BOGOTA, Colombia GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), un explorador, operador y consolidador independiente de petróleo y gas latinoamericano líder con operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Perú, Argentina, Brasil, Chile y Ecuador informan sus resultados financieros consolidados para el período de tres meses (“Cuarto trimestre” o “4T2019”) y para el año que finalizó el 31 de diciembre de 2019. Una conferencia telefónica para discutir el 4T2019 y el informe completo. Los resultados financieros del año se llevarán a cabo el 5 de marzo de 2020 a las 10:00 a.m., hora estándar del este.
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 comunicado no contiene toda la información financiera de la Compañía y debe leerse junto con los estados financieros consolidados de GeoPark y las notas a dichos estados para el año finalizado el 31 de diciembre de 2019, disponibles en el sitio web de la Compañía.
DESTACADOS DEL CUARTO TRIMESTRE Y AÑO COMPLETO 2019
Producción récord de petróleo y gas
La producción consolidada de petróleo y gas aumentó 8% a 41,786 boepd, 10% ajustando por bloques desinvertidos1
(5% mayor en comparación con el 3T2019)
La producción en Colombia aumentó en un 9% a 33,311 boepd, un aumento del 12% ajustando por bloques desinvertidos
La producción en Chile aumentó en un 17% a 3.292 boepd
Producción promedio para todo el año 2019 de 40,046 boepd, 11% más que los niveles promedio anuales de 2018, o 13% más de ajuste para bloques desinvertidos
Reservas récord de petróleo y gas2
Reservas desarrolladas comprobadas de 52.4 mmboe, reservas 1P de 130.6 mmboe, reservas 2P de 197.3 mmboe y reservas 3P de 351.3 mmboe
Índice de vida de reserva 1P y 2P (RLI) de 8.9 y 13.5 años
Registro de valor de activo neto2
1P NPV10 y 2P NPV10 aumentaron un 11% y un 3% respectivamente, a pesar del precio más bajo
1P reserva NPV10 de $ 2.0 mil millones, equivalente a NPV10 ajustado por deuda neta de $ 28.4 por acción
2P reserva NPV10 de $ 2.8 mil millones, equivalente a NPV10 ajustado por deuda neta de $ 42.5 por acción
Ingresos récord y EBITDA ajustado
Ingresos del 4T2019 de $ 158.1 millones / Ingresos récord del año completo de $ 628.9 millones
EBITDA ajustado del 4T2019 de $ 85.7 millones, incluidos los cargos generales y generales no recurrentes de $ 5.8 millones relacionados con la adquisición de Amerisur Resources («Amerisur») / EBITDA ajustado récord de todo el año de $ 363.3 millones
Flujo de efectivo del 4T2019 de las actividades operativas de $ 78.6 millones / Flujo de efectivo del año completo de las actividades operativas de $ 235.4 millones
4T2019 Flujo de caja libre3 de $ 40.4 millones / Flujo de caja libre de todo el año de $ 109.0 millones
Capital récord y eficiencia de costos
Programa de inversión de capital 2019 de $ 126.3 millones récord generado $ 363.3 millones EBITDA ajustado
Costos consolidados de investigación y desarrollo (F&D) de $ 4.5 / boe para reservas 2P, y $ 2.6 / boe para reservas 2P en Colombia
Los costos operativos consolidados se redujeron en un 14% a $ 7.2 por boe
Los menores costos de transporte en Colombia mejoraron los netbacks operativos en $ 3.3 por barril
Balance sólido y financiamiento de bajo costo
$ 111.2 millones en efectivo y equivalentes de efectivo
Relación deuda neta a EBITDA ajustado de 0.9x
Emitió $ 350 millones, notas senior del 5.5% con vencimiento en 2027 por la adquisición de Amerisur en enero de 2020, logró el precio más bajo para una compañía con calificación B en América Latina
Expansión de superficie récord y crecimiento de nuevos proyectos
Ingresó a Ecuador con 2 bloques en la cuenca Oriente, adyacente a los campos productores y la infraestructura existente.
Posición de superficie significativamente ampliada alrededor del bloque central Llanos 34 (operado por GeoPark, 45% WI) en asociación con Hocol (una subsidiaria al 100% de Ecopetrol)
Cerró la adquisición de Amerisur en enero de 2020, agregando reservas, producción y crecimiento de flujo de efectivo, un gran inventario de nuevas oportunidades de exploración y asociaciones valiosas con ONGC (India’s National Oil Company) y Oxy (Occidental Petroleum)
Crear y devolver valor a los accionistas
La Junta Directiva de GeoPark declaró un dividendo trimestral en efectivo de $ 0.0413 por acción a pagar el 8 de abril de 2020 a los accionistas registrados al cierre de operaciones el 25 de marzo de 2020
Se completó el programa de recompra de acciones de 2019 adquiriendo 4,464,237 acciones (7% del total de acciones en circulación) por $ 73.1 millones, mientras se ejecutan programas de trabajo de crecimiento autofinanciados
Programa renovado de recompra de acciones en febrero de 2020 para recomprar hasta el 10% de las acciones en circulación
La Junta Directiva de GeoPark declaró un dividendo de acciones especiales de 0.004 acciones por acción a pagar el 11 de marzo de 2020 a los accionistas existentes registrados al cierre de operaciones el 25 de febrero de 2020
Mejor compañía independiente de petróleo y gas upstream en la NYSE de 2017 a 2019
James F. Park, Director Ejecutivo de GeoPark, dijo: “Felicitaciones y gracias a nuestro equipo por brindar nuestro 17º año de crecimiento continuo del rendimiento, con nuevos registros operativos, financieros y de expansión, demostrando nuevamente que GeoPark está siguiendo el plan correcto para nuestro industria hoy con la combinación correcta de conjuntos de habilidades y en la región correcta. Nuestra entrega constante es el resultado de un enfoque rabioso en los fundamentos de nuestro negocio: poder encontrar creativamente petróleo en el subsuelo, ser el operador de menor costo, más seguro y más limpio, y ser un comprador prudente de nuevos proyectos siempre extendiendo nuestro crecimiento futuro calle. Y, el carácter y la calidad del crecimiento de GeoPark es un gran diferenciador: comienza con la solidez de nuestro desempeño financiero con rendimientos de capital y eficiencias de costos líderes en la industria, y luego con nuestra capacidad de devolver un valor significativo a nuestros accionistas con una combinación completa de acciones recompras, dividendos y el mejor rendimiento del mercado de valores.
