GeoPark : Anuncia la Adquisición de Participación en Cuatro Bloques Adyacentes de Alta Calidad en Área de Clase Mundial Vaca Muerta

PRODUCCIÓN, RESERVAS Y FLUJO DE CAJA EXISTENTES
DESARROLLO DE BAJO RIESGO EN CURSO CON GRAN PERSPECTIVA DE CRECIMIENTO
ACRES BIEN POSICIONADOS CON INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE
SOCIO ESTRATÉGICO PROBADO EN NO CONVENCIONALES

Bogotá, Colombia - Mayo 13, 2024 - GeoPark Limited ("GeoPark" o la "Compañía") (NYSE: GPRK), compañía latinoamericana independiente líder en exploración, operación y consolidación de petróleo y gas, anunció hoy que ha firmado un Contrato de Compra de Activos con Phoenix Global Resources ("PGR"), una subsidiaria de Mercuria Energy Trading ("Mercuria"), para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquén en Argentina, de la siguiente manera: una participación del 45% en el bloque de producción Mata Mora Norte y el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en la Provincia de Neuquén, y una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, localizados en la Provincia de Río Negro.

ASPECTOS DESTACADOS

Encaje Estratégico Robusto

• La formación de shale Vaca Muerta es el mejor activo de hidrocarburos onshore de Latinoamérica actualmente. Contiene un estimativo de 16.000 millones de bbl de petróleo y +300 Tcf de recursos no convencionales de gas, con menos del 10% desarrollado hasta la fecha[1].
• La producción de petróleo desde Vaca Muerta ha crecido casi 4 veces desde 2019, alcanzando 352.715 bopd[2]. Actualmente aporta el 50% de la producción total de petróleo de Argentina, y tiene el potencial de triplicarse nuevamente en los próximos seis años.
• Vaca Muerta ha disminuido significativamente su riesgo desde 2009, con la perforación de casi 7.000 pozos exploratorios y de desarrollo.
• Los bloques están localizados en la ventana de petróleo de Vaca Muerta en la cuenca de Neuquén, a una hora de la ciudad de Neuquén y cerca al centro de servicios. Bloques inmediatamente contiguos producen actualmente más de 28.000 boepd brutos[3].
• GeoPark capitaliza más de 20 años de presencia operacional y empresarial en Argentina.
• La adquisición complementa el actual portafolio de activos de GeoPark en Colombia, Ecuador y Brasil.

Acceso Inmediato a un Perfil de Producción de Rápido Crecimiento

• Los nuevos activos aumentarían la producción de GeoPark en 2024 en un estimado de 5.500-6.500 boepd netos, sujeto a cuando suceda el cierre de la transacción.
• La producción bruta promedio de los activos fue 11.220 boepd en 1T2024[4] y 12.594 boepd en marzo 2024[5].
• La producción bruta para cierre de 2024 está estimada entre 13.500-14.000 boepd.
• Aproximadamente 150 locaciones brutas de perforación adicionales han sido identificadas para el desarrollo total del bloque Mata Mora Norte.
• Bajo el programa indicativo de desarrollo acordado, la producción del activo Mata Mora Norte se espera que alcance aproximadamente 40.000 boepd brutos para 2028.

Acceso Inmediato a un Perfil de Reservas de Rápido Crecimiento

• La transacción representa acceso a 25 mmboe de reservas netas 1P, 49,5 mmboe de reservas netas 2P, y 102,6 mmboe de reservas netas 3P, según la certificación de Degolyer & MacNaughton (D&M) de diciembre de 2023.
• El Índice de Vida de Reservas 1P (RLI por sus siglas en inglés) de GeoPark aumentaría a 6,7 años (desde 5,4 años) y RLI 2P (RLI) a 11,8 años (desde 9,1 años) (D&M, diciembre de 2023).

