
el 3Tri2013.
Los costos administrativos en Chile disminuyeron a $3,9 millones el 3Tri2014 en comparación a $4,0
millones el 3Tri2013. Los costos de venta en Chile disminuyeron a $0,8 millones el 3Tri2014 de $0,9
millones el 3Tri2013.
EBITDA ajustado: EBITDA ajustado en Chile disminuyó en un 5% a $20,2 millones el 3Tri2014 en
comparación a $21,3 millones el 3Tri2013, debido principalmente a mayores costos operacionales
parcialmente compensados por mayores ingresos.
EBITDA ajustado por boe aumentó en un 3% a $40,8 por boe el 3Tri2014 en comparación a $39,5 por boe el
3Tri2013.
Desempeño Operacional:
Durante el 3Tri2014 la Compañía hizo avances en su programa de trabajo de exploración y desarrollo
mediante la perforación de cinco pozos en el Bloque Fell (operado por GeoPark con una participación de un
100% WI) y la perforación de dos pozos en el Bloque Campanario (operado por GeoPark con una
participación de un 50%). Con posterioridad al programa de perforación en los bloques de Tierra del Fuego
GeoPark y su socia ENAP han declarado la comercialidad para siete nuevos pozos, permitiendo que se inicie
la fase de desarrollo.
Mayores detalles se proporcionaron en la reciente publicación de la actualización de resultados el 21 de
octubre de 2014.
Operaciones en Brasil
Indicadores Clave 3Tri2014 3Tri2013* % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 56 – N/A
Producción de gas (mcfpd) 20.882 – N/A
Producción promedio neta (boepd) 3.536 – N/A
Ingresos netos ($ millones) 15,3 – N/A
Costos de producción ($ millones) -6,6 – N/A
EBITDA ajustado ($ millones) 8,3 -0,9 N/A
EBITDA ajustado por boe ($) 27,6 – N/A
Retorno neto operacional por boe ($) 38,1 – N/A
* El 3Tri2013 muestra sólo EBITDA ajustado correspondiente a gastos desde el inicio de las operaciones de
GeoPark en Brasil, incluyendo personal, costos legales y administrativos. La Compañía completó la adquisición
de su participación en el Campo Manatí de Brasil el 31 de marzo de 2014. A contar de esa fecha GeoPark
comenzó a consolidar línea a línea sus resultados para propósitos contables dentro de sus operaciones en
Brasil.
Producción: La producción de las operaciones en Brasil mostró un promedio de 3.536 boepd el 3Tri2014,
compuesta de aproximadamente un 98% de gas y un 2% de condensado.
Ingresos Netos: Las operaciones en Brasil representaron un 12% del total de ingresos netos consolidados
el 3Tri2014 y ascendieron a $15,3 millones. El precio promedio del gas, neto de impuestos, ascendió a $7,9
por mcf ($47,5 por boe) el 3Tri2014.
Costos: Los costos de producción en Brasil ascendieron a $6,6 millones el 3Tri2014, reflejando costos de
producción por boe de $22,1. Además, los costos operacionales por boe ascendieron a $5,4.
EBITDA ajustado: EBITDA ajustado en Brasil alcanzó a $8,3 millones el 3Tri2014, representando un 12%
del EBITDA ajustado consolidado. EBITDA ajustado por boe alcanzó a $27,6 el 3Tri2014.
Desempeño Operacional:
Durante el 3Tri2014 Petrobras, el operador del Campo Manatí en Brasil continuó con la construcción de una
planta de compresión que se espera inicie sus operaciones el 2H2015. Se espera que la planta maximice la
recuperación de las reservas de gas del Campo Manatí y compense la declinación natural de la producción.
También el 3Tri2014 GeoPark inició el registro de sísmica en la Cuenca Reconcavo, junto con estudios
topográficas en la Cuenca Potiguar, ambas parte de los bloques de la Ronda 11 obtenidos en 2013
(operados por GeoPark con una participación de un 100% WI). Se espera que el programa de sísmica se
haya completado el 4Q2014 y que las perforaciones se inicien el 2H2015.