2020 ya ha comenzado a toda velocidad con el cierre de la prometedora adquisición de Amerisur (con ninguno de estos nuevos activos, producción o flujo de efectivo aún incluido en nuestros resultados de 2019) y un bono exitoso con una suscripción excesiva que cerró a la tasa más baja de la historia un solo emisor B en América Latina. Con la reciente caída en los mercados petroleros, GeoPark ya se está preparando para gestionar esta volatilidad con una caja de herramientas completa de instrumentos de gestión de riesgos y palancas a mano. Una fortaleza de GeoPark probada repetidamente es nuestra capacidad de recuperación y capacidad para continuar desempeñándonos en crisis grandes y pequeñas ”.
RENDIMIENTO OPERATIVO CONSOLIDADO
Indicadores clave de rendimiento:
Indicadores clave
4T2019
3T2019
4T2018
FY2019
FY2018
Producción de petróleoa (bopd)
35,456
33,693
32,859
34,442
30,447
Producción de gas (mcfpd)
37,971
35,555
35,288
33,624
33,474
Producción neta promedio (boepd)
41,786
39,619
38,741
40,046
36,027
Precio del petróleo Brent ($ por bbl)
62,4
62,1
68,0
64,2
71,6
Precio combinado realizado ($ por boe)
43,6
44,2
44,7
45,7
48,2
⁻ Petróleo ($ por barril)
48,7
49,3
49,0
50,7
53,0
⁻ Gas ($ por mcf)
4.2 4.2
4.4
5.0
4.5 4.5
5.1
Venta de petróleo crudo ($ millones)
144,4
138,2
136,6
579,0
545,5
Venta de gas ($ millones)
13,7
13,0
14,6
49,9
55,7
Ingresos ($ millones)
158,1
151,2
151,2
628,9
601,2
Contratos de gestión de riesgos de productos básicos ($ millones)
-6,5
4.4
32,0
-22,5
16,2
Costos de producción y operaciónb ($ millones)
-42,3
-41,7
-46,7
-169,0
-174,3
G&G, G&A y Gastos de venta ($ millones)
-29,9
-21,1
-19,9
-93,5
-70,0
EBITDA ajustado ($ millones)
85,7
86,7
85,7
363,3
330,6
EBITDA ajustado ($ por boe)
23,6
25,3
25,3
26,4
26,5
Netback operativo ($ por boe)
31,0
31,4
31,0
32,5
31,9
Beneficio neto ($ millones)
-0,2
6.8
42,6
57.8
102,7
Gastos de capital ($ millones)
38,1
22,1
33,8
126,3
124,7
Adquisición de Argentina ($ millones)
-
-
-
-
48,9
Efectivo y equivalentes de efectivo ($ millones)
111,2
81,6
127,7
111,2
127,7
Deuda financiera a corto plazo ($ millones)
17.3
10,6
18,0
17.3
18,0
Deuda financiera a largo plazo ($ millones)
420,1
424,4
429,0
420,1
429,0
Deuda neta ($ millones)
326,2
353,4
319,3
326,2
319,3
Incluye regalías gubernamentales pagadas en especie en Colombia por aproximadamente 1,587, 1,419 y 1,181 bopd en 4T2019, 3T2019 y 4T2018 respectivamente. No se pagaron regalías en especie en Chile, Brasil o Argentina.
Los costos de producción y operación incluyen costos de operación, regalías pagadas en efectivo y pagos basados en acciones.
Producción: La producción de petróleo y gas creció un 8% a 41.786 boepd en el 4T2019 debido al aumento de la producción en Colombia y Chile, parcialmente compensado por una menor producción en Brasil. Ajustando la venta de los bloques La Cuerva y Yamu en Colombia (888 bopd en el 4T2018), la producción consolidada de petróleo y gas de la Compañía aumentó en un 10% en el 4T2019 y la producción colombiana aumentó en un 12%.
El petróleo representó el 85% de la producción total reportada en comparación con el 84% en el 4T2018.
Para más detalles, consulte la Actualización operativa del 4T2019 publicada el 7 de enero de 2020.
Precios de referencia y precios del petróleo realizados: los precios del petróleo Brent promediaron $ 62.4 por barril en el 4T2019, 8% o $ 5.4 por barril menos que en el 4T2018. Sin embargo, a $ 48.7 por barril en el 4T2019, el precio del petróleo realizado fue solo un 1% más bajo ($ 0.3 por barril) que en el 4T2018. Esta mejora significativa reflejó un menor descuento de Vasconia y mejoras adicionales en los descuentos comerciales y de transporte. Consulte la sección «Gastos de venta» a continuación.
Las tablas a continuación proporcionan un desglose del petróleo Brent y los precios del petróleo realizado en Colombia, Chile y Argentina en el 4T2019 y 4T2018:
4T2019 – Precios del petróleo realizados
($ por bbl)
Colombia
Chile
Argentina
Precio del petróleo Brent
62,4
62,4
62,4
Vasconia diferencial
(3.2)
-
-
Descuentos comerciales y de transporte.
(10.6)
(6.4)
-
Otro4
-
-
(14,6)
Precio del petróleo realizado
48,6
56,0
47,8
Peso en la mezcla de ventas de petróleo
94%
2%
4%
4T2018 – Precios del petróleo realizados
($ por bbl)
Colombia
Chile
Argentina
Precio del petróleo Brent
68,0
68,0
68,0
Vasconia diferencial
(5.4)
-
-
Descuentos comerciales y de transporte.
(14,6)
(8.2)
-
Otro4
-
-
(6.2)
Precio del petróleo realizado
48,0
59,8
61,8
Peso en la mezcla de ventas de petróleo
93%
2%
5%
Ingresos: Los ingresos consolidados aumentaron un 5% a $ 158.1 millones en el 4T2019 frente a $ 151.2 millones en el 4T2018 debido a mayores entregas y menores descuentos, parcialmente compensados por menores precios del petróleo Brent.
Ventas de petróleo crudo: Los ingresos consolidados del petróleo aumentaron un 6% a $ 144.4 millones en el 4T2019, impulsados por un aumento del 6% en las entregas de petróleo, parcialmente compensado por una disminución del 1% en los precios del petróleo realizados. Los ingresos por petróleo representaron el 91% de los ingresos totales en el 4T2019 en comparación con el 90% en el 4T2018.