Creación de Valor desde el Primer Día

• Se espera que el bloque Mata Mora Norte genere un EBITDA Ajustado neto de USD 90-100 millones[6] en el 2024, con un margen de EBITDA Ajustado de 68% (a un precio de petróleo Brent de USD 80-90/bbl).
• En el plateau de producción bruta estimado de 40.000 boepd en 2028-2030, se espera que los activos contribuyan USD 290-295 millones de EBITDA a GeoPark (a un precio de petróleo Brent de USD 70/bbl).
• El NPV10 neto de reservas 1P es USD 364 millones y el NPV10 de reservas 2P es USD 823 millones[7].

Significativo Potencial Exploratorio de Bajo Riesgo

• Los bloques Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur están actualmente en la fase exploratoria y representan un potencial significativo de producción y reservas.
• Los tres bloques exploratorios tienen 79.000 acres brutos y 241 mmboe de recursos contingentes brutos 3C certificados (118 mmboe netos para GeoPark).
• Se estima que la superficie exploratoria agregue 200 locaciones brutas de perforación.
• La producción de los activos exploratorios puede alcanzar 15.000 - 20.000 boepd brutos para 2028 sobre una base P50, sujeto a éxito exploratorio.
• El primer pozo exploratorio en el bloque Confluencia Norte ya se encuentra en marcha.

Socio y Operador Probado

• PGR es una compañía independiente de exploración y producción (E&P) enfocada en operaciones no convencionales en Argentina. PGR es una subsidiaria de Mercuria, uno de los principales grupos independientes de energía y materias primas, con más de USD 174 mil millones en ingresos brutos y USD 6,7 mil millones de capital en 2022.
• PGR ha aumentado la producción en el bloque Mata Mora Norte desde cero a más de 13.000 boepd brutos en solo tres años, de-risking efectivamente 110 mmbbl de reservas brutas 2P (D&M, diciembre de 2023).
• Con un diseño robusto, los costos de Perforación & Completamiento (D&C por sus siglas en inglés) han caído de USD 15,9 millones por pozo en 2022 a USD 14,3 millones por pozo en 2023, un nivel altamente competitivo comparado con los principales productores de Vaca Muerta.
• Los costos de extracción disminuyeron de USD 8,10 por boe en 2022 a USD 5,80 por boe en 2023, y se espera que continúen disminuyendo a USD 5,10 por boe en 2024e (sin costo de transporte).
• La asociación entre GeoPark y PGR representa una oportunidad para aprovechar conjuntamente la considerable experiencia operacional, técnica, financiera y comercial de ambas compañías para liberar todo el potencial de los bloques adquiridos.

Resumen de Términos

• GeoPark pagará USD 190 millones por un total de 122.315 acres brutos (58.402 acres netos).
• Además de la consideración inicial, GeoPark pagará por el 100% de los compromisos exploratorios hasta por USD 113 millones brutos (USD 57 millones de carry neto), que serán pagados a lo largo de dos años, una adquisición de capacidad de transporte de acuerdo con la participación de USD 11 millones, y un bono de USD 10 millones contingente a resultados en la campaña exploratoria de Confluencia.
• Se espera que la transacción se cierre antes del final del 3T2024, sujeto a las aprobaciones regulatorias habituales.

Métricas de Valoración Competitivas

• Para el bloque Mata Mora Norte, la valoración es de aproximadamente USD 9.000 por acre[8].
• Basadas en reservas netas, las valoraciones son USD 7,1/boe reservas 1P y USD 3,5/boe reservas 2P (D&M, diciembre 2023).
• Valoración por barril fluyendo al cierre es aproximadamente USD 28.000.
• El múltiplo EV/EBITDA 2024 es 1.8x (a un precio del petróleo Brent de USD 80-90).
• El múltiplo EV/EBITDA del plateau es 0.6x (a un precio del petróleo Brent de USD 70).

Financiación y Estructura de Capital

• La consideración inicial será financiada con una mezcla de efectivo disponible y un retiro parcial de una facilidad de prepago de petróleo existente que ofrece términos flexibles y costo-efectivos. Los compromisos de más largo plazo serán financiados con una combinación de efectivo generado por los activos y financiación.
• Se espera que la relación proforma de deuda neta a EBITDA Ajustado después de la transacción no exceda 1.1x[9].