Mayores detalles se proporcionaron en la reciente publicación de la actualización de resultados el 21 de
octubre de 2014.
Operaciones en Argentina
Las operaciones en Argentina representaron aproximadamente un 1% de los ingresos netos consolidados y
EBITDA ajustado respectivamente tanto el 3Tri2014 como el 3Tri2013.
RESULTADOS NO OPERACIONALES CONSOLIDADOS Y GANANCIAS PARA EL PERÍODO
Gastos Financieros Netos: Los gastos financieros netos aumentaron a $20,6 millones el 3Tri2014 de
$6,6 millones el 3Tri2013, principalmente como resultado de pérdidas por tipo de cambio, que no
representan caja, de $13,9 millones resultantes del impacto de la depreciación del Real brasilero el 3Tri2014
sobre la deuda denominada en dólares contraída a nivel de la filial local, donde la moneda funcional es el
Real brasilero. Además, los gastos financieros netos consolidados se vieron impactados por un mayor
endeudamiento promedio como resultado del instrumento de crédito de $70,5 millones obtenido el 31 de
marzo de 2014 para adquirir la participación en el Campo Manatí de Brasil. Los efectos antes mencionados
fueron parcialmente compensados por una mayor utilidad financiera resultante de un nivel de caja más alto
(incluyendo fondos netos resultantes de la OPA NYSE en febrero de 2014).
Impuesto a la Renta: El impuesto a la renta ascendió a $6,2 millones el 3Tri2014 en comparación a
$5,2 millones el 3Tri2013, en línea con el aumento en las ganancias antes de impuestos el 3Tri2014.
Ganancias: Las ganancias del período aumentaron un 9% y ascendieron a $11,9 millones el 3Tri2014 en
comparación a $11,0 millones el 3Tri2013, debido principalmente a una mayor utilidad operacional
parcialmente compensada por mayores gastos financieros netos y mayores impuestos a la renta.
BALANCE GENERAL
Al 30 de septiembre de 2014 el efectivo y equivalentes alcanzaron a un total de $128,8 millones, mientras
que al término del año 2013 el efectivo y equivalentes ascendieron a $121,1 millones. El aumento se debe
principalmente a la generación de caja por las operaciones durante el período de nueve meses terminado el
30 de septiembre de 2014, ascendente a $164,2 millones, junto con $125,2 millones de fondos generados
por las actividades financieras, los que se explican principalmente por (i) el instrumento de crédito tomado
en Brasil y (ii) $90,9 millones de fondos netos originados por la OPA NYSE, menos (iii) $40,9 millones
relativos a deuda y pagos de intereses. Durante el período el efectivo neto usado para las actividades de
inversión alcanzó un total de $279,7 millones e incluyó el programa de inversiones de la Compañía además
de la adquisición de una participación en el Campo Manatí de Brasil.
El total de activos al 30 de septiembre de 2014 alcanzó a $1.096,3 millones. Además, el total de inversiones
para el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2014 incluyó principalmente (i) $122,5
millones invertidos en Chile donde la Compañía perforó veintitrés pozos y adquirió 350 km? de estudios de
sísmica 3D y (ii) $53,7 millones invertidos en Colombia que incluyeron principalmente la perforación de
dieciocho pozos junto con la construcción de instalaciones para pozos perforados. Además, las actividades
de inversión el 3Tri2014 incluyeron $115,0 millones relativos a la adquisición de una participación en el
Campo Manatí en Brasil (neto de efectivo adquirido) completado el 31 de marzo de 2014.
Al término del 3Tri2014 el total de la deuda financiera de GeoPark alcanzaba a 362,9 millones, incluyendo
principalmente el Bono 2020 emitido en febrero de 2013 y el instrumento de crédito a 5 años en Brasil por la
adquisición de una participación en el Campo Manatí en Brasil.