Colombia: en el 4T2019, los ingresos petroleros aumentaron en un 9% a $ 134.6 millones debido a mayores entregas y mayores precios del petróleo realizado. Las entregas de petróleo aumentaron en un 8% a 31,470 bopd. Los precios realizados aumentaron un 1% a $ 48.6 por barril después de un diferencial Vasconia más bajo y mejores descuentos comerciales y de transporte que compensaron por completo los precios del petróleo Brent 8% más bajos. Los pagos colombianos aumentaron a $ 6.1 millones en el 4T2019, en comparación con $ 5.5 millones en el 4T2018.
Chile: en el 4T2019, los ingresos petroleros disminuyeron en un 37% a $ 2.5 millones, debido a los menores volúmenes vendidos y a los menores precios del petróleo realizado. Las entregas de petróleo disminuyeron en un 32% a 480 bopd debido a la disminución natural de los campos, mientras que los precios del petróleo realizados disminuyeron en un 6% a $ 56.0 por barril, en línea con los precios Brent más bajos.
Argentina: en el 4T2019, los ingresos petroleros disminuyeron en un 30% a $ 6.5 millones, debido a los menores volúmenes vendidos y a los menores precios del petróleo realizado. Las entregas de petróleo disminuyeron en un 9% a 1,490 bopd, mientras que los precios del petróleo realizados disminuyeron en un 23% a $ 47.8 por barril, más bajos que los precios del petróleo Brent en respuesta a los controles locales del precio del petróleo implementados durante 2019.
Ventas de gas: los ingresos consolidados de gas disminuyeron un 6% a $ 13.7 millones en el 4T2019 en comparación con $ 14.6 millones en el 4T2018. La disminución se debió a una disminución del 16% en los precios del gas, parcialmente compensada por un aumento del 12% en las entregas de gas.
Chile: en el 4T2019, los ingresos del gas aumentaron un 7% a $ 5.4 millones, lo que refleja un aumento significativo en las entregas de gas, parcialmente compensado por los precios más bajos del gas. Las entregas aumentaron en un 40% en el 4T2019 a 15,708 mcfpd (2,618 boepd), como resultado del exitoso descubrimiento y desarrollo del campo de gas Jauke. Los precios de la gasolina fueron 34% más bajos, o $ 3.7 por mcf ($ 22.3 por boe) en el 4T2019 debido a los precios más bajos del metanol.
Brasil: en el 4T2019, los ingresos del gas disminuyeron un 3% a $ 6,7 millones, debido a menores entregas, parcialmente compensadas por los mayores precios del gas. Las entregas de gas en Manatí disminuyeron en un 6% a 14,709 mcfpd (2,452 boepd), como resultado del declive natural de los campos. Los precios de la gasolina aumentaron un 3% a $ 5.0 por mcf ($ 29.8 por boe), luego del ajuste anual de inflación de precios de aproximadamente 6%, efectivo en enero de 2019, que fue parcialmente compensado por la devaluación de la moneda local.
Argentina: en el 4T2019, los ingresos del gas disminuyeron un 22% a $ 1.1 millones de $ 1.4 millones, como resultado de menores entregas y menores precios del gas. Las entregas disminuyeron en un 2% a 3,717 mcfpd (619 boepd) mientras que los precios cayeron un 21% a $ 3.2 por mcf ($ 19.1 por boe) debido a las condiciones del mercado local.
Contratos de gestión de riesgo de productos básicos: los contratos de gestión de riesgo de productos básicos consolidados representaron una pérdida de $ 6.5 millones en el 4T2019 en comparación con una ganancia de $ 32.0 millones en el 4T2018. Los contratos de gestión de riesgos de productos básicos tienen dos componentes diferentes, una parte realizada y otra no realizada.
La porción realizada fue cero en el 4T2019 en comparación con una ganancia de $ 1.2 millones en el 4T2018, lo que refleja los precios del petróleo Brent y los contratos de gestión de riesgo de materias primas vigentes durante los períodos respectivos. La porción no realizada ascendió a una pérdida de $ 6.5 millones en el 4T2019 en comparación con una ganancia de $ 30.8 millones en el 4T2018. Las pérdidas no realizadas durante el 4T2019 y las ganancias durante el 4T2018 fueron el resultado de cambios en la curva de precios del petróleo Brent a futuro en comparación con septiembre de 2019 y septiembre de 2018, respectivamente.
La Compañía utiliza contratos de gestión de riesgos para minimizar el impacto de las fluctuaciones del precio del petróleo en su programa de trabajo. Para obtener más detalles, consulte la sección «Contratos de gestión de petróleo de riesgo de productos básicos» a continuación.
Costos operativos y de producción5: Los costos operativos consolidados por boe disminuyeron en un 14% a $ 7.2 por boe en el 4T2019 en comparación con $ 8.3 por boe en el 4T2018. En general, los costos de producción y operación consolidados disminuyeron un 9% a $ 42.3 millones en el 4T2019 en comparación con $ 46.7 millones en el 4T2018, como resultado de menores regalías y costos operativos.
La siguiente tabla proporciona un desglose de los costos de producción y operación en el 4T2019 y 4T2018:
(En millones de $)
4T2019
4T2018
Costos de operacion
25,7
28,2
Regalías
16,6
18,2
Pagos basados en acciones
0.0
0,3
Costos de producción y operación.
42,3
46,7
Los costos operativos consolidados disminuyeron en un 9% o $ 2.5 millones a $ 25.7 millones en el 4T2019 en comparación con $ 28.2 millones en el 4T2018, a pesar de un aumento del 7% en las entregas.
El desglose de los costos operativos es el siguiente:
Colombia: Los costos operativos por boe aumentaron ligeramente a $ 5.2 en el 4T2019 en comparación con $ 5.0 en el 4T2018 debido a las mayores actividades de intervención de pozos. Además, las entregas más altas llevaron los costos operativos totales a $ 15.5 millones en el 4T2019 de $ 13.4 millones en el 4T2018.
Chile: Los costos operativos por boe disminuyeron a $ 13.9 en el 4T2019 en comparación con $ 26.2 en el 4T2018, lo que refleja menos actividades de intervención de pozos y menores costos de personal. Los costos operativos totales disminuyeron a $ 4.0 millones en el 4T2019 de $ 6.2 millones en el 4T2018.
Brasil: los costos operativos por boe disminuyeron a $ 5.3 en el 4T2019 en comparación con $ 5.9 en el 4T2018 como resultado de la adopción de la NIIF 16 que cambió el tratamiento y la valoración de los arrendamientos operativos a los cargos por depreciación en 2019. Los costos operativos totales disminuyeron a $ 1.3 millones en el 4T2019 de $ 1.4 millones en el 4T2018.
