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GEOPARK INFORMA RESULTADOS DEL SEGUNDO TRIMESTRE 2018

0 201

DE SUBSUELO Y OPERATIVOS IMPULSAR EL DESEMPEÑO FINANCIERO: 
MAYOR PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS, EBITDA RECORD, MEJORAS EN LA EFICIENCIA DE COSTOS 
, BALANCE MÁS FUERTE

Bogotá, Colombia – 8 de agosto de 2018 – GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), un operador de exploración, exploración y explotación de petróleo y gas independiente líder en América Latina con operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Perú, Argentina, Brasil y Chile informan sus resultados financieros consolidados por el período de tres meses finalizado el 30 de junio de 2018 (“Segundo trimestre” o “2T2018”).

El jueves 9 de agosto de 2018, a las 10:00 a.m., hora del Este, se realizará una teleconferencia para analizar los resultados financieros del 2T2018. Todas las cifras se expresan en dólares estadounidenses y las comparaciones de crecimiento se refieren al mismo período del año anterior, excepto cuando se especifique. Las definiciones y los términos utilizados en este documento se proporcionan en el Glosario al final de este documento. Este lanzamiento no contiene toda la información financiera de la Compañía. Como resultado, esta publicación debe leerse junto con los estados financieros consolidados y las notas a los estados financieros correspondientes al período finalizado el 30 de junio de 2018, disponibles en el sitio web de la Compañía. 

SEGUNDO TRIMESTRE 2018 HECHOS DESTACADOS
Producción récord de petróleo y gas

  • La producción consolidada de petróleo y gas aumentó un 37% a 35.870 boepd (un 11% más en comparación con el 1T2018)
  • La producción de petróleo aumentó en un 38% a 30.249 bopd (un 11% más en comparación con el 1T2018)
  • La producción colombiana aumentó en un 33% a 27,940 boepd (un aumento del 6% en comparación con el 1T2018)
  • La producción de gas aumentó en un 34% a 33.7 mmcfpd (un 16% más en comparación con el 1T2018)
  • Cinco plataformas de perforación actualmente operadas por GeoPark (tres en Colombia, una en Argentina y una en Chile)

Generación de efectivo creciente

  • Los ingresos más que duplicaron a $ 159.3 millones
  • El EBITDA ajustado aumentó 125% a $ 83.3 millones, un nuevo récord
  • La ganancia operativa aumentó más de tres veces a $ 52.0 millones
  • El ingreso neto aumentó a $ 5.5 millones de ganancia por $ 1.1 millones de pérdida

Ventajas de costos continuos

  • Costos operativos en el bloque Llanos 34 (GeoPark operado, 45% WI) de $ 3.9 por barril
  • Costos operativos consolidados de $ 8.5 por boe y Colombia $ 5.9 por boe

Balance más fuerte

  • La razón deuda neta a EBITDA ajustada mejoró a 1.3x desde 2.2x
  • Posición de efectivo de $ 105.2 millones

Mejorando la Liquidez del Mercado

  • El volumen promedio diario de comercio de acciones aumentó a $ 8.7 millones en junio, $ 6.5 millones en los últimos tres meses

Premio Comunitario

  • El equipo de GeoPark Colombia recibió el premio “Buen Vecino” de la ANH por sus excelentes prácticas sociales en Colombia. GeoPark fue seleccionado entre 107 iniciativas diferentes por un panel compuesto por las Naciones Unidas, el Ministerio de Minas y Energía y la ANH.

James F. Park, Director Ejecutivo de GeoPark dijo: “A mitad de camino del año, y nuestro rendimiento mejor de lo esperado nuevamente está impulsando una aceleración y expansión de nuestro programa de trabajo original. Esto significa que podemos invertir más en la segunda mitad del año para producir más petróleo y gas y para ganar más dinero y construir una mejor compañía para nuestros accionistas.
 

Todo el trabajo que GeoPark ha realizado durante los últimos quince años para construir la plataforma más sólida en América Latina continúa dando sus frutos. Nuestra base profunda nos ayuda a crecer y seguir creciendo, tanto en tiempos difíciles como ahora con precios más sólidos que nos devuelven el aliento. Y todo comienza con nuestro equipo comprometido que sabe cómo encontrar petróleo y sacarlo de la tierra y comercializar de forma segura y rentable. El mismo equipo que descubrió y opera los campos petrolíferos Tigana-Jacana en Colombia, una de las obras terrestres más atractivas de Latinoamérica en la actualidad “. 

DESEMPEÑO OPERATIVO CONSOLIDADO

Indicadores clave de rendimiento:

Indicadores clave2T20181T20182T20171H20181H2017
Producción de petróleo a (bopd)30,24927,34521,93028,80521,213
Producción de gas (mcfpd)33,72629,10125,15831,42826,646
Producción neta media (boepd)35,87032,19526,12334,04325,654
Precio del petróleo Brent ($ por bbl)74.967.351.071.152.8
Precio combinado ($ por boe)51.744.732.248.432.4
⁻ Aceite ($ por bbl)57.248.633.453.133.8
⁻ Gas ($ por mcf)5.15.45.55.35.3
Venta de petróleo crudo ($ millones)145.7111.064.1256.7118.6
Venta de gas ($ millones)13.712.811.126.523.3
Ingresos ($ millones)159.3123.975.2283.2141.9
Contratos de gestión de riesgos de productos básicos ($ millones)-11.4-3.95.9-15.211.3
Costos de producción y operación b ($ million)-44.8-34.1-25.3-78.8-42.9
G & G, G & A c y gastos de venta ($ millones)-17.5-15.2-13.9-32.7-24.1
EBITDA ajustado ($ millones)83.363.337.1146.675.9
EBITDA Ajustado ($ por boe)27.022.915.925.017.3
Netback operativo ($ por boe)32.528.522.230.623.0
Ganancia (pérdida) ($ millones)5.524.9-1.130.44.7
Gastos de capital ($ millones)36.321.425.957.749.4
Adquisición de Argentina ($ millones)-3.2 d52.048.8
Efectivo y equivalentes de efectivo ($ millones)105.2120.477.0105.277.0
Deuda financiera a corto plazo ($ millones)7.60.831.77.631.7
Deuda financiera a largo plazo ($ millones)418.9418.7314.6418.9314.6
Deuda neta ($ millones)321.3299.1269.3321.3269.3