El patrimonio alcanzó a $512,6 millones e incluyó participaciones minoritarias por $107,8 millones relativas
a la participación de LG International en las operaciones en Chile y Colombia. (LG International Corp., el
conglomerado coreano es dueño de una participación de un 20% de las operaciones de GeoPark en
Colombia y de un 20% del Bloque Fell, además de un 31% en los bloques de Tierra del Fuego en Chile). El
patrimonio al 30 de septiembre de 2014 aumentó en $146,6 millones en comparación al 31 de diciembre de
2013, debido principalmente a los fondos netos originados por la OPA NYSE, además de las ganancias del
período de nueve meses.
RAZONES FINANCIERAS (*)
Montos en $ millones
Deuda Bruta /
Año / Período Deuda Financiera Posición EBITDA Cobertura
Efectivo : Interés
ajustado
3Tri2013 296,2 104,8 2,2X 5,9x
2013 317,1 121,1 1,9x 4,3x
1Tri2014(**) 364,7 131,9 2,2X 4,9x
2Tri2014 (***) 368,6 125,3 1,8x 6,0x
3Tri2014 (***) 362,9 128,8 1,6x 6,7X
(*) Sobre la base de los resultados financieros de los últimos 12 meses .
(4) No considera EBITDA ajustado generado por la participación adquirida en el Campo Manatí en Brasil.
(2%) Considera EBITDA ajustado generado por la participación adquirida en el Campo Manatí en Brasil sólo a contar del
2Tri2014.
Los límites de endeudamiento financiero consolidados de GeoPark acordados según el contrato del Bono
2020 establecen:
+ Una razón de apalancamiento definida como deuda bruta al EBITDA ajustado inferior a 2,75x para el
año 2014 e inferior a 2,5x a partir de 2015; y
+ Una razón de cobertura de interés definida como EBITDA ajustado dividida por gastos financieros
superior a 3,5x.
OTRAS NOVEDADES / HECHOS RECIENTES
Resultados Junta
La Junta General Ordinaria de GeoPark 2014 se llevó a cabo el 11 de septiembre y todos los asuntos
presentados fueron aprobados.
Ingreso a Perú mediante la Adquisición del Bloque Morona
En octubre GeoPark anunció la adquisición a Petroperú de una participación en el Bloque Morona ubicado en
el norte de Perú. GeoPark asumirá la operación y una participación de un 75% (“WI”), manteniendo
Petroperú una participación de un 25% WI.
El Bloque Morona cubre una superficie de 1,9 millones de acres en la Cuenca Marañón, una de las más
prolíficas cuencas de hidrocarburos de Perú. El Bloque Morona contiene el yacimiento petrolero Situche
Central, delineado por dos pozos (con pruebas de corto plazo de aproximadamente 2.400 y 5.200 bopd con
35-36 API de petróleo cada uno) y sísmica 3D. La firma de reserva de ingeniería independiente, Ryder
Scott, cuenta con reservas certificadas probadas y posibles (2P) de 55 millones de barriles de petróleo
(mmbo) para Petroperú.
Además del yacimiento Situche Central, el Bloque Morona tiene un amplio potencial de exploración con
varios prospectos de alto impacto y niveles – con recursos de exploración actualmente estimados en un
rango de 200 a 600 mmbo. Este importante componente del proyecto aumentará de manera significativa el
inventario general de recursos de exploración de GeoPark y complementará su reserva creciente y base de
flujo de efectivo ya establecida en Colombia, Chile y Brasil.
El programa de trabajo inicial consistirá en poner en producción el yacimiento Situche Central a través de
una prueba de largo plazo para ayudar a determinar el plan de desarrollo general más efectivo y comenzar a
generar flujo de caja. Esta etapa inicial requiere una inversión de aproximadamente $140 – 160 millones y
se espera se haya completado dentro de los 18 a 24 meses siguientes al cierre. GeoPark invertirá la porción
de Petroperú durante esta fase inicial.