Argentina: Los costos operativos por boe disminuyeron a $ 26.0 en el 4T2019 en comparación con $ 34.4 en el 4T2018. Los costos operativos totales disminuyeron a $ 4.9 millones en el 4T2019 de $ 7.1 millones en el 4T2018.
Las regalías consolidadas disminuyeron a $ 16.6 millones en el 4T2019 en comparación con $ 18.2 millones en el 4T2018, como resultado de los menores precios del petróleo, parcialmente compensados por mayores entregas.
Gastos de venta: Los gastos de venta consolidados aumentaron en $ 1.6 millones a $ 2.8 millones en el 4T2019 (de los cuales $ 2.5 millones corresponden a Colombia), en comparación con $ 1.2 millones en el 4T2018.
El aumento en los gastos de venta en Colombia refleja la diferencia en la contabilización de los diferentes puntos de venta y los costos asociados con la operación de la línea de flujo que conecta el bloque Llanos 34 con la tubería regional ODL. Las ventas en boca de pozo se deducen de los ingresos, mientras que los costos de transporte para las ventas a otros puntos de entrega se contabilizan como gastos de venta.
Los descuentos comerciales y de transporte en Colombia mejoraron en $ 4.0 por barril durante el 4T2019, impactando positivamente en los precios del petróleo. Esto fue parcialmente compensado por mayores gastos de venta de aproximadamente $ 0.7 por barril, mejorando así los márgenes netos en aproximadamente $ 3.3 por barril. Consulte también la sección «Evolución de los descuentos comerciales y de transporte y los gastos de venta en Colombia» a continuación.
Gastos administrativos6: Los gastos administrativos totales consolidados (“G&A”) aumentaron a $ 21.3 millones en el 4T2019 en comparación con $ 14.6 millones en el 4T2018 debido a nuevos esfuerzos comerciales, incluyendo honorarios de asesoría legal y financiera no recurrentes relacionados con la adquisición de Amerisur por $ 5.8 millones.
Gastos geológicos y geofísicos7: Los gastos geológicos y geofísicos consolidados totales («G&G») aumentaron a $ 5.7 millones en el 4T2019 en comparación con $ 4.0 millones en el 4T2018 debido a una mayor escala de operaciones y continuas inversiones para expandir las capacidades técnicas de GeoPark.
EBITDA ajustado: el EBITDA ajustado consolidado8 se mantuvo estable en $ 85.7 millones en el 4T2019 en comparación con el 4T2018, pero incluyó gastos administrativos no recurrentes relacionados con la adquisición de Amerisur. El EBITDA ajustado por boe fue de $ 23.6 en el 4T2019, en comparación con $ 25.3 en el 4T2018.
Por países, el EBITDA ajustado del 4T2019 fue:
Colombia: EBITDA ajustado de $ 85.5 millones
Chile: EBITDA ajustado de $ 2.5 millones
Brasil: EBITDA ajustado de $ 4.3 millones
Argentina: EBITDA ajustado de $ 1.9 millones negativos
Corporativo, Perú y Ecuador: EBITDA ajustado de $ 4.7 millones negativos
La siguiente tabla muestra la producción, los volúmenes vendidos y el desglose de los componentes más significativos del EBITDA ajustado para el 4T2019 y 4T2018, por país y por boe:
EBITDA / boec ajustado
Colombia
Chile
Brasil
Argentina
Total
4T19
4T18
4T19
4T18
4T19
4T18
4T19
4T18
4T19
4T18
Producción (boepd)
33,311
30,641
3,292
2,823
2,799
2,894
2,384
2,383
41,786
38,741
Inventarios, RIKa y otros
(1,663)
(1,369)
(194)
(243)
(218)
(244)
(278)
(120)
(2,353)
(1,977)
Volumen de ventas (boepd)
31,658
29,272
3,098
2,580
2,581
2,650
2,106
2,263
39,443
36,764
% Petróleo
99,4%
99,6%
15%
27%
5%
2%
71%
72%
85%
86%
($ por boe)
Precio del petróleo realizado
48,6
48,0
56,0
59,8
67,7
77,6
47,8
61,8
48,7
49,0
Precio de gas realizadob
29,3
39,8
22,3
33,6
29,8
28,8
19,1
24,2
25,3
30,2
Consumirse
(2.1)
(2.1)
-
-
-
-
-
-
(2.0)
(1.9)
Precio combinado
46,4
45,9
27,5
40,8
31,7
29,6
39,4
51,3
43,6
44,7
Riesgo de commodities realizado
contratos de gestión
-
0.5 0.5
-
-
-
-
-
-
-
0.4 0.4
Costos de operacion
(5.2)
(5.0)
(13,9)
(26,2)
(7.5)
(5.9)
(26,0)
(34,4)
(7.2)
(8.3)
Regalías en efectivo
(5.0)
(5.8)
(1.0)
(1.6)
(2.8)
(2.9)
(6.0)
(7.3)
(4.6)
(5.4)
Venta y otros gastos
(0.9)
(0.2)
(0.3)
(0.5)
-
-
(1.2)
(3.5)
(0.8)
(0.4)
Operando Netback / boe
35,3
35,4
12,3
12,5
21,3
20,9
6.2
6.1
31,0
31,0
G&A, G&G y otros
(7.4)
(5.7)
EBITDA ajustado / boe
23,6
25,3
RIK (regalías en especie). Incluye regalías pagadas en especie en Colombia por aproximadamente 1,587 y 1,181 bopd en el 4T2019 y 4T2018 respectivamente. No se pagaron regalías en especie en Chile, Brasil o Argentina.
Tasa de conversión de $ mcf / $ boe = 1/6.
El EBITDA ajustado se calcula como si la NIIF 16 no hubiera sido adoptada, por lo que las cifras incluidas en la tabla anterior para las cifras del 4T2019 son comparables a las de períodos anteriores. Consulte las secciones «Adopción de la NIIF 16» y «Conciliación del EBITDA ajustado con la ganancia (pérdida) antes del impuesto sobre la renta» incluidas en este comunicado de prensa.
Depreciación9: Los cargos por depreciación consolidada aumentaron en un 20% a $ 28.7 millones en el 4T2019, en comparación con $ 23.9 millones en el 4T2018. El aumento del 7% en los volúmenes entregados y la adopción de la NIIF 16 explica el aumento.