a) Incluye regalías gubernamentales pagadas en especie en Colombia por aproximadamente 898, 930 
          y 781 bopd en 2Q2018, 1Q2018 y 2Q2017, respectivamente. No se 
          pagaron regalías en especie en Chile, Brasil y Argentina. 
      b) Los costos de producción y operación incluyen los costos operativos y las regalías pagadas en efectivo. 
      c) Los gastos de G & A incluyen $ 0.8 millones, $ 0.6 millones y $ 0.8 millones para el 2T2018, 1Q2018 
          y 2Q2017, respectivamente, de pagos basados ​​en acciones (no en efectivo) que están excluidos del 
          cálculo del EBITDA Ajustado. 
     d) Ajuste de precios que corresponde a los flujos netos de efectivo generados por los activos adquiridos 
         desde la ejecución del contrato de compra de activos, el 18 de diciembre de 2017, hasta el fecha de cierre, el 27 de marzo de 2018. 

Producción: la producción total de petróleo y gas creció 37% a 35,870 boepd en 2Q2018 de 26,123 boepd en 2Q2017, debido al aumento de la producción colombiana, la nueva producción de la reciente adquisición de Argentina y el aumento de la producción en Brasil y Chile. El petróleo representó el 85% de la producción total reportada en comparación con el 84% en el 2T2017. Para obtener más información, consulte la actualización operativa 2Q2018 publicada el 11 de julio de 2018. 

Referencia y precios del petróleo: el precio del crudo Brent promedió $ 74.9 por barril durante el 2T2018, y el precio de venta del petróleo consolidado promedió $ 57.2 por barril en el 2T2018, un aumento del 18% de $ 48.6 por barril en el 1T2018 y un aumento del 71% de $ 33.4 por barril en 2Q2017. Las diferencias entre los precios de referencia y realizados reflejan los descuentos comerciales y de transporte, así como el diferencial de precios de Vasconia en Colombia, que promedió $ 4.1 por barril en el 2T2018 y el 1T2018, en comparación con un descuento de $ 3.6 por barril en el 2T2017. Los descuentos comerciales y de transporte en Colombia se redujeron en 50 centavos por barril a $ 14,5 en el 2T2018, en comparación con $ 15.0 por barril en el 1T2018 y $ 15.1 por barril en el 2T2017. En Colombia, está en curso la construcción de una línea de flujo en el bloque Llanos 34, cuya finalización está prevista para enero de 2019, y se espera que mejore aún más los actuales descuentos comerciales y de transporte. La siguiente tabla proporciona un desglose de los precios de referencia y del petróleo neto realizado en Colombia, Chile y Argentina en el 2T2018:

2T2018 – Precios del petróleo realizados
($ por bbl)
 
Colombia
 
Chile
 
Argentina
Precio del petróleo Brent74.974.974.9 
Vasconia diferencial(4.1)
Descuentos comerciales y de transporte(14.5) (9.9)
Otro* (8.2)
Precio del petróleo realizado 56.365.066.7
Peso en la mezcla de ventas de petróleo91%3%6%

* El acuerdo de estabilidad de precios entre el gobierno y el sector petrolero en Argentina, en vigencia desde mayo de 2018, congeló temporalmente los precios del petróleo a $ 66-67 / bbl por un período inicial de tres meses. Este acuerdo podría extenderse más allá de julio de 2018, dependiendo de las condiciones del mercado.

Ingresos: los ingresos consolidados aumentaron en un 112% a $ 159.3 millones en el 2T2018, en comparación con $ 75.2 millones en el 2T2017. Los precios más altos realizados y las entregas más elevadas aumentaron los ingresos.  Venta de petróleo crudo : los ingresos petroleros consolidados aumentaron 127% a $ 145.7 millones en el 2T2018, impulsados ​​por un aumento de 71% en los precios realizados del petróleo y un aumento de 32% en las entregas de petróleo (en comparación con el 2T2017). Los ingresos petroleros representaron el 91% de los ingresos totales en comparación con el 85% del 2T2017.

  • Colombia: En el 2T2018, los ingresos petroleros aumentaron en un 130% a $ 129.4 millones debido a que los precios realizados aumentaron en un 74% a $ 56.3 por bbl y las entregas de petróleo aumentaron en un 32% a 26,289 bopd.

         Los pagos colombianos (deducidos de los ingresos petroleros colombianos) aumentaron a $ 5.2 millones en el 
         2T2018, en comparación con $ 2.5 millones en el 2T2017, en línea con mayores ingresos petroleros y una mayor producción.

  • Chile: En el 2T2018, los ingresos del petróleo disminuyeron en un 36% a $ 4,9 millones, debido a los menores volúmenes vendidos, que fueron parcialmente compensados ​​por los mayores precios del petróleo. Las entregas de petróleo se compararon con las del 2T2017, que incluyó las entregas de petróleo para el primer y segundo trimestres dadas las negociaciones con ENAP. Los precios del petróleo se incrementaron un 51% a $ 65.0 por barril, en línea con los precios más altos del Brent. Los ingresos petroleros aumentaron en un 15% en comparación con el 1T2018.
  • Argentina: En el 2T2018, los ingresos petroleros fueron de $ 11.1 millones, resultantes de $ 66.7 en los precios del petróleo y entregas de 1.824 bppd, todos de los recientemente adquiridos bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (GeoPark operado, 100% WI).  