La transacción está sujeta a condiciones generales, las que incluyen la calificación de GeoPark por parte de
PeruPetro, la entidad peruana otorgante de licencias, algunas modificaciones a las licencias y un decreto
presidencial.
Actualización sobre el yacimiento Tigana en el Bloque Llanos 34 en Colombia
A partir de información de perforación y producción, mapeo con sísmica 3D y un tamaño de superficie
estimado de 3.000-4.000 acres, GeoPark anunció en octubre su estimación interna preliminar de petróleo
original en el lugar (OOIP) de 140-170 millones de barriles de petróleo (mmbo) y una estimación interna
preliminar de reserva bruta 3P de 45-65 mmbo para el yacimiento petrolero Tigana. Se requerirá
perforación de evaluación adicional para delinear el yacimiento Tigana y, por lo tanto, estas cifras son
preliminares y están sujetas a cambios con nueva información. GeoPark opera y tiene una participación de
un 45% WI en el Bloque Llanos 34.
El tamaño expandido del yacimiento Tigana representa un mayor valor para GeoPark al proporcionar una
importante oportunidad de aumentar la producción — mediante 30-45 nuevas posibles ubicaciones de
perforación. Además de mejorar el perfil de riesgo general del inventario del programa de trabajo de
GeoPark, un mayor yacimiento proporciona oportunidades para reducir los costos de perforación, operación
y transporte mediante mejores eficiencias. Aún en situación de bajos precios del petróleo, se espera que el
yacimiento Tigana genere flujos de caja operacionales significativos. (A modo de referencia, si los precios del
petróleo WTI tienen un promedio de $75-85 por barril, el retorno neto operacional (“operating netback”)del
yacimiento se estima en aproximadamente $40-50 por barril en 2015.)
Nuevo Bloque en la Cuenca Llanos en Colombia
En noviembre GeoPark expandió su cartera en Colombia a través de un acuerdo con SK Innovation (filial de
SK Group, la compañía coreana que integra energía y petroquímica) para explotar conjuntamente el Bloque
CPO-4 ubicado en la Cuenca Llanos (aproximadamente a 60 km del exitoso Bloque Llanos 34 de la
compañía). El bloque cubre una superficie de aproximadamente 345.600 acres (1.398 km?) con una
cobertura de sísmica 3D de aproximadamente 880 km?. Según el contrato conjunto y sujeto a la aprobación
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de la ANH de Colombia, GeoPark operará y recibirá una participación de un 50% WI del Bloque CPO-4 a
cambio de su compromiso de perforar y financiar su 50% WI de un pozo de exploración. El pozo está
proyectado para 1H2015 y el compromiso financiero total para GeoPark es de aproximadamente $6,0
millones. Existe una opción de pasar a una fase exploratoria adicional con posterioridad a la perforación de
un pozo exitoso. Se espera la aprobación definitiva de la ANH el 1Tri2015.
Posible Impacto de la Reciente Disminución en los Precios del Crudo a Nivel Mundial
Durante los últimos tres meses los precios internacionales del petróleo han disminuido en aproximadamente
un 25%. Suponiendo que este escenario continúe a través del 4Tri2014, a los actuales niveles de producción
el impacto sobre EBITDA ajustado consolidado de GeoPark para el año 2014 completo sería de
aproximadamente un 6 – 8% inferior. Asimismo, GeoPark se encuentra actualmente completando su
programa de trabajo e inversiones para 2015 y, al igual que en el pasado, el lineamiento oficial para 2015
será entregado en enero. Se espera que el plan de inversiones de 2015 se encuentre en niveles similares o
inferiores a los de 2014, distribuidos a través de una expandida base de activos con más países y
operaciones.
INFORMACIÓN PARA LLAMADA EN CONFERENCIA
GeoPark ofrecerá su llamada en conferencia y webcast con los resultados del Tercer Trimestre 2014 el 19 de
noviembre de 2014, a las 10:00 a.m., hora del Este en los Estados Unidos.