Cancelación de los esfuerzos de exploración fallidos: La cancelación consolidada de los esfuerzos de exploración fallidos fue de $ 9.0 millones en el 4T2019 en comparación con $ 11.8 millones en el 4T2018. Los montos registrados en el 4T2019 se refieren principalmente a pozos de exploración sin éxito y otros costos de exploración incurridos en los bloques CN-V (GeoPark no operado, 50% WI), Sierra del Nevado y Puelen (GeoPark no operado, 18% WI) en Argentina y en los bloques POT-T-747, REC-T-94 y SEAL-T-268 (operado por GeoPark, 100% WI) en Brasil.
Deterioro: Los cargos por deterioro consolidados ascendieron a una pérdida de $ 7.6 millones en el 4T2019 en comparación con una ganancia de $ 5.0 millones en el 4T2018. Los montos registrados en el 4T2019 se refieren principalmente a los costos asociados con el bloque CN-V en Argentina. Las ganancias registradas en el 4T2018 corresponden a la reversión de las pérdidas por deterioro previamente reconocidas en los bloques La Cuerva y Yamu, parcialmente compensadas por las pérdidas por deterioro no monetarias registradas en Chile.
Otros ingresos (gastos): Otros gastos operativos ascendieron a $ 2.4 millones en el 4T2019, en comparación con $ 2.3 millones en el 4T2018.
RESULTADOS CONSOLIDADOS NO OPERATIVOS Y BENEFICIOS PARA EL PERÍODO
Gastos financieros: Los gastos financieros netos aumentaron a $ 12.2 millones en el 4T2019, en comparación con $ 10.3 millones en el 4T2018 debido a los gastos financieros para asegurar el financiamiento de la adquisición de Amerisur.
Cambio de divisas: Los cargos netos de cambio de divisas ascendieron a una pérdida de $ 1.8 millones en el 4T2019 en comparación con una ganancia de $ 6.6 millones en el 4T2018. El período comparativo incluye ganancias derivadas de la subsidiaria brasileña de GeoPark que canceló su deuda intercompañía denominada en dólares estadounidenses en octubre de 2018, registrando así las ganancias cambiarias (el Real se apreció en octubre de 2018 en comparación con septiembre del mismo año).
Impuesto a las ganancias: Los gastos por impuestos a las ganancias fueron de $ 17.4 millones en el 4T2019 en comparación con $ 37.2 millones en el 4T2018, en línea con menores ingresos imponibles en el 4T2019.
Ganancia: pérdida de ganancias de $ 0.2 millones en el 4T2019 en comparación con ganancia de $ 42.6 millones en el 4T2018. A pesar de los mayores ingresos y los menores costos de producción y operación en el 4T2019, las ganancias en el 4T2018 reflejan una ganancia de $ 30.8 millones en contratos de gestión de riesgo de productos no realizados.
HOJA DE BALANCE
Efectivo y equivalentes de efectivo: el efectivo y equivalentes de efectivo totalizaron $ 111.2 millones al 31 de diciembre de 2019 en comparación con $ 127.7 millones al 31 de diciembre de 2018. El efectivo generado por las actividades operativas equivalió a $ 235.4 millones y fue parcialmente compensado por el efectivo utilizado en actividades de inversión de $ 119.3 millones y en actividades de financiación de $ 132.5 millones.
El efectivo generado por las actividades operativas fue de $ 235.4 millones después del pago del impuesto a las ganancias de $ 88.6 millones pagado en el 1S2019.
El efectivo utilizado en actividades de financiación de $ 132.5 millones incluyó principalmente $ 71.3 millones del programa de recompra de acciones, pagos de intereses de $ 29.1 millones relacionados principalmente con las notas de $ 425 millones con vencimiento en 2024 («Notas de 2024»), $ 15.0 millones relacionados con la adquisición de -control de intereses en Colombia y Chile en 2018 y $ 9.8 millones relacionados con pagos de capital en préstamos a corto plazo.
Deuda financiera: La deuda financiera total, neta del costo de emisión, fue de $ 437.4 millones, incluidos los Bonos 2024 y otros préstamos bancarios. La deuda financiera a corto plazo era de $ 17.3 millones al 31 de diciembre de 2019.
Para obtener más detalles, consulte las Notas 27 y 38 de los estados financieros consolidados de GeoPark al 31 de diciembre de 2019, disponibles en el sitio web de la Compañía.
RATIOS FINANCIEROSa
($ millones)
Fin de período
Financiero
Deuda
Efectivo y efectivo
Equivalentes
Deuda neto
Deuda Neta / LTM
Adj. EBITDA
Interés LTM
Cobertura
4T2018
447,0
127,7
319,3
1.0x
11,4x
1T2019
440,6
146,6
294,0
0.8x
12,2x
2T2019
442,6
68,9
373,7
1.0x
12,9x
3T2019
435,0
81,6
353,4
1.0x
12,1x
4T2019
437,4
111,2
326,2
0.9x
12,1x
a) Basado en los últimos resultados financieros de los últimos doce meses («LTM»).
Pactos en las Notas de 2024: Las Notas de 2024 incluyen pactos de prueba de incidentes que requieren que la razón de deuda neta a EBITDA Ajustado sea menor a 3.25 veces y que la razón de EBITDA Ajustado a interés sea mayor a 2.25 veces hasta septiembre de 2021. La Compañía está bien dentro de ambos pactos
Emisión de notas de 2027: en enero de 2020, la Compañía emitió con éxito $ 350 millones de notas de 5.5% con vencimiento en 2027 (“Notas de 2027”) de conformidad con la Regla 144A bajo la Ley de Valores de los Estados Unidos, y fuera de los Estados Unidos a personas no estadounidenses de conformidad con el Reglamento S de la Ley de Valores de los Estados Unidos. Los fondos se utilizaron para la adquisición de Amerisur y para fines corporativos generales. La escritura que rige las Notas de 2027 incluye convenios de prueba de incidentes que proporcionan, entre otras cosas, que la razón de Deuda Neta a EBITDA Ajustado no debe exceder 3.25 veces y la razón de EBITDA Ajustado a Intereses debe exceder 2.5 veces. A la fecha de este lanzamiento, la Compañía está dentro de ambos pactos.
Para obtener más detalles, consulte la Nota 38 de los estados financieros consolidados de GeoPark al 31 de diciembre de 2019, disponible en el sitio web de la Compañía.