Venta de gas : los ingresos consolidados de gas aumentaron un 22% a $ 13,7 millones en el 2T2018 en comparación con $ 11,1 millones en el 2T2017, impulsados ​​por un aumento del 30% en las entregas de gas a pesar de que los precios del gas disminuyeron en un 6%. 

  • Chile: En el 2T2018, los ingresos del gas aumentaron en un 28% a $ 4.4 millones debido a mayores precios y entregas de gas. Los precios del gas fueron 6% más altos, o $ 5.3 por mcf ($ 31.6 por boe) en el 2T2018, en línea con el aumento de los precios del metanol. Las entregas de gas aumentaron en un 20% a 9,200 mcfpd (1,533 boepd).
  • Brasil: En el 2T2018, los ingresos de gas disminuyeron en un 7% a $ 7,0 millones, principalmente debido a los menores precios del gas, parcialmente compensados ​​por mayores entregas. Los precios del gas disminuyeron en un 15% a $ 4.9 por mcf ($ 29.3 por boe), en línea con una devaluación del 16% de la moneda local. Las entregas de gas aumentaron en un 9% a 15,808 mcfpd (2,635 boepd), como resultado de un mayor consumo industrial y una menor disponibilidad de energía hidroeléctrica.
  • Argentina: En 2T2018, los ingresos por gas fueron de $ 1.8 millones, resultantes de $ 5.2 por mcf ($ 31.5 por bpe), se realizaron precios de gas y entregas de 3,876 mcfpd (646 boepd), todos correspondientes a los bloques recientemente adquiridos en Argentina.   

Contratos de gestión de riesgos de productos básicos: GeoPark utiliza contratos de cobertura para gestionar los riesgos y limitar el impacto de la volatilidad del precio del petróleo en el programa de trabajo. 

Para el período de tres meses que finalizó el 30 de junio de 2018, GeoPark obtuvo $ 13.3 millones en menores ingresos netos de ciertos contratos de cobertura vigentes que tenían un piso de $ 52-55 / bbl y un techo de $ 58-78 / bbl Brent.De acuerdo con las reglas contables, estos ingresos reducidos se ajustan por el cambio en el valor de los contratos futuros y se registran como una ganancia de $ 1.9 millones. 

Para obtener detalles sobre los contratos vigentes vigentes, consulte los contratos de administración de riesgos de materias primas a continuación o consulte la Nota 4 de los estados financieros consolidados de GeoPark para el período finalizado el 30 de junio de 2018, disponible en el sitio web de la Compañía. 

Costos de producción y operación [1] Los costos de operación consolidados por boe fueron de $ 8.5 en el 2T2018, ligeramente más altos que los $ 8.3 por bpe en el 2T2017 debido a los bloques recientemente adquiridos en Argentina, que tienen costos más altos por bpe.  Los costos operativos consolidados aumentaron en $ 6,8 millones a $ 26,3 millones en el 2T2018 en comparación con el 2T2017, de la siguiente manera:

  • Colombia: los costos de operación por bpe disminuyeron en un 3% a $ 5,7 por bpe en el 2T2018 en comparación con $ 5,9 por bpe en el 2T2017. Los costos operativos totales aumentaron en un 28% a $ 13,6 millones, en línea con un aumento del 32% en los volúmenes entregados. Los costos de operación por boe en el bloque Llanos 34 continúan estando entre los más bajos en la industria a $ 3.9 por bbl. 
  • Chile: los costos de operación disminuyeron en un 24% a $ 4.9 millones en el 2T2018 de $ 6.4 millones en el 2T2017. Los costos de operación en el 2T2017 se vieron afectados temporalmente por una mayor participación de petróleo en la mezcla de ventas, que se había diferido del 1T2017. En comparación con el 1T2018, los costos de operación disminuyeron en un 10% o en $ 0.5 millones a $ 4.9 millones. Los costos de operación por boe fueron de $ 22.7.
  • Brasil: los costos operativos disminuyeron en un 30% a $ 1.6 millones en 2T2018 de $ 2.3 millones en 2T2017, debido a los costos únicos de mantenimiento en el bloque Manati (GeoPark no operado, 10% WI) en 2Q2017, que fue compensado por un 9% mayor volúmenes entregados. Los costos de operación por boe disminuyeron en un 36% a $ 6.5 por boe desde $ 10.1 en el 2T2017.
  • Argentina: los costos de operación fueron de $ 6.0 millones en el 2T2018, relacionados con la producción de los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet. Los costos de operación por boe fueron de $ 26.9.

En el 2T2018 la Compañía realizó la adquisición de los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet e inmediatamente comenzó a evaluar e implementar eficiencias operacionales y sinergias, que junto con renegociaciones en curso de contratos existentes y una campaña de intervención de pozos de bajo costo iniciada a principios de agosto 2018, se espera que mejoren la rentabilidad general del proyecto. Además, la Compañía está evaluando diferentes alternativas para iniciar la actividad de perforación en estos bloques, que se espera que comience antes de fin de año. Los mayores volúmenes y precios aumentaron las regalías consolidadas en $ 12,6 millones a $ 18,5 millones en el 2T2018. 

Gastos de venta: los gastos de venta consolidados aumentaron en $ 1.1 millones a $ 1.2 millones en el 2T2018 en comparación con $ 0.1 millones en el 2T2017. El aumento de $ 0.9 millones en el 2T2018 representó costos de transporte en los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet en Argentina.   