El Gerente General, James F. Park, el Gerente de Operaciones, Augusto Zubillaga y el Gerente de Finanzas,
Andrés Ocampo, discutirán los resultados financieros y operacionales de GeoPark para el 3Tri2014, con una
sesión de preguntas y respuestas inmediatamente después.
Las partes interesadas pueden tener acceso a la llamada en conferencia discando desde fuera de los Estados
Unidos +1 201-689-8035 y desde dentro de los Estados Unidos +1 877-407-8035 (Clave: GeoPark), o
escuchar el webcast visitando la sección de Apoyo al Inversionista en el sitio de la Compañía (www.geo-
park.com).
11
PRIMEROS NUEVE-MESES 2014
La tabla muestra las cifras de producción de GeoPark para el período de nueve meses terminado el 30 de
septiembre de 2014 (“9M2014”) en comparación al 30 de septiembre de 2013 (“9M2013”).
9M2014(*) 9M2013
Total Petróleo Gas Total %
(boepd) (bopd) (mcfpd) (boepd) Cambio
Chile 6.545 4.019 15.155 7.013 -7%
Colombia 10.528 10.306 1.335 6.075 73%
Brasil 2.382 38 14.068 * N/A
Argentina 78 63 87 60 29%
Total 19.533 14.426 30.645 13.148 49%
* La adquisición de la participación en el Campo Manatí en Brasil se completó el 31 de marzo de 2014. A modo de
referencia y sólo para propósitos de comparación, la producción neta correspondiente a las operaciones en Brasil
para los 9M2014 ascendió a 3.591 boepd y para los 9M2013 la producción neta ascendió a 3.721 boepd.
La tabla a continuación muestra algunos indicadores clave de desempeño para 9M2014 en comparación a
9M2013. Las cifras correspondientes a 9M2014 incluyen información relativa a la participación adquirida en
el yacimiento Manatí de Brasil completada el 31 de marzo de 2014. A partir de esa fecha GeoPark comenzó a
consolidar sus resultados línea a línea para propósitos contables dentro de sus operaciones en Brasil.
Indicadores Clave 9M2014 9M2013 % Cambio
Producción de petróleo (bopd) 14.426 10.816 33%
Producción de gas (mcfpd) 30.645 13.993 119%
Producción neta promedio (boepd) 19.533 13.148 49%
Precio de venta promedio obtenido
– Petróleo ($ por bbl) 85,7 82,5 4%
– Gas ($ por mcf) 7,1 4,6 54%
Ingresos Netos ($ millones) 348,0 250,5 39%
Costos de Producción ($ millones) -169,5 -129,8 31%
EBITDA ajustado ($ millones) 192,7 125,9 53%
EBITDA ajustado por boe ($) 39,8 35,1 14%
Retorno neto operacional por boe ($) 47,6 44,1 8%
Ganancia para el período ($ millones) 49,6 25,2 97%
DESEMPEÑO OPERACIONAL CONSOLIDADO
Producción: La producción consolidada aumentó en un 49% a 19.533 boepd el 9M2014 y se explica
principalmente por una mayor producción de las operaciones en Colombia junto con la adición de las
operaciones en Brasil (desde 2Tri2014), la que fue parcialmente compensada por una menor producción de
las operaciones en Chile. Sobre una base proforma, la producción consolidada promedio alcanzó a 20.742
boepd en 9M2014 y aumentó un 23% en comparación a 16.869 boepd en 9M2013.
Ingresos Netos: Los ingresos netos consolidados aumentaron en un 39% a $348,0 millones en 9M2014 en
comparación a $250,5 millones en 9M2013, impulsados principalmente por una mayor producción de
petróleo.