CONTRATOS DE GESTIÓN DE PETRÓLEO DE RIESGO DE PRODUCTOS
La Compañía tiene los siguientes contratos de gestión de riesgo de productos básicos (referencia ICE Brent) vigentes a la fecha de este lanzamiento:
Período
Tipo
Volumen
(bopd)
Terminos y condiciones
($ por bbl)
Put comprado
Vendido poner
Llamada vendida
1T2020
Cero costo de 3 vías
8,000
55.0
45,0
79,0-81,5
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
71.0-73.8
Cero costo de 3 vías
2,000
55.0
45,0
65,2
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
69.0-70.0
2T2020
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
71.0-73.8
Cero costo de 3 vías
2,000
55.0
45,0
65,2
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
69.0-70.0
Cero costo de 3 vías
1,000
55.0
45,0
71,95
3T2020
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
71.0-73.8
Cero costo de 3 vías
2,000
55.0
45,0
65,2
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
69.0-70.0
Cero costo de 3 vías
1,000
55.0
45,0
71,95
4T2020
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
71.0-73.8
Cero costo de 3 vías
2,000
55.0
45,0
65,2
Cero costo de 3 vías
4,000
55.0
45,0
69.0-70.0
Cero costo de 3 vías
1,000
55.0
45,0
71,95
Para obtener más detalles, consulte la Nota 8 de los estados financieros consolidados de GeoPark para el período finalizado el 31 de diciembre de 2019, disponible en el sitio web de la Compañía.
INFORMACIÓN SELECCIONADA POR SEGMENTO EMPRESARIAL
(NO AUDITADO)
Colombia
4T2019
4T2018
Venta de petróleo crudo ($ millones)
134,6
123,1
Venta de gas ($ millones)
0.5 0.5
0.5 0.5
Ingresos ($ millones)
135,1
123,6
Costos de producción y operacióna ($ millones)
-30,0
-29,2
EBITDA ajustado ($ millones)
85,5
85,6
Gastos de capitalb ($ millones)
22,1
27,8
Chile
4T2019
4T2018
Venta de petróleo crudo ($ millones)
2.5
3.9
Venta de gas ($ millones)
5.4
5.8
Ingresos ($ millones)
7.8
9,7
Costos de producción y operacióna ($ millones)
-4,2
-6,7
EBITDA ajustado ($ millones)
2.5
1,5
Gastos de capitalb ($ millones)
4.6
1,2
Brasil
4T2019
4T2018
Venta de petróleo crudo ($ millones)
0.8
0,3
Venta de gas ($ millones)
6.7
6,9
Ingresos ($ millones)
7.5
7.2
Costos de producción y operacióna ($ millones)
-1,9
-2,1
EBITDA ajustado ($ millones)
4.3 4.3
4.3 4.3
Gastos de capitalb ($ millones)
1.6
1.0
Argentina
4T2019
4T2018
Venta de petróleo crudo ($ millones)
6.5
9.3
Venta de gas ($ millones)
1.1
1.4
Ingresos ($ millones)
7.6
10,7
Costos de producción y operacióna ($ millones)
-6,1
-8,7
EBITDA ajustado ($ millones)
-1,9
0.7
Gastos de capitalb ($ millones)
8.0
1,2
Costos de producción y operación = Costos de operación + Regalías + Pagos basados en acciones.
Los gastos de capital en Perú explican la diferencia con la cifra reportada en la tabla de Indicadores clave de desempeño.
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
(INFORMACIÓN TRIMESTRAL NO AUDITADA)
(En millones de $)
4T2019
4T2018
FY2019
FY2018
INGRESOS
Venta de crudo
144,4
136,6
579,0
545,5
Venta de gas
13,7
14,6
49,9
55,7
LOS INGRESOS TOTALES
158,1
151,2
628,9
601,2
Contratos de gestión de riesgos de productos básicos.
-6,5
32,0
-22,5
16,2
Costos de producción y operación.
-42,3
-46,7
-169,0
-174,3
Gastos geológicos y geofísicos (G&G)
-5,7
-4,0
-18,6
-14,0
Gastos administrativos (G&A)
-21,3
-14,6
-60,8
-52,1
Gastos de venta
-2,8
-1,2
-14,1
-4,0
Depreciación
-28,7
-23,9
-105,5
-92,2
Cancelación de esfuerzos de exploración fallidos
-9,0
-11,8
-18,3
-26,4
Deterioro de activos no financieros
-7,6
5.0
-7,6
5.0
Otro operativo
-2,4
-2,3
-1,8
-2,9
BENEFICIO OPERATIVO
31,7
83,5
210,7
256,5
Costos financieros, netos
-12,2
-10,3
-38,7
-36,3
Pérdida de divisas
-1,8
6.6
-2,5
-11,3
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA
17,7
79,7
169,5
208,9
Impuesto sobre la renta
-17,9
-37,2
-111,8
-106,2
GANANCIAS (PÉRDIDAS) PARA EL PERÍODO
-0,2
42,6
57.8
102,7
Participación minoritaria no controladora
-
9.3
-
30,3
ATRIBUIBLE A LOS PROPIETARIOS DE GEOPARK
-0,2
33,3
57.8
72,4
ESTADO CONSOLIDADO RESUMIDO DE POSICIÓN FINANCIERA
(En millones de $)
Dic 19
Dic ‘18
Activos no corrientes
Propiedad, planta y equipo.
