GeoPark Limited anunció este lunes su evaluación independiente de reservas de petróleo y gas, certificada por DeGolyer and MacNaughton (D&M), al 31 de diciembre de 2021. Lea más de petróleo.
Reservas colombianas
Reservas PD: GeoPark reportó reservas probadas desarrolladas (PD) en Colombia de 49,9 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe), con un índice de vida de reserva (RLI) de PD de 4,4 años.
Reservas 1P: la firma señaló que tenía reservas probadas (1P) en Colombia de 82,2 mmboe, con un RLI 1P de 7,2 años. Valor presente neto después de impuestos descontado al 10 % (NPV10 después de impuestos) de reservas 1P de US$1.300 millones.
Reservas 2P: la petrolera expuso reservas probadas y probables (2P) en Colombia de 135,8 mmboe, con un RLI 2P de 11,9 años. NPV10 después de impuestos de reservas 2P de US$2.000 millones.
Reservas 3P: según GeoPark, las reservas probadas, probables y posibles (3P) en Colombia de 211,0 mmboe, con un RLI 3P de 18,5 años. NPV10 después de impuestos de reservas 3P de US$2.900 millones.
En cuanto al capital de desarrollo futuro para desarrollar reservas 1P, 2P y 3P en Colombia de US$1,9 por barril, US$1,7 por barril y US$1,6 por barril, respectivamente.
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Sobre el Bloque Llanos 34, GeoPark reveló que el desarrollo de bajo riesgo y nuevas extensiones de campo tiene potencial de reserva alcista para ser probado en 2022 y presenta estas novedades:
- Adiciones netas de reservas de PD de 12,0 mmbbl (un reemplazo de reservas de PD del 131 %).
- Adiciones netas de reservas 2P de 7,3 mmbbl (un reemplazo de reservas 2P del 78 %).
- Adiciones netas de reservas 3P de 9,5 mmbbl (un 100 % de reemplazo de reservas 3P).
- 1P RLI de 7,9 años, 2P RLI de 11,5 años y 3P RLI de 16,0 años.
- La producción bruta promedio en 2021 fue de 55,971 barriles de petróleo por día (bopd) con una tasa de salida superior a 60.000 bopd.
Por el lado del Bloque 1 de CPO-5, la productora de petróleo reportó un desempeño sólido continuo del yacimiento en el campo petrolero Indico. Además reveló reservas netas 1P de 5,1 mmbbl, reservas netas 2P de 20,0 mmbbl y reservas netas 3P de 48,8 mmbbl (1P RLI de 3,6 años, 2P RLI de 14,7 años y 3P RLI de 36,1 años).
Hay que decir que la campaña de perforación 2021 se inició en diciembre de 2021 con la perforación del pozo de desarrollo Indico 4. El operador, Ongc Videsh, está acelerando las actividades de perforación en 2022 con el objetivo de perforar 7-8 pozos brutos (1-2 pozos de desarrollo y 6-7 pozos de exploración) con dos plataformas de perforación contratadas.
Reservas consolidadas
Reservas PD: Reservas PD de 58,1 mmboe, con un PD RLI de 4,2 años.
Reservas 1P: Reservas 1P de 91,6 mmboe, con un RLI 1P de 6,7 años. NPV10 después de impuestos de reservas 1P de US$1.400 millones.
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Reservas 2P: Reservas 2P de 159,2 mmboe, con un RLI 2P de 11,6 años. NPV10 después de impuestos de reservas 2P de US$2.300 millones.
Reservas 3P: Reservas 3P de 248,3 mmboe, con un RLI 2P de 18,1 años. NPV10 después de impuestos de reservas 3P de US$3.400 millones.
GeoPark precisó que el capital de desarrollo futuro para desarrollar reservas 1P, 2P y 3P es de US$2,0 por barril, US$2,3 por barril y US$2,2 por barril, respectivamente.
Además, que la desinversión de los bloques no centrales Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (operados por GeoPark, 100 % WI) en Argentina y del campo de gas Manatí (no operado por GeoPark, 10 % WI) en Brasil están actualmente en curso, lo que representa 100 % de las reservas de GeoPark en Argentina y Brasil.
Entre tanto, excluyendo a Argentina y Brasil, las reservas consolidadas de GeoPark ascenderían a 53,7 mmboe, 86,6 mmboe, 153,1 mmboe y 241,4 mmboe de reservas PD, 1P, 2P y 3P, respectivamente.
Valor actual neto y valor por acción
El valor presente neto después de impuestos, según la petrolera, descontado al 10 % (NPV10) de las reservas probadas y probables (2P) de GeoPark después de impuestos es de US$2.300 millones.
Además, el NPV10 de las reservas 2P ajustado por deuda neta de GeoPark después de impuestos es de US$28,9 por acción (US$24,0 por acción correspondiente a Colombia).
Programa de trabajo 2022
El programa de gastos de capital autofinanciado para 2022 de US$160-US$180 millones para perforar 40-48 pozos brutos, incluido un extenso programa de perforación de exploración de 15-20 pozos brutos que apunta a proyectos de alto potencial, de ciclo corto y de campo cercano adyacentes a los Llanos Bloque 34 más otros objetivos de exploración en Colombia y Ecuador:
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- A US$65-70/bbl Brent, el programa generaría US$90- US$140 millones de flujo de caja libre, o 11 %-18 % de rendimiento de flujo de caja libre.
- A US$75-80/bbl Brent, el programa generaría US$170-210 millones de flujo de caja libre, o 21 %-26 % de rendimiento de flujo de caja libre.
- A US$80-85/bbl Brent, el programa generaría US$210- US$250 millones de flujo de caja libre, o 26 %-32 % de rendimiento de flujo de caja libre.
Vale decir que GeoPark tiene la intención de utilizar el flujo de efectivo libre para el desapalancamiento continuo, rendimientos incrementales para los accionistas a través de dividendos en efectivo y recompra de acciones, y otros fines corporativos, sujeto a las condiciones de precios del petróleo vigentes en 2022.
Finalmente, la petrolera informó que luego de una producción de petróleo y gas de 13,7 mmboe en 2021, D&M certificó reservas 2P de 159,2 mmboe (90 % petróleo y 10 % gas) al 31 de diciembre de 2021. Por país, las reservas 2P fueron 85 % en Colombia, 11 % en Chile, 2 % en Brasil y 2 % en Argentina.