12
Ingresos del Petróleo Consolidados: Los ingresos del petróleo consolidados representaron un 86% del total
de ingresos en 9M2014 en comparación a un 94% en 9M2013, aumentando en un 27% a $298,8 millones en
9M2014, debido principalmente a una mayor producción, junto con un aumento en el precio promedio
obtenido de petróleo por barril. El precio de venta promedio obtenido de petróleo aumentó un 4% a $85,7
por barril en 9M2014.
Ingresos del Gas Consolidados: Los ingresos del gas consolidados representaron un 14% del total de
ingresos en 9M2014 en comparación a un 6% en 9M2013, representando un aumento de un 221% a $49,2
millones en 9M2014, principalmente relacionado con la adición de las operaciones en Brasil por un monto de
$26,5 millones y, en menor medida, a mayores precios promedio del gas en las operaciones en Chile. El
precio de ventas promedio consolidado obtenido aumentó en un 54% a $7,1 por mcf en 9M2014.
Costos: Los costos de producción consolidados aumentaron en un 31% a $169,5 millones en 9M2014,
principalmente impulsados por el aumento en la producción durante el período y la adición de las
operaciones en Brasil. Además, los costos de producción por boe disminuyeron debido a una mayor
absorción de costos fijos por la mayor producción.
Los costos de Exploración ascendieron a $17,7 millones en 9M2014 y $16,0 millones en 9M2013.
Los costos administrativos aumentaron en un 14% a $36,6 millones en 9M2014. Este aumento se debió
principalmente a (i) mayores gastos corporativos y nuevos esfuerzos comerciales y (ii) la adición de las
operaciones en Brasil.
Los costos de venta aumentaron en un 73% a $21,6 millones en 9M2014, debido principalmente a una
mayor producción y entregas en Colombia.
EBITDA ajustado: EBITDA ajustado aumentó en un 53% a $192,7 millones en 9M2014, principalmente
impactado por un mayor EBITDA ajustado en las operaciones en Colombia y, en menor medida, debido a la
adición de las operaciones en Brasil.
EBITDA ajustado por boe aumentó en un 14% a $39,8 por boe en 9M2014 en comparación a $35,1 por boe
en 9M2013, explicado por mayores precios de venta promedio y el impacto de los menores costos
operacionales por boe debido a la mejor absorción de costos fijos y a eficiencias de costos, los que fueron
parcialmente compensados por un cambio en el mix de ingresos con una mayor incidencia del gas resultante
de la adquisición de Manatí en Brazil.
RESULTADOS Y GANANCIAS NO OPERACIONALES CONSOLIDADOS
Gastos Financieros Netos: Los gastos financieros netos aumentaron de $27,2 millones en 9M2013 to
$31.7 millones in 9M2014 debido a diferencias por tipo de cambio resultantes de la depreciación de la
moneda brasilera y mayores gastos financieros debido a un mayor endeudamiento promedio, los que fueron
parcialmente compensados por gastos únicos incurridos como parte del prepago del Bono Reg S 2015 en
febrero de 2013 y una mayor utilidad financiera relativa a un mayor flujo de efectivo y equivalentes en
9M2013.
Impuesto a la Renta: El impuesto a la renta aumentó en un 88% a $23,0 millones en 9M2014, en línea
con las mayores ganancias antes de impuestos.
Utilidad: La utilidad en 9M2014 aumentó en un 97% a $49,6 millones como resultado de mayores
resultados operacionales, los que fueron parcialmente compensados por mayores gastos financieros netos e
impuestos a la renta. Las ganancias por acción aumentaron en un 83% a $0,66 por acción en 9M2014,
principalmente impulsadas por mayores ganancias durante el período.
