GeoPark Anuncia la Actualización de sus Operaciones del Cuarto Trimestre de 2023 Bogota, Colombia Enero 17, 2024 10% DE AUMENTO EN LA PRODUCCIÓN TRIMESTRAL CON MÁS ÉXITOS EXPLORATORIOS RETORNOS A LOS ACCIONISTAS SUPERARON LAS METAS DEL AÑO GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), la compañía latinoamericana independiente líder en exploración, operación y consolidación de petróleo y gas anuncia hoy la actualización de sus operaciones para el trimestre finalizado el 31 de diciembre de 2023 (“4T2023”). Operaciones y producción de petróleo y gas Producción trimestral promedio de petróleo y gas de 38.315 boepd, un 10% más alta que el 3T2023, debido a los recientes éxitos exploratorios y el reinicio de la producción cerrada en el Bloque CPO-5 (no operado por GeoPark, con una participación del 30%). Producción anual promedio de petróleo y gas de 36.563 boepd. Producción de salida 2023 de 38.361 boepd. 11 equipos operando en diciembre de 2023 (5 de perforación y 6 de workover). 48 pozos brutos[1] perforados en 2023 con un índice de éxito del 75%[2] La perforación exploratoria 2023 incorporó más de 5.500 bopd brutos y abrió nuevas oportunidades de perforación Cuatro pozos exploratorios exitosos en los bloques Llanos 123 y Llanos 87 (operados por GeoPark, con una participación del 50%), incorporaron 2.880 bopd brutos en total, incluyendo Toritos, un nuevo play estratigráfico en el Paleoceno. Tres pozos exitosos en el nuevo play arenoso U combinado estructural/estratigráfico en el Bloque Perico (no operado por GeoPark, con una participación del 50%) en Ecuador, incorporando 2.086 bopd brutos en total. Dos pozos exploratorios exitosos en el Bloque CPO-5 con el pozo Perico 1 testeando actualmente 650 bopd brutos y el pozo Halcón 1 que reiniciará testeo a finales de enero de 2024, apuntando ambos a la tendencia y play estratigráfico Paleoceno en la parte norte del bloque. La campaña de perforación 2024 de GeoPark seguirá delineando los nuevos plays abiertos en 2023. Campaña exitosa de perforación horizontal de pozos en el Bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación del 45%) Dos pozos horizontales perforados y puestos en producción en el 4T2023 Cinco pozos horizontales perforados y puestos en producción en 2023, produciendo actualmente 10.060 bopd brutos[3] en total. Apuntando a perforar 2-3 pozos horizontales adicionales en el 1T2024. Superación de metas de retornos a los accionistas y mantenimiento de balance sólido Retorno de USD 61,2 millones a los accionistas en todo el 2023 a través de dividendos y recompras, un retorno del capital del 13%[4], superando de manera significativa la meta de retorno de flujo de caja libre del 40-50%. Los retornos de los accionistas incluyeron USD 30,0 millones en dividendos, un retorno de dividendo del 6%[5], y USD 31,2 millones en recompras (retirando 3,1 millones de acciones o 5,5% del total de las acciones en circulación). Renovación del programa de recompra de acciones de hasta el 10% de acciones en circulación hasta diciembre de 2024. Efectivo y equivalentes de efectivo de USD 133 millones[6] al 31 de diciembre de 2023 (un incremento comparado con USD 106 millones al 30 de septiembre de 2023) Gestión del portafolio Desinversión de operaciones no centrales y de bajo netback en Chile, con cierre previsto en el 1T2024[7]. Programa de trabajo 2024: crecimiento de la producción, delineación de nuevos plays y retorno de valor Guía de producción 2024 de 37.000-40.000 boepd[8] (sin considerar la producción del programa de perforación exploratoria), 1-9% de crecimiento de la producción[9] con respecto a todo el 2023. Programa autofinanciado de gastos de capital 2024 de USD 150-200 millones para la perforación de 35-45 pozos brutos (incluyendo 5-10 pozos exploratorios y 30-35 pozos de desarrollo y de avanzada). GeoPark espera generar EBITDA Ajustado[10] de USD 420-550 millones y flujo de caja libre de USD 90-160 millones a un precio Brent de USD 80-90. Se apunta a un retorno a los accionistas de aproximadamente 40-50% del flujo de caja libre después de impuestos. Catalizadores futuros Perforación y testeo de 12-14 pozos brutos en el 1T2024, apuntando a proyectos de exploración, desarrollo y de avanzada atractivos, convencionales y de ciclo corto. Los proyectos clave incluyen: Bloque Llanos 34: Perforación de 2-3 pozos horizontales adicionales Bloque CPO-5: testeo del pozo de exploración Halcón 1 y perforación