567,8
557,2
Otros activos no corrientes
58,9
45,8
Total del activo no corriente
626,2
603,0
Activos circulantes
Inventarios
11,4
9.3
Cuentas por cobrar comerciales
44,2
16,2
Otros activos circulantes
59,2
106,5
Efectivo en banco y en mano
111,2
127,7
Total de activos corrientes
225,9
259,7
Los activos totales
852,1
862,7
Capital
Patrimonio atribuible a los propietarios de GeoPark
132,9
143,1
Equidad total
132,9
143,1
Pasivos no corrientes
Préstamos
420,1
429,0
Otros pasivos no corrientes
84,2
72,2
Total pasivo no corriente
504,3
501,2
Pasivo circulante
Préstamos
17.3
18,0
Otros pasivos corrientes
197,6
200,4
Total pasivos corrientes
214,9
218,4
Responsabilidad total
719,2
719,6
Total pasivos y patrimonio
852,1
862,7
ESTADO CONSOLIDADO RESUMIDO DE FLUJO DE EFECTIVO
(INFORMACIÓN TRIMESTRAL NO AUDITADA)
(En millones de $)
4T2019
4T2018
FY2019
FY2018
El flujo de efectivo de las actividades de operaciones
78,5
77,8
235,4
256,2
Flujo de caja (usado) en actividades de inversión
-38,2
-24,8
-119,3
-164,6
Flujo de caja (usado) en actividades de financiamiento
-10,7
-76,9
-132,5
-97,6
CONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO A LA GANANCIA ANTES DEL IMPUESTO SOBRE LA RENTA
2019 (en millones de $)
Colombia
Chile
Brasil
Argentina
Otro (a)
Total
EBITDA ajustado
367,1
8.3
11,8
0.9
-24,7
363,3
Depreciación
-46,9
-34,8
-7,4
-15,6
-0,7
-105,5
Contratos de gestión de riesgos de productos no realizados
-26,4
-
-
-
-
-26,4
Cancelación de esfuerzos de exploración y deterioro fallidos
-
-
-5,1
-20,7
-
-25,8
Pagos basados en acciones
-0,4
0.0
-0,1
-0,1
-2,1
-2,7
Contabilidad de arrendamientos – NIIF 16
1.1
0.2 0.2
2.2 2.2
0.9
0.5 0.5
4.9
Otros
3.4
-0,5
0.4 0.4
0.5 0.5
-0,9
3.0
BENEFICIO OPERATIVO (PÉRDIDA)
297,8
-26,9
1.7
-34,1
-27,9
210,7
Costos financieros, netos
-38,7
Cargos cambiarios, netos
-2,4
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA
169,5
2018 (en millones de $)
Colombia
Chile
Brasil
Argentina
Otro (a)
Total
EBITDA ajustado
319,4
8.8
17,9
4.6
-20,1
330,6
Depreciación
-42,7
-28,2
-10,4
-10,6
-0,3
-92,2
Contratos de gestión de riesgos de productos no realizados
42,3
-
-
-
-
42,3
Cancelación de esfuerzos de exploración y deterioro fallidos
-6,1
-12,7
-2.0
-0,6
-
-21,4
Pagos basados en acciones
-0,9
-0,4
-0,1
-0,7
-3,3
-5,4
Otros
-2,6
3.4
-1.0
0.6
2.2 2.2
2.6
BENEFICIO OPERATIVO (PÉRDIDA)
309,4
-29,1
4.4
-6,7
-21,5
256,5
Costos financieros, netos
-36,3
Cargos cambiarios, netos
-11,3
EL BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS SOBRE LA RENTA
208,9
(a) Incluye Perú, Ecuador y Corporativo.
EVOLUCIÓN DE DESCUENTOS COMERCIALES Y DE TRANSPORTE Y GASTOS DE VENTA EN COLOMBIA (NO AUDITADOS)
($ / bbl)
3T2018
4T2018
1T2019
2T2019
3T2019
4T2019
Descuentos comerciales y de transporte
14.0
14,6
12,0
11,0
11,1
10,6
Gastos de venta
0.1
0.2 0.2
1.1
1,8
1.0
0.9
14.1
14,8
13,1
12,8
12,1
11,5
APROBACIÓN DE LA NIIF 16
GeoPark adoptó las normas contables IFRS 16 en enero de 2019, pero no reformuló las cifras comparativas para 2018, según lo permitido por el estándar contable. La NIIF 16 requiere el reconocimiento de ciertos cargos relacionados con los arrendamientos operativos como cargos de depreciación, que en períodos comparativos se registraron en los costos de producción y operación, gastos administrativos y geofísicos. Consulte la Nota 1 de los estados financieros consolidados de la Compañía para obtener más detalles.
El EBITDA ajustado se calcula como si la NIIF 16 no se hubiera adoptado, haciendo que las cifras incluidas en la tabla de la página 6, “EBITDA ajustado por boe” sean comparables a las de períodos anteriores.
RECONCILIACIÓN DE FLUJO DE EFECTIVO GRATUITO
(En millones de $)
4T2019
FY2019
El flujo de efectivo de las actividades de operaciones
78,5
235,4
Flujo de caja utilizado en actividades de inversión.
-38,1
-119,3
Total parcial
40,4
116,1
Producto de la disposición de activos a largo plazo 10
-
-7,1
Flujo de caja libre
40,4
109,0
INFORMACIÓN DE LA LLAMADA DE CONFERENCIA
La administración de GeoPark organizará una conferencia telefónica el 5 de marzo de 2020 a las 10:00 a.m. (hora estándar del este) para analizar los resultados financieros del 4T2019 y de todo el año. Para escuchar la llamada, los participantes pueden acceder a la transmisión por Internet que se encuentra en la sección de Apoyo al inversor del sitio web de la Compañía en www.geo-park.com.
Las partes interesadas pueden participar en la llamada de conferencia marcando los números que se proporcionan a continuación:
Participantes de los Estados Unidos: 866-547-1509
Participantes internacionales: +1920-663-6208
Código de acceso: 3981263
Antes de la llamada, espere un tiempo adicional para visitar el sitio web y descargar cualquier software de transmisión de medios que pueda ser necesario para escuchar la transmisión por Internet.
An archive of the webcast replay will be made available in the Investor Support section of the Company’s website at www.geo-park.com after the conclusion of the live call.
GeoPark can be visited online at www.geo-park.com.
GLOSSARY
EBITDA ajustado
Adjusted EBITDA is defined as profit for the period before net
finance costs, income tax, depreciation, amortization, the effect of
IFRS 16, certain non-cash items such as impairments and write-offs
of unsuccessful efforts, accrual of share-based payments,
unrealized results on commodity risk management contracts
and other non-recurring events
Adjustd EBITDA per boe
Adjusted EBITDA divided by total boe deliveries
Operating Netback per boe
Revenue, less production and operating costs (net of depreciation
charges and accrual of stock options and stock awards, the effect
of IFRS 16), selling expenses, and realized results on commodity
risk management contracts, divided by total boe deliveries.
Operating Netback is equivalent to Adjusted EBITDA net of cash
expenses included in Administrative, Geological and Geophysical
and Other operating costs
Bbl
Barrel
Boe
Barrels of oil equivalent
Boepd
Barrels of oil equivalent per day
Bopd
Barrels of oil per day
D&M
DeGolyer and MacNaughton
Free Cash Flow
Operating cash flow less cash flow used in investment activities
F&D costs
Finding and Development costs, calculated as capital expenditures
divided by the applicable net reserve additions before changes in
Future Development Capital
Mboe
Thousand barrels of oil equivalent
Mmbo
Million barrels of oil
Mmboe
Million barrels of oil equivalent
Mcfpd
Thousand cubic feet per day
Mmcfpd
Million cubic feet per day
Mm3/day
Thousand cubic meters per day
PRMS
Petroleum Resources Management System
WI
Working interest
NPV10
Present value of estimated future oil and gas revenue, net of
estimated direct expenses, discounted at an annual rate of 10%
Sqkm
Square kilometers
NOTICE
Additional information about GeoPark can be found in the “Investor Support” section on the website at www.geo-park.com.