Gastos administrativos: Los costos consolidados de administración y mantenimiento por boe disminuyeron en un 21% a $ 4,0 por boe en el 2T2018 (frente a $ 5,1 por boe en el 2T2017). Los gastos de administración y administración consolidados totales aumentaron levemente a $ 12.5 millones en el 2T2018, en comparación con $ 12.0 millones en el 2T2017.

Gastos geológicos y geofísicos: los costos consolidados de G & G por boe aumentaron a $ 1.3 por boe en el 2T2018 (frente a $ 0.8 por boe en el 2T2017). Los gastos totales consolidados de G & G aumentaron a $ 3.9 millones en el 2T2018, en comparación con $ 1.9 millones en el 2T2017, debido a una mayor escala de operaciones. EBITDA Ajustado: El EBITDA Ajustado Consolidado [2]aumentó 125% a $ 83.3 millones, o $ 27.0 por boe, en el 2T2018 en comparación con $ 37.1 millones, o $ 15.9 por boe, en el 2T2017.

  • Colombia: EBITDA ajustado de $ 79.6 millones en 2T2018
  • Chile: EBITDA ajustado de $ 2,0 millones en 2T2018
  • Brasil: EBITDA ajustado de $ 4.0 millones en 2T2018
  • Argentina: EBITDA ajustado de $ 2.6 millones en 2T2018
  • Corporativo y Perú: EBITDA ajustado de $ 4.9 millones negativos en 2T2018
     

La siguiente tabla muestra la producción, los volúmenes vendidos y el desglose de los componentes más significativos del EBITDA Ajustado para el 2T2018 y el 2T2017, por país y por boe: 

EBITDA ajustado / boeColombiaChileBrasil  ArgentinaTotal
 2T182T172T182T172T182T172T182T172T182T17 
Producción (boepd)27,94021,0152,5592,4502,9042,6582,46735,87026,123 
Variación de stock / RIK a(1,553)(1,047)(199)782(229)(209)3(1,977)(474) 
Volumen de ventas (boepd)26,38719,9682,3603,2322,6752,4492,47033,89325,649 
% Petróleo99.6%99.8%35%61%2%2%74%86%85% 
($ por boe)           
Precio del petróleo realizado56.332.365.043.079.954.966.757.233.4 
Precio de gas realizado b40.331.629.729.334.331.530.532.8 
Consumirse(2.2)(1.3)(2.0)(1.3) 
Precio combinado54.031.043.337.830.134.757.551.732.2 
Contratos de gestión de riesgos de productos básicos realizados(5.6)1.1(4.3)0.8 
Costos de operacion(5.7)(5.9)(22.7)(21.7)(6.5)(10.1)(26.9)(8.5)(8.3) 
Regalías en efectivo(6.6)(2.6)(1.8)(1.7)(2.9)(3.1)(6.8)(6.0)(2.5) 
Venta y otros gastos(0.1)0.0(0.7)(0.5)(4.0)(0.4)(0.0) 
Operación Netback / boe36.223.618.113.920.721.419.932.522.2 
G & A, G & G, y otros        (5.5)(6.3) 
EBITDA ajustado / boe        27.015.9 

a) RIK (regalías en especie). Incluye regalías pagadas en especie en Colombia por aproximadamente 898 y 781 bppd en el 2T2018 y el 2T2017, respectivamente. No se pagaron regalías en especie en Chile, Brasil o Argentina. 
b) Tasa de conversión de $ mcf / $ boe = 1/6. 
Depreciación: los cargos de depreciación consolidados aumentaron en un 22% a $ 24.3 millones en el 2T2018, en comparación con $ 20.0 millones en el 2T2017, por mayores volúmenes. Por bbl, sin embargo, los costos de depreciación disminuyeron en un 8% a $ 7.9 por boe debido a los éxitos de perforación y al aumento de las reservas. 

Cancelación de esfuerzos de exploración fallidos: la amortización consolidada de los esfuerzos de exploración infructuosos fue de $ 9.2 millones en el 2T2018 en comparación con $ 4.6 millones en el 2T2017, principalmente debido a acumulaciones de petróleo no comerciales encontradas en Yaguasito (bloque Tiple en Colombia). 

Otros Ingresos (Gastos): Otras pérdidas operativas ascendieron a $ 0.1 millones en el 2T2018, en comparación con $ 1.5 millones en el 2T2017. 

RESULTADOS NO OPERATIVOS CONSOLIDADOS Y GANANCIAS POR EL PERÍODO 

Gastos financieros:Los costos financieros netos aumentaron a $ 8,7 millones en el 2T2018, en comparación con $ 7,4 millones en el 2T2017, debido a los mayores costos por intereses. 

Divisas: Las  pérdidas cambiarias netas representaron una pérdida de $ 13.3 millones en el 2T2018 en comparación con una pérdida de $ 4.7 millones en el 2T2017, incluidas las diferencias de cambio no monetarias generadas desde Brasil debido a la devaluación del real y su impacto en la intercompany denominada en dólares estadounidenses. deuda.  

Impuesto a las ganancias: Los gastos por impuestos a la utilidad fueron de $ 24.4 millones en el 2T2018 en comparación con $ 4.8 millones en el 2T2017, en línea con mayores ganancias operativas. 

Utilidad neta: La utilidad neta aumentó $ 6.6 millones a una ganancia de $ 5.5 millones en el 2T2018 en comparación con una pérdida de $ 1.1 millones en el 2T2017. 