del pozo de desarrollo Índico 3. Bloque Perico: perforación del pozo de avanzada Perico Norte 5. Nueva certificación independiente de reservas prevista para ser publicada a inicios de febrero de 2024. Éxitos exploratorios recientes en Colombia y Ecuador Detalle de la producción trimestral por país La siguiente tabla muestra las cifras de producción para el 4T2023, en comparación con el 4T2022: a) Incluye regalías pagadas en especie en Colombia por aproximadamente 4.923 bopd en el 4T2023. No se pagaron regalías en especie en Ecuador, Chile ni Brasil. La producción en Ecuador se informa antes de la participación gubernamental en la producción de aproximadamente 450 bopd. Producción trimestral a) En Colombia, la producción incluye las regalías pagadas en especie y en Ecuador se muestra antes de la participación del Gobierno. Actualización de la producción de petróleo y gas Consolidado: La producción neta de petróleo y gas promedio en el 4T2023 fue de 38.315 boepd, estable comparada con el 4T2022, debido a una mayor producción en Colombia y Ecuador, que fue contrarrestada por una menor producción en Chile y Brasil. El petróleo representó el 93% y 92% de la producción total reportada en el 4T2023 y 4T2022, respectivamente. Comprado con el 3T2023, la producción consolidada de petróleo y gas aumentó un 10%, debido a los éxitos recientes exploratorios en Colombia y Ecuador y el reinicio de la producción cerrada en el Bloque CPO-5. Colombia: La producción neta de petróleo y gas promedio en Colombia aumentó un 1% a 34.154 boepd en el 4T2023, comparado con 33.749 boepd en el 4T2022, debido principalmente a una mayor producción en el Bloque CPO-5 y, en menor medida, a nueva producción en el Bloque Llanos 123, parcialmente contrarrestado por una menor producción en el Bloque Platanillo (operado por GeoPark con una participación del 100%) y el Bloque Llanos 34. La producción de petróleo y gas en los principales bloques de GeoPark en Colombia se detalla a continuación: La producción neta promedio del Bloque Llanos 34 disminuyó un 2% a 24.147 bopd (o 53.660 bopd brutos) en el 4T2023, comparado con el 4T2022, debido principalmente al deterioro natural de los yacimientos, parcialmente contrarrestado por las actividades de perforación de desarrollo incluyendo la campaña exitosa de perforación horizontal de pozos. La producción neta promedio del Bloque CPO-5 aumentó un 12% a 6.820 bopd (o 22.734 bopd brutos) en el 4T2023 comparado con el 4T2022, debido principalmente a la reapertura de los pozos Índico 6 e Índico 7 a finales de septiembre de 2023. La producción promedio del Bloque Platanillo disminuyó un 28% a 1.658 bopd en el 4T2023, comparado con el 4T2022, debido al declive natural de los yacimientos y, en menor medida, a un pozo inyector dañado. La producción neta promedio del Bloque Llanos 123 fue de 1.083 bopd (o 2.166 bopd brutos) en el 4T2023, reflejando la producción del pozo exploratorio Saltador 1 y la producción parcial de los pozos exploratorios Toritos 1 y Bisbita Centro 1, que fueron puestos en producción durante el 4T2023. Actividad reciente en la Cuenca Llanos Bloque Llanos 34 Se perforaron y pusieron en producción dos pozos horizontales durante el 4T2023 y un total de cinco pozos horizontales fueron puestos en producción en todo el 2023 y actualmente producen aproximadamente 10.060 bopd brutos[11] en total. GeoPark planea perforar 2-3 pozos horizontales adicionales en el 1T2024. Bloque CPO-5 El pozo exploratorio Halcón 1 alcanzó una profundidad total a finales de octubre de 2023 con información preliminar de perfiles que indican potencial de hidrocarburos en la formación Paleoceno (Guadalupe). Las pruebas iniciales de producción mostraron índices de flujo intermitentes. Una prueba de restauración indicó un daño potencial del pozo, que puede estar afectando su productividad. Se está planificando un reacondicionamiento para reparar el daño y reiniciar las actividades de testeo a finales de enero de 2024. El pozo exploratorio Perico 1 alcanzó profundidad total en diciembre de 2023 con información preliminar de perfiles que indican potencial de hidrocarburos en la formación Barco (Guadalupe). Las actividades de testeo comenzaron el 10 de enero de 2024 y el pozo produce actualmente 650 bopd de 14 grados API con un corte de agua del 8%. Las actividades preliminares están actualmente en marcha para la adquisición de 230 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en