Facilidades e Infraestructura Estratégicas

• Existen facilidades para manejar 20.000 boepd de producción bruta, y existirán facilidades adicionales en 2025-2026 para atender el plateau de producción estimado.
• Dos oleoductos atraviesan directamente el bloque y un tercero está en construcción, facilitando las opciones de transporte para la exportación.
• Aproximadamente 90% de las ventas de petróleo son transportadas por oleoducto, con el 70% destinadas a exportación y el 30% para el mercado doméstico.
• La producción de gas es aproximadamente 6% de la producción total, con el 50% vendido a terceros y el 50% utilizado para consumo interno.

Planes Indicativos de Actividad

• El bloque Mata Mora Norte tiene actualmente un equipo de perforación dedicado que está programado para perforar entre 12-15 pozos en 2024.
• El plan completo de desarrollo y exploración para el bloque Mata Mora Norte incluye agregar un segundo equipo a finales de 2025 para seguir aumentando la producción a los niveles de plateau esperados, lo que incluye estimativos de riesgo de siete pozos comprometidos en dos bloques exploratorios.

Andrés Ocampo, Chief Executive Officer de GeoPark, dijo: "Esta transacción es transformacional para GeoPark, añadiendo producción inmediata que aporta valor y crecimiento de reservas, mientras aumenta y diversifica materialmente nuestro inventario de perforación a largo plazo en uno de los sistemas petroleros más prolíficos del mundo. Estamos particularmente motivados por alcanzar este cambio estratégico junto a PGR, un respetado operador argentino con accionistas de clase mundial y éxito probado en el desarrollo eficiente de las oportunidades no convencionales en Vaca Muerta".

INDICADORES RELEVANTES Y MAPA

[1] Fuente: US Energy Information Administration (EIA), World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment, 2013.

[2] Fuente: Sistema SESCO, Ministerio de Energía, Argentina, promedio febrero 2024.

[3] Promedio bruto de boepd en enero 2024.

[4] Producción bruta promedio enero-febrero, 2024, según datos gubernamentales y datos preliminares de producción promedio bruta de marzo de PGR, sujeto a variaciones y ajustes.

[5] Datos preliminares de producción promedio bruta de marzo de PGR, sujeto a variaciones y ajustes.

[6] Calculado a un precio del petróleo Brent de USD 80 - 90 por barril. La Compañía no puede presentar una reconciliación cuantitativa del indicador de EBITDA Ajustado, que es una medida prospectiva no-GAAP, porque la Compañía no puede predecir de manera confiable ciertos componentes necesarios, como es el caso del EBITDA Ajustado, amortización de esfuerzos de exploración infructuosos o pérdidas por deterioro en activos no financieros, etc.

[7] Calculado según la curva de precios en el informe de D&M de PGR de diciembre de 2023.

[8] Acres netos, 19.459.

[9] Considera año completo 2024 de los nuevos activos.

Para mayor información, comunicarse con:

INVERSORES:

Stacy Steimel
[e-mail]
Shareholder Value Director
T: [phone]

Miguel Bello
[e-mail]
Market Access Director
T: [phone]

Diego Gully
[e-mail]
Investor Relations Director
T: [phone]

MEDIOS:

Departamento de Comunicaciones
[e-mail]