BALANCE GENERAL 

Efectivo y equivalentes de efectivo: El efectivo y equivalentes de efectivo totalizaron $ 105.2 millones al 30 de junio de 2018. El efectivo y equivalentes de efectivo a fines del año 2017 fue de $ 134.8 millones. La diferencia refleja el efectivo utilizado en actividades de inversión de $ 106.5 millones, el efectivo utilizado en actividades de financiamiento de $ 21.9 millones y el efectivo generado por actividades de operación de $ 98.6 millones. 

El efectivo utilizado en actividades de inversión de $ 106.5 millones incluye gastos de capital relacionados con actividades de desarrollo, tasación y exploración de $ 57.7 millones, asignados predominantemente a Colombia, y $ 48.9 millones para la adquisición de los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet en Argentina.

El efectivo utilizado en actividades de financiamiento de $ 21.9 millones fue la suma de $ 13.8 millones para pagos de intereses y $ 8.1 millones para la distribución de dividendos de nuestra empresa colombiana a LGI, relacionada con su participación no controladora. 

El acuerdo con LG International Corp (LGI) en Colombia le permite a GeoPark obtener hasta un 12% de participación en el capital a nivel de subsidiaria colombiana de acuerdo con el desempeño del proyecto. Durante 1H2018 GeoPark pagó un dividendo de $ 8.1 millones a LGI. GeoPark y LGI están trabajando diligentemente en la implementación del mecanismo de dilución, que se activará con el próximo pago de dividendos.

El flujo de efectivo por actividades operativas de $ 98.6 millones es neto de $ 67.7 millones en impuestos a la utilidad pagados durante el 2T2018, predominantemente en Colombia ($ 45.5 millones están relacionados con ganancias fiscales del año fiscal 2017 más prepagos de impuestos de $ 21.0 millones, que serán deducidos ganancias impositivas del año fiscal 2018, que se pagarán en 2019). La compañía no espera pagar impuestos en efectivo adicionales durante 2H2018.   

Deuda financiera: la deuda financiera total (neta de costos de emisión) fue de $ 426,6 millones, incluidos los $ 2025 millones de notas de 2024 (“Notas de 2024”) emitidos en septiembre de 2017. La deuda a corto plazo fue de $ 7,6 millones. 

RELACIONES FINANCIERAS a

($ millones)   
Al final del períodoDeuda financieraEfectivo y equivalentes de efectivoDeuda netaNet Debt / LTM 
Adj. EBITDA b
LTM Interest
Coveragec
 
 
2T2017346.377.0269.32.2x4.1x  
3T2017420.4135.2285.21.9x5.3x  
4T2017426.2134.8291.41.7x6.3x  
1T2018419.5120.4299.11.5x7.2x  
2T2018426.6105.2321.31.3x8.5x  

                  a) Sobre la base de los resultados financieros finales de MIT.                  b) LTM adj. El EBITDA fue de $ 246.4 millones al 30 de junio de 2018. 
                  c) El gasto por intereses de LTM fue de $ 28.9 millones al 30 de junio de 2018. 
Convenios en 2024 Notas: Las Notas 2024 incluyen convenios de prueba de incurrencia que requieren que la razón de deuda neta a EBITDA ajustada sea menor a 3.5 veces y la razón EBITDA ajustada a intereses mayor a 2 veces hasta septiembre de 2019. El incumplimiento de los convenios de prueba de incurrencia no desencadenar un evento de default. A partir de la fecha de este lanzamiento, la Compañía cumple con todas las disposiciones y convenios. 

CONTRATOS DE GESTIÓN DE PETRÓLEO POR RIESGO DE MATERIAS PRIMAS

La Compañía tiene vigentes los siguientes contratos de administración de riesgos de productos básicos (referencia ICE Brent) a la fecha de este comunicado:

PeríodoTipoVolumen (bopd)Términos del contrato ($ por bbl)
Put compradoVendido vendidoVendido Llamada
3T2018Costo cero de 3 vías5,00053.043.069.0
 Costo cero de 3 vías4,00055.045.077.2-77.5
 Costo cero de 3 vías4,00060.050.097.0-97.1
  Total: 13,000   
4T2018Costo cero de 3 vías4,00055.045.077.2-77.5
 Costo cero de 3 vías4,00060.050.097.0-97.1
 Costo cero de 3 vías3,00065.055.090.0-90.1
  Total: 11,000   
1T2019Costo cero de 3 vías4,00060.050.097.0-97.1
 Costo cero de 3 vías3,00065.055.090.0-90.1
  Total: 7,000   
      
2T2019Costo cero de 3 vías3,00065.055.090.0-90.1
  Total: 3,000   
      
      

Para obtener más detalles, consulte la Nota 4 de los estados financieros consolidados de GeoPark para el período finalizado el 30 de junio de 2018, disponible en el sitio web de la Compañía.

INFORMACIÓN SELECCIONADA POR SEGMENTO DE NEGOCIO
(NO AUDITADO)

Colombia2T2018       2T2017
Venta de petróleo crudo ($ millones)129.456.2
Venta de gas ($ millones)0.40.2
Ingresos ($ millones)129.856.4
Costos de producción y operación a ($ million)-29.6-15.4
EBITDA ajustado ($ millones)79.637.0
Gastos de capital b ($ millones)28.018.9
Chile2T2018       2T2017
Venta de petróleo crudo ($ millones)4.97.7
Venta de gas ($ millones)4.43.4
Ingresos ($ millones)9.311.1
Costos de producción y operación a ($ million)-5.3-6.9
EBITDA ajustado ($ millones)  2.01.9
Gastos de capital b ($ millones)1.12.7
Brasil2T2018    2T2017
Venta de petróleo crudo ($ millones)0.30.2
Venta de gas ($ millones)7.07.5
Ingresos ($ millones)7.37.7
Costos de producción y operación a ($ million)-2.3-2.9
EBITDA ajustado ($ millones)4.03.8
Gastos de capital b ($ millones)0.21.0
Argentina2T2018    2T2017
Venta de petróleo crudo ($ millones)11.1
Venta de gas ($ millones)1.8
Ingresos ($ millones)12.9
Costos de producción y operación a ($ million)-7.6
EBITDA ajustado ($ millones)2.6-1.4
Gastos de capital b ($ millones)3.93.3
 

a) Producción y operación = Costos operativos + Regalías. 
b) La diferencia con la cifra reportada en la tabla de Indicadores Clave de Desempeño corresponde principalmente a los gastos de capital en Perú. 


ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO 
(NO AUDITADO)

     
    
(En millones de $)2T20182T20171H20181H2017
 
INGRESOS
    
Venta de petróleo crudo145.764.1256.7118.6
Venta de gas13.711.126.523.3
LOS INGRESOS TOTALES159.375.2283.2141.9
Contratos de gestión del riesgo de los productos básicos-11.45.9-15.211.3
Costos de producción y operación-44.8-25.3-78.8-42.9
Gastos geológicos y geofísicos (G & G)-3.9-1.9-6.1-3.1
Gastos administrativos (G & A)-12.5-12.0-25.1-20.5
Gastos de venta-1.2-0.1-1.5-0.5
Depreciación-24.3-20.0-44.0-35.7
Cancelación de esfuerzos de exploración infructuosos-9.2-4.6-11.0-4.6
Otros operativos-0.1-1.50.7-2.0
BENEFICIO OPERATIVO52.015.8102.044.0
     
Costos financieros, neto-8.7-7.4-17.2-16.7
Pérdida de divisas-13.3-4.7-15.0-1.8
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA30.03.769.825.5
     
Impuesto sobre la renta-24.4-4.8-39.4-20.8
GANANCIA (PÉRDIDA) PARA EL PERIODO5.5-1.130.44.7
Interes no controlado6.22.312.64.5
ATRIBUIBLE A LOS DUEÑOS DE GEOPARK-0.7-3.417.80.2

RESUMEN DECLARACIÓN CONSOLIDADA DE LA POSICIÓN FINANCIERA 
 
 (En millones de $)Jun ’18Dic ’17 (Sin auditar) (Auditado) Activos no corrientes  Propiedad, planta y equipo563.8517.4Otros activos no corrientes50.053.8Total del activo no corriente613.8571.2   Activos circulantes  Inventarios10.15.7Cuentas por cobrar comerciales19.419.5Otros activos circulantes44.554.9Efectivo en banco y en mano105.2        134.8Total de activos corrientes179.2215.0   Los activos totales793.0786.2   Equidad  Patrimonio atribuible a los propietarios de GeoPark101.684.9Interes no controlado46.541.9Equidad total148.2126.8   Pasivos no corrientes  Empréstitos418.9418.5Otros pasivos no corrientes78.574.5Total pasivo no corriente497.4493.0   Pasivo circulante  Empréstitos7.67.7Otros pasivos corrientes139.8158.6Total pasivos corrientes147.4166.3 
Responsabilidad total
 644.8  659.3Total Pasivo y Patrimonio793.0786.2 
 
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO RESUMIDO
(NO AUDITADO)
 
 (En millones de $)2T20182T20171H20181H2017     flujos de efectivo por actividades operacionales22.333.998.679.1Flujos de efectivo utilizados en actividades de inversión-33.1-25.9-106.5-49.4Flujos de efectivo utilizados en actividades de financiación-4.7-1.2-21.9-25.0 
 
 
 
  
  

CONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO A LA GANANCIA (PÉRDIDA) ANTES DEL IMPUESTO A LA RENTA
(NO AUDITADO)

1H2018 (en millones de $)ColombiaChileBrasilArgentinaOtro (a)Total
EBITDA Ajustado          141.43.79.01.4-8.9146.6
Depreciación-22.5-13.1-5.4-3.0-0.1-44.0
Contratos no realizados de gestión del riesgo de los productos básicos8.78.7
Cancelación de esfuerzos de exploración infructuosos-8.5-0.4-1.9-0.3-11.0
Pagos basados ​​en acciones y otros1.80.1-0.20.8-0.71.8
GANANCIA OPERATIVA (PÉRDIDA)120.9-9.71.5-1.0-9.7102.0
Costos financieros, neto     -17.2
Gastos de divisas, neto     -15.0
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA     69.8
       
1H2017 (en millones de $)ColombiaChileBrasilArgentinaOtro (a)Total
EBITDA Ajustado75.02.27.5-1.7-7.175.9
Depreciación-19.0-11.9-4.6-0.1-0.1-35.7
Contratos no realizados de gestión del riesgo de los productos básicos9.19.1
Cancelación de esfuerzos de exploración infructuosos-1.6-3.0-4.6
Pagos basados ​​en acciones y otros1.7       -0.6-0.2-1.6-0.6
GANANCIA OPERATIVA (PÉRDIDA)65.2-9.7-0.7-2.0-8.844.0
Costos financieros, neto     -16.7
Gastos de divisas, neto     -1.8
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA     25.5

(a) Incluye Perú y Corporativo.  

INFORMACIÓN DE LA LLAMADA DE CONFERENCIA

GeoPark presentará su conferencia telefónica y la transmisión por Internet de Resultados Financieros del segundo trimestre de 2018 el jueves 9 de agosto de 2018, a las 10:00 a.m., hora del este del Este. 

El Director Ejecutivo, James F. Park, Director Financiero, Andres Ocampo, Director de Operaciones, Augusto Zubillaga y la Directora de Valores del Accionista, Stacy Steimel discutirán los resultados financieros de GeoPark para el 2T2018, con una sesión de preguntas y respuestas inmediatamente después. 