la parte noreste del bloque, que espera incorporar más prospectos al inventario exploratorio orgánico de GeoPark. Bloque Llanos 123 El pozo exploratorio Bisbita Centro 1 alcanzó una profundidad total en noviembre de 2023 con información de perfiles que indican potencial de hidrocarburos en la formación Paleoceno (Guadalupe). Las actividades de testeo comenzaron a fines de noviembre de 2023 y el pozo produce actualmente 750 bopd de 19 grados API con un corte de agua de menos del 1%. El pozo Bisbita Centro 1 es el tercer pozo exploratorio exitoso perforado por GeoPark en el Bloque Llanos 123 en el 2023, luego de los pozos exploratorios Saltador 1 y Toritos 1 que iniciaron testeo en julio y octubre de 2023, respectivamente. Bloque Llanos 87 El pozo exploratorio Zorzal Este 1 alcanzó una profundidad total en noviembre de 2023 con información de perfiles que indican potencial de hidrocarburos en la formación Paleoceno (Guadalupe). Las actividades de testeo comenzaron a fines de noviembre de 2023 y el pozo produce actualmente 575 bopd de 33 grados API con un corte de agua del 1%. Bloques Llanos 86 y 104 (operados por GeoPark con una participación del 50%): Los bloques Llanos 86 y Llanos 104 se encuentran adyacentes sobre el lado este del Bloque CPO-5. Se han llevado a cabo actividades iniciales para la adquisición de más de 650 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Una vez ejecutado, este proyecto sería uno de los tres proyectos de adquisición sísmica onshore más grandes de Colombia y se espera que incorpore más prospectos al inventario exploratorio orgánico de GeoPark. Ecuador: La producción neta promedio de petróleo en Ecuador, antes de la participación gubernamental, aumentó un 13% a 1.419 bopd en el 4T2023, (aproximadamente 969 bopd luego de la participación gubernamental), comparado con 1.259 bopd en el 4T2022, principalmente debido al éxito en la perforación y en el testeo de los pozos Yin 2, Perico Centro 1 y Perico Norte 4 en el nuevo play arenoso U estructural/estratigráfico combinado en el Bloque Perico. Ecuador produce actualmente 2.820 bopd brutos aproximados. La participación en la producción del Gobierno varía según los diferentes escenarios del precio del petróleo y es de aproximadamente 30-40%, considerando un precio del petróleo crudo Oriente de USD 70-100 por barril. Chile: La producción neta promedio en Chile disminuyó un 28% a 1.641 boepd en el 4T2023 comparado con 2.291 boepd en el 4T2022, como resultado del deterioro natural de los yacimientos y las actividades de perforación limitadas. El mix de producción fue 79% de gas natural y 21% de petróleo ligero en el 4T2023 y 4T2022. Brasil: La producción neta promedio en el yacimiento Manatí en Brasil (no operado por GeoPark con una participación del 10%) disminuyó un 3% a 1.101 boepd en el 4T2023 comparado con 1.134 boepd en el 4T2022. El mix de producción fue 99% gas natural y 1% petróleo y condensado en el 4T2023 y 4T2022. Otras noticias Desinversión de operaciones no centrales en Chile En diciembre de 2023, GeoPark firmó un acuerdo con Servicom Chile SPA para la desinversión de sus operaciones no centrales y de bajo netback en Chile por USD 4 millones (sujeto a determinados ajustes en el capital disponible a la fecha de cierre), incluyendo su participación en los bloques Fell, Isla Norte, Flamenco y Campanario. Se espera el cierre de la transacción en el 1T2024. En 2023, las operaciones de GeoPark en Chile han producido 1.720 boepd (87% gas natural). El EBITDA Ajustado a partir de las operaciones en Chile para los primeros nueve meses de 2023 totalizaron USD 3,6 millones. La guía de producción promedio consolidada para 2024 de GeoPark de 37.000- 40.000 no considera la desinversión de Chile e incluye actualmente la producción promedio de ese país en 2024, estimada en 1.000-1.300 boepd. La Compañía actualizará esta guía de producción luego del cierre de la transacción, a pesar de que se espera que su guía de EBITDA Ajustado y flujo de caja libre, publicada el 8 de noviembre de 2023, no se vea modificada por esta desinversión. [1] Incluyendo pozos operados y no operados. [2] Incluyendo pozos de desarrollo, de avanzada y exploratorios. No incluye pozos inyectores y pozos que estén actualmente en evaluación. [3] Producción promedio desde el 1 de diciembre de 2023 al 31 de diciembre de 2023. [4] Basado en la capitalización promedio de mercado de GeoPark desde el 1 de