Rounding amounts and percentages: Certain amounts and percentages included in this press release have been rounded for ease of presentation. Percentage figures included in this press release have not in all cases been calculated on the basis of such rounded figures, but on the basis of such amounts prior to rounding. For this reason, certain percentage amounts in this press release may vary from those obtained by performing the same calculations using the figures in the financial statements. In addition, certain other amounts that appear in this press release may not sum due to rounding.
This press release contains certain oil and gas metrics, including information per share, Operating Netback, reserve life index and others, which do not have standardized meanings or standard methods of calculation and therefore such measures may not be comparable to similar measures used by other companies. Such metrics have been included herein to provide readers with additional measures to evaluate the Company’s performance; however, such measures are not reliable indicators of the future performance of the Company and future performance may not compare to the performance in previous periods.
CAUTIONARY STATEMENTS RELEVANT TO FORWARD-LOOKING INFORMATION
This press release contains statements that constitute forward-looking statements. Many of the forward- looking statements contained in this press release can be identified by the use of forward-looking words such as ‘‘anticipate,’’ ‘‘believe,’’ ‘‘could,’’ ‘‘expect,’’ ‘‘should,’’ ‘‘plan,’’ ‘‘intend,’’ ‘‘will,’’ ‘‘estimate’’ and ‘‘potential,’’ among others.
Forward-looking statements that appear in a number of places in this press release include, but are not limited to, statements regarding the intent, belief or current expectations, regarding various matters, including expected or future production, production growth and operating and financial performance, Operating Netback per boe and capital expenditures plan. Forward-looking statements are based on management’s beliefs and assumptions, and on information currently available to the management. Such statements are subject to risks and uncertainties, and actual results may differ materially from those expressed or implied in the forward-looking statements due to various factors.
Forward-looking statements speak only as of the date they are made, and the Company does not undertake any obligation to update them in light of new information or future developments or to release publicly any revisions to these statements in order to reflect later events or circumstances, or to reflect the occurrence of unanticipated events. For a discussion of the risks facing the Company which could affect whether these forward-looking statements are realized, see filings with the U.S. Securities and Exchange Commission (SEC).
Oil and gas production figures included in this release are stated before the effect of royalties paid in kind, consumption and losses. Annual production per day is obtained by dividing total production by 365 days.
Information about oil and gas reserves: The SEC permits oil and gas companies, in their filings with the SEC, to disclose only proven, probable and possible reserves that meet the SEC’s definitions for such terms. GeoPark uses certain terms in this press release, such as «PRMS Reserves» that the SEC’s guidelines do not permit GeoPark from including in filings with the SEC. As a result, the information in the Company’s SEC filings with respect to reserves will differ significantly from the information in this press release.
NPV10 for PRMS 1P, 2P and 3P reserves is not a substitute for the standardized measure of discounted future net cash flow for SEC proved reserves.
The reserve estimates provided in this release are estimates only, and there is no guarantee that the estimated reserves will be recovered. Actual reserves may eventually prove to be greater than, or less than, the estimates provided herein. Statements relating to reserves are by their nature forward-looking statements.
Non-GAAP Measures: The Company believes Adjusted EBITDA, free cash flow and operating netback per boe, which are each non-GAAP measures, are useful because they allow the Company to more effectively evaluate our operating performance and compare the results of our operations from period to period without regard to our financing methods or capital structure. The Company’s computation of Adjusted EBITDA, free cash flow, return on capital employed and operating netback per boe may not be comparable to other similarly titled measures of other companies.
Adjusted EBITDA: The Company defines Adjusted EBITDA as profit for the period before net finance costs, income tax, depreciation, amortization and certain non-cash items such as impairments and write-offs of unsuccessful exploration and evaluation assets, accrual of stock options stock awards, unrealized results on commodity risk management contracts and other non-recurring events. Adjusted EBITDA is not a measure of profit or cash flow as determined by IFRS. The Company excludes the items listed above from profit for the period in arriving at Adjusted EBITDA because these amounts can vary substantially from company to company within our industry depending upon accounting methods and book values of assets, capital structures and the method by which the assets were acquired. Adjusted EBITDA should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, profit for the period or cash flow from operating activities as determined in accordance with IFRS or as an indicator of our operating performance or liquidity. Certain items excluded from Adjusted EBITDA are significant components in understanding and assessing a company’s financial performance, such as a company’s cost of capital and tax structure and significant and/or recurring write-offs, as well as the historic costs of depreciable assets, none of which are components of Adjusted EBITDA. For a reconciliation of Adjusted EBITDA to the IFRS financial measure of profit for the year or corresponding period, see the accompanying financial tables.
Free cash flow: Free cash flow is a non-GAAP measure and does not have a standardized meaning under GAAP. Free cash flow is defined as cash provided by operating activities less cash used in investing activities excluding Argentina acquisition and cash advances from disposal of long-term assets.
Operating Netback per boe: Operating netback per boe should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, profit for the period or cash flow from operating activities as determined in accordance with IFRS or as an indicator of our operating performance or liquidity. Certain items excluded from Operating Netback per boe are significant components in understanding and assessing a company’s financial performance, such as a company’s cost of capital and tax structure and significant and/or recurring write-offs, as well as the historic costs of depreciable assets, none of which are components of Operating Netback per boe. The Company’s computation of Operating Netback per boe may not be comparable to other similarly titled measures of other companies. For a reconciliation of Operating Netback per boe to the IFRS financial measure of profit for the year or corresponding period, see the accompanying financial tables.
Net Debt: Net debt is defined as current and non-current Borrowings less Cash and Cash equivalents.
1 La Cuerva and Yamu blocks sold on July 1, 2019.
2 Excluding Amerisur reserves. Please refer to 2019 Reserves release published on February 10, 2020.
3 Free cash flow is defined as cash flow from operating activities less cash used in investing activities. Free cash flow is a non-GAAP measure. Please see definition and reconciliation below.
4 Refers to quality discounts and price controls or temporary agreements affecting local oil prices in Argentina.
5 See the “Adoption of IFRS 16” section included in this press release.
6 See the “Adoption of IFRS 16” section included in this press release.
7 See the “Adoption of IFRS 16” section included in this press release.
8 See the “Reconciliation of Adjusted EBITDA to Profit Before Income Tax” section included in this press release.
9 See the “Adoption of IFRS 16” section included in this press release.
10 Corresponding to the divesture of the La Cuerva and Yamu blocks in Colombia.
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