Las partes interesadas pueden participar en la conferencia telefónica marcando los números provistos a continuación:
 Participantes en los Estados Unidos: 866-547-1509 
Participantes internacionales: +1 920-663-6208 
Código de acceso: 3166854 
Antes de la llamada, espere un tiempo adicional para visitar el sitio web y descargar cualquier software multimedia de transmisión que pueda ser necesario para escuchar el webcast. 

Un archivo de la repetición del webcast estará disponible en la sección de Soporte al Inversor del sitio web de la Compañía en www.geo-park.com después de la conclusión de la llamada en vivo. 

REUNIÓN GENERAL ANUAL

La reunión general anual de GeoPark 2018 se celebró el 27 de julio de 2018, en la cual (i) todos los candidatos fueron elegidos o reelegidos como miembros de la Junta Directiva; (ii) Price Waterhouse & Co SRL fue reelegido como auditores de la Compañía; (iii) se autorizó al Comité de Auditoría a fijar la remuneración de los Auditores; y (iv) el Informe Anual y los Estados Financieros Consolidados auditados para el ejercicio fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2017 han sido debidamente informados y presentados.

Para más información póngase en contacto:
 
INVERSORES:
 
Stacy Steimel – Directora de valores para accionistasssteimel@geo-park.com
Santiago, Chile 
T: +562 2242 9600 
  
Miguel Bello – Director de acceso al mercado    mbello@geo-park.com
Santiago, Chile 
T: +562 2242 9600 
  
MEDIA:
 
Jared Levy – Sard Verbinnen & Cojlevy@sardverb.com
Nueva York, Estados Unidos 
T: +1 (212) 687-8080 
  
Kelsey Markovich – Sard Verbinnen & Cokmarkovich@sardverb.com
Nueva York, Estados Unidos 
T: +1 (212) 687-8080 

GeoPark se puede visitar en línea en www.geo-park.com .
GLOSARIO

EBITDA Ajustado       El EBITDA Ajustado se define como la utilidad del período anterior a los costos financieros netos, impuesto a la renta, depreciación, amortización, ciertos elementos no monetarios tales como desvalorizaciones y cancelaciones de esfuerzos fallidos, devengamiento de pagos basados ​​en acciones, resultados no realizados en gestión de riesgos de commodities contratos y otros eventos no recurrentes
 
EBITDA ajustado por boeEBITDA ajustado dividido por entregas totales de boe
 
Neto operativo por boeIngresos, menos costos de producción y operación (netos de cargos por depreciación y devengo de opciones sobre acciones y adjudicaciones de acciones) y gastos de venta, divididos por el total de entregas de boe. El netback operativo es equivalente al EBITDA ajustado neto de los gastos en efectivo incluidos en los costos administrativos, geológicos y geofísicos y otros costos operativos
 
BblBarril
  
Boe     Barriles de petróleo equivalente
 
BoepdBarriles de petróleo equivalente por día
 
Bopd   Barriles de aceite por día
 
CEOPContrato Especial de Operacion Petrolera (Special Petroleum Operations Contract)
 
D & M   DeGolyer y MacNaughton
 
F & D cuesta 
 
 
 
LTM
Costos de búsqueda y desarrollo, calculados como gastos de capital divididos por las adiciones de reservas netas aplicables antes de los cambios en el Capital de Desarrollo Futuro 
 
Últimos doce meses
 
Mboe  Miles de barriles de petróleo equivalente
 
Millones de barriles de petróleo
 
MmboeMillones de barriles de petróleo equivalente
 
McfpdMil pies cúbicos por día
 
MmcfpdMillones de pies cúbicos por día
 
Mm 3 / díaMil metros cúbicos por día
 
PRMS  Sistema de gestión de recursos petroleros
 
SPE     sociedad de Ingenieros Petroleros
 
WI      Interés de trabajo
 
NPV10Valor actual de los ingresos futuros estimados de petróleo y gas, netos de los gastos directos estimados, descontados a una tasa anual del 10%
 
Kilómetros cuadrados  Kilómetros cuadrados

DARSE CUENTA
Este comunicado de prensa contiene ciertas métricas de petróleo y gas, incluida información por acción, netback operativo, índice de vida de reserva y otros, que no tienen significados estandarizados o métodos de cálculo estándar y, por lo tanto, tales medidas pueden no ser comparables con medidas similares utilizadas por otros compañías. Dichas métricas se han incluido aquí para proporcionar a los lectores medidas adicionales para evaluar el desempeño de la Compañía; sin embargo, tales medidas no son indicadores confiables del desempeño futuro de la Compañía y el desempeño futuro no se puede comparar con el desempeño en períodos anteriores.

Cantidades y porcentajes de redondeo: Ciertos importes y porcentajes incluidos en este comunicado de prensa han sido redondeados para facilitar la presentación. Las cifras de porcentaje incluidas en este comunicado de prensa no se han calculado en todos los casos sobre la base de tales cifras redondeadas, sino sobre la base de dichos montos antes del redondeo. Por esta razón, ciertos montos de porcentaje en este comunicado de prensa pueden diferir de los obtenidos al realizar los mismos cálculos utilizando las cifras en los estados financieros. Además, ciertos otros montos que aparecen en este comunicado de prensa pueden no coincidir debido al redondeo. 