diciembre al 29 de diciembre del 2023. [5] Basado en la capitalización promedio de mercado de GeoPark desde el 1 de diciembre al 29 de diciembre del 2023. [6] Sin auditar. [7] GeoPark no seguirá informando la producción de Chile luego del cierre de la desinversión. [8] La guía de producción consolidada de GeoPark 2024 incluye 1.000-1.300 boepd de producción en Chile, que está en proceso de desinversión, con cierre previsto en el 1T2024. GeoPark actualizará su guía de producción consolidada luego del cierre de la desinversión. [9] Calculado utilizando la producción promedio actual de GeoPark en 2023 y para el 2024, la guía de producción consolidada que incluye la producción en Chile y será actualizada luego del cierre de la desinversión. [10] No es posible para la Compañía presentar una reconciliación cuantitativa del EBITDA ajustado 2024, que es una medida prospectiva fuera de las PCGA, ya que no puede predecir de manera confiable algunos de los componentes necesarios, tales como bajas por esfuerzos exploratorios no exitosos o pérdidas por deterioro en activos no financieros, etc. Dado que el flujo de caja libre se calcula basado en el EBITDA ajustado, por razones similares, la Compañía no proporciona una reconciliación cuantitativa del pronóstico del flujo de caja libre de 2024. [11] Producción promedio desde el 1 de diciembre de 2023 al 31 de diciembre de 2023. Para mayor información, comunicarse con: INVERSORES: Stacy Steimel ssteimel@geo-park.com Shareholder Value Director T: +562 2242 9600 Miguel Bello mbello@geo-park.com Market Access Director T: +562 2242 9600 Diego Gully dgully@geo-park.com Investor Relations Director T: +5411 4312 9400 MEDIOS: Departamento de Comunicaciones communications@geo-park.com AVISO Para más información sobre GeoPark, visitar la sección “Invierta con nosotros” del sitio web www.geo-park.com. Redondeo de montos y porcentajes: algunas cantidades y porcentajes incluidos en este comunicado han sido redondeados para facilitar su presentación. Los porcentajes incluidos en el presente comunicado no se han calculado en todos los casos en base a dichos montos redondeados, sino sobre la base de las cantidades antes del redondeo. Por esta razón, algunos porcentajes en este comunicado de prensa pueden variar de los obtenidos al realizar los mismos cálculos sobre la base de los montos en los estados financieros. Del mismo modo, es posible que otras cantidades incluidas este comunicado no sumen debido al redondeo. DECLARACIONES PREVENTIVAS RELACIONADAS CON INFORMACIÓN PROSPECTIVA Este comunicado de prensa contiene declaraciones que constituyen información prospectiva. Muchas de las declaraciones prospectivas contenidas en este comunicado pueden ser identificadas por el uso de términos tales como “anticipar”, “creer”, “podría”, “esperar”, “debería”, “planear”, “tener la intención”, “estimar” y “potencial”, entre otras. Las declaraciones prospectivas que aparecen en varios lugares de este comunicado de prensa incluyen, pero no se limitan a, declaraciones con respecto a la intención, creencia o expectativas actuales, con respecto a distintos asuntos, incluyendo campaña de perforación, guía de producción, retornos a los accionistas, EBITDA Ajustado, gastos de capital y flujo de efectivo libre. Las declaraciones prospectivas se basan en las creencias y suposiciones de la gerencia y en la información actualmente disponible con la que cuenta. Dichas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, y los resultados reales pueden diferir significativamente de los expresados o implícitos en las declaraciones prospectivas debido a distintos factores. Las declaraciones prospectivas se refieren únicamente a la fecha en que se hacen y la Compañía no asume ninguna obligación de actualizarlas a la luz de nueva información o desarrollos futuros ni de publicar revisiones de estas declaraciones para reflejar hechos o circunstancias posteriores, ni acontecimientos imprevistos. Para un análisis de los riesgos que la Compañía enfrenta, que podrían afectar la realización de las presentes declaraciones, se pueden consultar las presentaciones realizadas ante la Comisión de Valores de Estados Unidos (SEC). Las cifras de producción de petróleo y gas incluidas en este comunicado están declaradas antes del efecto de las regalías pagadas en especie, consumo y pérdidas. La producción anual por día se obtiene dividiendo la producción total por 365 días. COMPARTIR