Se puede visitar el sitio de GeoPark en www.geo-park.com
Para mayor información favor contactar:
Pablo Ducci – Director Mercados de Capital pducciMgeo-park.com
Sofia Chellew -Relaciones con Inversionistas schellewOgeo-park.com
Santiago, Chile T: +562 2242 9600
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ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
(No auditado)
INGRESOS NETOS
Venta de petróleo crudo
Venta de gas
TOTAL INGRESOS NETOS
Costos de producción
GANANCIA BRUTA
Costos de Exploración
Costos Administrativos
Gastos por Ventas
Otra utilidad operacional
GANANCIA OPERACIONAL
Resultados financieros, neto
GANANCIA ANTES DE IMPUESTO A LA
RENTA
Impuesto a la renta
GANANCIA PARA EL PERÍODO
Participación No controladora
ATRIBUIBLE A LOS DUEÑOS DE GEOPARK
En millones de $, excepto %
3Tri2014 3Tri2013 %
111,6
20,2
131,8
-67,5
64,3
-3,4
-13,7
-9,3
0,8
38,7
-20,6
18,1
-6,2
11,9
3,5
8,5
85,4 31%
4,3 369%
89,7 17%
-48,7 39%
41,0 57%
-2,4 41%
-11,3 21%
-4,9 92%
0,4 123%
22,8 70%
-6,6 210%
16,1 12%
-5,2 20%
110 9%
3,8 -10%
7,2 19%
9M2014
298,8
49,2
348,0
-169,5
178,5
-17,7
-36,6
-21,6
1,8
104,3
-31,7
72,6
-23,0
49,6
12,7
36,9
9M2013 %
235,2 27%
15,3 221%
250,5 39%
-129,8 31%
120,7 18%
-16,0 10%
-32,1 14%
-12,5 73%
4,6 -61%
64,7 61%
-27,2 16%
37,5 94%
-12,3 88%
25,2 97%
9,4 34%
15,8 134%
RECONCILIACIÓN DE EBITDA AJUSTADO A GANANCIA ANTES DE IMPUESTO A LA RENTA Y
EBITDA AJUSTADO POR BOE
(No auditada)
EBITDA ajustado
Depreciación
Pagos en acciones
Deterioro y castigos
Otros
GANANCIA OPERACIONAL
Resultados financieros, netos
GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS
EBITDA ajustado
Total entregas (in millones de boe)
EBITDA ajustado por boe
In millones de $, excepto %
3Tri2014 3Tri2013
67,9
-27,1
-2,4
0,0
0,3
38,7
-20,6
18,1
67,9
1,9
36,0
41,9
-16,9
-2,5
-0,2
0,5
22,8
-6,6
16,1
41,9
1,2
34,9
% 9M2014
62%
60%
-3%
-95%
-33%
70%
210%
12%
62%
57%
3%
9M2013
192,7 125,9
-72,8 -49,5
-8,0 -5,9
-8,6 -12,0
1,1 6,2
104,3 64,7
-31,7 -27,2
72,6 37,5
192,7 125,9
4,838 3,589
39,8 35,1
%
53%
47%
34%
-28%
-83%
61%
16%
94%
53%
35%
14%
RECONCILIACIÓN DE GANANCIA BRUTA CON RETORNO NETO OPERACIONAL Y RETORNO NETO
OPERACIONAL POR BOE
(No auditada)
Ganancia Bruta
Más: Depreciación y pagos con acciones
Menos: Gastos por Ventas
Retorno Neto Operacional
Total entregas (en millones de boe)
Retorno Neto Operacional por boe
In millones de $, excepto %
3Tri2014 3Tri2013
64,3
27,1
-9,3
82,1
1,9
43,5
41,0
17,2
-4,9
53,4
1,2
44,5
% 9M2014
57%
57%
92%
54%
57%
-2%
9M2013
178,5 120,7
73,3 50,1
-21,6 -12,5
230,1 158,3
4,8 3,6
47,6 44,1
%
48%
46%
73%
45%
35%
8%
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BALANCE GENERALRESUMIDO CONSOLIDADO
(No auditado)
Activos No Circulantes
Propiedades, Plantas y Equipos
Otros Activos No Circulantes
Total Activos No Circulantes
Activos Circulantes
Inventarios
Cuentas por cobrar
Otros Activos Circulantes
Efectivo en el banco y disponible
Total Activos Circulantes
Total Activos
Patrimonio
Patrimonio atribuible a los dueños de GeoPark
Participación No controladora
Total Patrimonio
Pasivos No Circulantes
Préstamos
Otros Pasivos No Circulantes
Total Pasivos No Circulantes
Pasivos Circulantes
Préstamos
Otros Pasivos Circulantes
Total Pasivos Circulantes
Total Pasivos y Patrimonio
Sept ’14
795,4
37,8
833,1
10,1
71,3
52,9
128,8
263,2
1.096,3