Se puede encontrar información adicional sobre GeoPark en la sección “Soporte al inversor” en el sitio web www.geo-park.com .
DECLARACIONES PRECAUTIVAS RELEVANTES PARA LA INFORMACIÓN DE AVANCE HACIA ADELANTE Este comunicado de prensa contiene declaraciones que constituyen declaraciones prospectivas. Muchas de las declaraciones prospectivas contenidas en este comunicado de prensa se pueden identificar mediante el uso de palabras con visión de futuro, como ” anticipar, ” ‘creer’, ” podría, ” ” esperar, ” ” debería, ” ” planear, ” ” pretender, ” ”, ” ” estimar ” y ” potencial ”, entre otros.

Las declaraciones prospectivas que aparecen en varios lugares en este comunicado de prensa incluyen, pero no se limitan a, declaraciones con respecto a la intención, creencia o expectativas actuales, con respecto a diversos asuntos, incluido el crecimiento de producción esperado de 2018 y el rendimiento operativo y financiero, netback operativo por boe y plan de gastos de capital. Las declaraciones prospectivas se basan en las creencias y suposiciones de la administración y en la información actualmente disponible para la administración. Dichas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, y los resultados reales pueden diferir materialmente de los expresados ​​o implícitos en las declaraciones prospectivas debido a diversos factores.

Las declaraciones prospectivas solo se refieren a la fecha en que se realizaron, y la empresa no asume ninguna obligación de actualizarlas a la luz de nueva información o desarrollos futuros o de publicar públicamente cualquier revisión de estas declaraciones para reflejar eventos o circunstancias posteriores. , o para reflejar la ocurrencia de eventos imprevistos. Para una discusión de los riesgos que enfrenta la compañía que podrían afectar el cumplimiento de estas declaraciones prospectivas, consulte las presentaciones ante la Comisión de Bolsa y Valores de los EE. UU. 

Las cifras de producción de petróleo y gas incluidas en este comunicado se establecen antes del efecto de las regalías pagadas en especie, el consumo y las pérdidas. La producción anual por día se obtiene dividiendo la producción total por 365 días. 

Información sobre reservas de petróleo y gas: La SEC permite a las compañías de petróleo y gas, en sus presentaciones ante la SEC, divulgar solo reservas probadas, probables y posibles que cumplan con las definiciones de la SEC para dichos términos. GeoPark utiliza ciertos términos en este comunicado de prensa, como “Reservas PRMS”, que las directrices de la SEC no permiten que GeoPark incluya en las presentaciones ante la SEC. Como resultado, la información contenida en las presentaciones de la compañía en la SEC con respecto a las reservas diferirá significativamente de la información en este comunicado de prensa. 
El NPV10 para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P no es un sustituto de la medida estandarizada de los flujos de efectivo netos futuros descontados para las reservas probadas de la SEC.

Las estimaciones de reservas proporcionadas en este comunicado son solo estimaciones, y no hay garantía de que las reservas estimadas se recuperarán. Las reservas reales pueden llegar a ser superiores o inferiores a las estimaciones proporcionadas en este documento. Las declaraciones relacionadas con las reservas son, por su naturaleza, declaraciones prospectivas. 

EBITDA Ajustado:La compañía define el EBITDA Ajustado como ganancia para el período anterior a los costos financieros netos, impuesto a la renta, depreciación, amortización y ciertos elementos no monetarios tales como desvalorizaciones y cancelaciones de activos de exploración y evaluación no exitosos, acumulación de stock stock awards awards, resultados no realizados en contratos de gestión de riesgos de productos básicos y otros eventos no recurrentes. EBITDA ajustado no es una medida de los beneficios o los flujos de efectivo según lo determinado por las NIIF. La Compañía considera que el EBITDA Ajustado es útil porque nos permite evaluar de manera más efectiva nuestro desempeño operativo y comparar los resultados de nuestras operaciones de un período a otro sin importar nuestros métodos de financiación o estructura de capital. La Compañía excluye las partidas mencionadas anteriormente de las ganancias del período al llegar al EBITDA Ajustado porque estos montos pueden variar sustancialmente de una compañía a otra dentro de nuestra industria, dependiendo de los métodos contables y los valores contables de los activos, estructuras de capital y el método por el cual los activos fueron adquirido. El EBITDA ajustado no debe considerarse como una alternativa o más significativo que las ganancias del período o los flujos de efectivo de las actividades operativas según lo determinado de acuerdo con las NIIF o como un indicador de nuestro desempeño operativo o liquidez. Ciertas partidas excluidas del EBITDA Ajustado son componentes importantes para comprender y evaluar el desempeño financiero de una compañía, como el costo de capital y la estructura impositiva de una compañía, y castigos significativos y / o recurrentes, así como los costos históricos de los activos depreciables. ninguno de los cuales son componentes del EBITDA Ajustado. El cálculo de EBITDA Ajustado de la compañía puede no ser comparable a otras medidas similares de otras compañías. Para una conciliación del EBITDA Ajustado con la medida financiera de las NIIF para el año o período correspondiente, véanse las tablas financieras adjuntas.

La netback operativa por boe no debe considerarse como una alternativa o más significativa que la ganancia del período o los flujos de efectivo de las actividades operativas según lo determinado de acuerdo con las NIIF o como un indicador de nuestro desempeño operativo o liquidez. Ciertas partidas excluidas del Netback operativo por boe son componentes importantes para comprender y evaluar el rendimiento financiero de una empresa, como el costo de capital y la estructura tributaria de una empresa y las cancelaciones significativas y recurrentes, así como los costos históricos de los activos depreciables. ninguno de los cuales son componentes de Netback operativo por boe. El cálculo de Netback Operativo por boe de la compañía puede no ser comparable con otras medidas similares de otras compañías. 


[1] Costos de producción y operación = Costos operativos + Regalías[2] Ver “Conciliación del EBITDA Ajustado a Ganancia (Pérdida) antes del Impuesto a las Ganancias y EBITDA Ajustado por boe” incluido en este comunicado de prensa.

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