GLOSARIO

1P	Reservas Probadas
2P	Reservas Probadas y Probables
3P	Reservas Probadas, Probables y Posibles
EBITDA Ajustado	El EBITDA Ajustado se define como las ganancias para el ejercicio antes del costo financiero neto, impuesto a las ganancias, depreciación, amortización (el efecto de la NIIF 16) ciertos rubros no monetarios, como las desvalorizaciones y bajas de activos por esfuerzos no exitosos, devengo de pagos basados en acciones, resultados no obtenidos en contratos de gestión de riesgo de commodities y otros eventos no recurrentes.
boe	Barriles de petróleo equivalente (6.000 cf gas vendible por bbl de petróleo equivalente) Gas comercializable se define como el total del gas producido desde el reservorio hasta la reducción para contracción como resultado de la separación del yacimiento; procesamiento, incluyendo la remoción de gas no hidrocarburo para cumplir con las especificaciones del ducto; y quema y otras pérdidas, pero no del uso de combustible.
boepd	Barriles de petróleo equivalente por día
bopd	Barriles de petróleo por día
Reservas Certificadas	Se refiere a las reservas pertenecientes a la participación de GeoPark antes de las regalías pagadas en especie, evaluadas independientemente por la firma consultora en Petróleo, DeGolyer and MacNaughton Corp. (D&M)
mboed	Miles de barriles de petróleo equivalente por día
mmboe	Millones de barriles de petróleo equivalente
NPV10 después de impuestos	Valor actual neto luego de impuestos, descontado al 10%
PD	Reservas Probadas Desarrolladas
PRMS	Petroleum Resources Management System (Sistema de gestión de recursos de petróleo)
RLI	Índice de Vida de Reservas
WI	"working interest" o participación

AVISO

Para más información sobre GeoPark, visitar la sección "Invierta con nosotros" del sitio web www.geo-park.com

Las estimaciones de reservas proporcionadas en este comunicado son sólo estimaciones y no hay garantía de que las reservas estimadas se recuperarán. Las reservas reales pueden resultar ser mayores o menores que las estimaciones aquí proporcionadas. Las declaraciones relativas a reservas son, por su naturaleza, declaraciones prospectivas.

Las reservas de gas estimadas en el presente son reservas a producir por los reservorios y disponibles a ser enviadas al gasoducto luego de la separación y previo a la compresión. Las reservas de gas estimadas en el presente incluyen gas fuel.

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 dichas cifras redondeadas, sino sobre la base de las cantidades antes del redondeo. Por esta razón, algunos valores porcentuales en este comunicado de prensa pueden variar de los obtenidos al realizar los mismos cálculos utilizando las cifras de los estados financieros. Además, es posible que otras cantidades que aparecen en este comunicado no sumen debido al redondeo.

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.

Todas las evaluaciones de los ingresos netos futuros que contienen los Informes de D&M se realizaron luego de deducir - de los ingresos brutos - las regalías en efectivo, los costos de desarrollo, los gastos operativos, los impuestos a la producción y a las ganancias, aranceles, pagos sujetos a ganancias futuras, costos de abandono de pozos e impuestos a las ganancias por país. No se deberá asumir que las estimaciones de ingresos netos futuros presentadas en las tablas representan el valor razonable de mercado de las reservas. La producción, ingresos, impuestos y desarrollo, y gastos operativos reales con respecto a las reservas asociadas a los bienes de la Compañía pueden variar de la información aquí presentada, y tales variaciones puede ser sustanciales. Además, no hay seguridad de que el precio pronosticado y asunciones de costos incluidas en el Informe de D&M sean cumplidos y las variaciones pueden ser sustanciales.

DECLARACIONES PREVENTIVAS RELACIONADAS CON INFORMACIÓN PROSPECTIVA

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Este comunicado de prensa contiene métricas de petróleo y gas, incluyendo el NPV después de impuestos por acción, el índice de vida de reservas, el NPV ajustado por deuda neta por acción, etc.,que no tienen significados estandarizados o métodos de cálculo estándar y por lo tanto tales medidas pueden no ser comparables con medidas similares usadas por otras compañías y no deberían utilizarse para realizar comparaciones. Tales métricas se han incluido aquí para proporcionar a los lectores medidas adicionales para evaluar el desempeño de la Compañía; sin embargo, estas 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.

Información sobre reservas de petróleo y gas: la Comisión de Valores de los EE.UU. (SEC) permite a las compañías de petróleo y de gas, en sus presentaciones ante este organismo, divulgar solo las reservas probadas, probables y posibles que cumplen 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 en los documentos presentados por la Compañía a la SEC con respecto a las reservas difiere significativamente de la información contenida en este comunicado de prensa. El NPV10 después de impuestos para las reservas PRMS 1P, 2P y 3P no reemplaza la medida normalizada de los flujos de caja netos futuros descontados para las reservas probadas de la SEC.