404,8
107,8
512,6
342,3
96,2
438,5
20,6
124,6
145,2
1.096,3
Dic ’13
595,4
36,3
631,8
8,1
42,6
42,7
121,1
214,6
846,4
270,8
95,1
366,0
290,5
64,5
355,0
26,6
98,9
125,5
346,4
In millones de $, excepto %
%
34%
4%
32%
25%
67%
24%
6%
23%
30%
49%
13%
40%
18%
49%
24%
-23%
26%
16%
30%
INFORMACIÓN HISTORICA OPERACIONAL Y FINANCIERA SELECCIONADA
Reservas petróleo (2P PRMS) – mmboe
Reservas Gas (2P PRMS) – mmboe
Reservas Combinadas (2P PRMS) – mmboe
Producción petróleo (miles boepd)
Producción Gas (miles boepd)
Producción (miles boepd)
Ingresos petróleo ($ millones )
Ingresos gas ($ millones)
Total Ingresos ($ millones)
EBITDA ajustado ($ millones)
2013
33,9
27,7
61,6
11,1
315
338
167
Año terminado el 31 de diciembre
2012
27,8
29,1
56,9
2011
16,9
32,6
49,5
2,5
5,1
7,6
2010
16,2
33,4
49,6
1,9
5,0
6,9
48
31
80
41
2009
10,9
15
GLOSARIO
EBITDA Ajustado
EBITDA Ajustado por boe
Retorno Neto Operacional
por boe
ANP
ANH
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
Ingresos netos menos costos de producción (neto de cargos por depreciación
y acumulación de opciones de acciones y premios de acciones) y costo de la
explotación divididos por el total de entregas boe. El retorno neto operacional
es equivalente al EBITDA ajustado neto de gastos en efectivo incluidos en
Costos Administrativos, de Exploraciones y Otros costos operacionales.
Agéncia Nacional do Petróleo, Agencia Nacional del Petróleo de Brasil
Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia
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
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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.
Las cifras de producción de petróleo y gas incluidas en esta publicación se formularon antes del efecto de
royalties pagados en especie, consumo y pérdidas.
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
17
flujo de efectivo operacional, ambos calculados de acuerdo a las IFRS, ni un indicador de nuestro
desempeño operacional o liquidez. Algunos 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.
El Retorno Neto Operacional por boe no debiera ser considerado como una alternativa a, o más
significativo que las ganancias del período o los flujos de efectivo de las actividades operacionales
determinados de acuerdo a las IFRS o como indicador de nuestro desempeño operacional o liquidez.
Determinados ítems excluidos del Retorno Neto Operacional por boe son componentes significativos para
comprender y evaluar el desempeño financiero de una compañía, como el costo de inversión y la estructura
tributaria, junto con castigos significativos y/o recurrentes, además de los costos históricos de los activos
depreciables, ninguno de los cuales son componentes del Retorno Neto Operacional por boe. El cálculo del
Retorno Neto Operacional por boe por parte de la Compañía podría no ser comparable a otras mediciones
con título similar de otras compañías. Para una reconciliación del Retorno Neto Operacional por boe con la
medición financiera de ganancias según IFRS para el año o el período correspondiente véase las tablas
financieras que se acompañan.
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Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=547af804c20eef6a4d40260636d8b406VFdwQmVFNUVSWGxOUkVWNlRucFZNVTVCUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
