Pacific Rubiales anuncia los resultados del cuarto trimestre y del cierre del año 2014 y anuncia relajamiento de las cláusulas de la deuda
TORONTO, 19 de marzo de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados para el año completo y el trimestre que cerraron el 31 de diciembre de 2014, junto con su Discusión y Análisis de la Gerencia ("MD&A"), el Formulario de Información Anual ("AIF") incluyendo el Formulario NI51-101 F1 - Declaración de datos de reservas y otra información sobre petróleo y gas para Pacific Rubiales Energy Corp. (el "Reporte F1"). Estos documentos serán publicados en el sitio web de la compañía en www.pacificrubiales.com, en el SEDAR en www.sedar.com, y en el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las divulgaciones financieras de la compañía se expresan en US$, a menos que se indique lo contrario.
Aspectos operativos destacados:
- La producción total de campo para el año fue de 314.947 bpe/d, un incremento de 1% en comparación con 2013.
- La producción bruta para el año fue de 176.235 bpe/d, un incremento de 12% en comparación con 2013.
- La producción neta para el año fue de 147,423 bpe/d, un incremento de 14% en comparación con 2013. La producción neta para el cuarto trimestre de 2014 promedió 147.075 bpe/d, un incremento de 10% en comparación con el mismo período de 2013. El incremento de la producción fue atribuible a los campos de petróleo liviano y medio de la compañía.
- Los volúmenes de ventas para el año fueron de 158.026 bpe/d, un incremento de 17% en comparación con 2013.
- El netback por operaciones combinado en la producción de petróleo y gas para el año fue de $54,84/bpe en comparación con $60,77/bpe en 2013. La disminución se debió al considerable descenso de los precios del mercado para el petróleo crudo.
- Se alcanzó una reducción considerable en los costos por operaciones totales (incluyendo extracciones por exceso/defecto y otros costos) de $2,67/bpe hasta $30,51/bpe para el año, lo cual mitigó el impacto de los precios concretados más bajos.
Aspectos financieros destacados:
- Relajamiento de las cláusulas de la deuda sobre la facilidad de crédito rotativa y la deuda bancaria hasta una relación de 4,5:1,0 de deuda sobre los últimos 12 meses de EBITDA ajustada.
- La Junta de Directores de la compañía ha suspendido el dividendo trimestral por un monto de $0,165 por acción (o aproximadamente $52 millones por trimestre) a partir del primer trimestre de 2015 mientras los precios internacionales del petróleo permanezcan deprimidos.
- Los ingresos para el año fueron de $5.000 millones, un aumento de 7% en comparación con 2013, a pesar del descenso en los precios de mercado del petróleo crudo durante la segunda mitad de 2014.
- A pesar de un considerable descenso en los precios del petróleo, la EBITDA ajustada para 2014 fue de $2.500 millones, similar a la de 2013, lo cual representa un margen de 50% sobre los ingresos totales para el período.
- El flujo de efectivo (flujo de fondos procedentes de operaciones) para el año fue de $2.000 millones, un incremento de 6% en comparación con 2013.
- La pérdida neta para el año fue de $1.300 millones, principalmente como resultado del cargo por deterioro de $1.600 millones no en efectivo (antes de impuestos) asumido sobre los activos de petróleo y gas y los gastos por exploración, reflejando el considerable descenso en los precios del petróleo crudo. Entre otras partidas no en efectivo que afectaron las utilidades se incluyen pérdidas no concretadas por tasa de cambio de divisas, impuestos sobre los ingresos diferidos, y depreciación, agotamiento y amortización (DD&A) lo cual también contribuyó a la pérdida para el año.
- Gastos totales de capital en exploración y desarrollo de $2.400 millones, en comparación con $2.100 millones en 2013.
- En 2014, la compañía pagó un total de $208 millones en dividendos a los accionistas.
Aspectos destacados adicionales:
- Perforación de un total de 56 pozos de exploración (incluyendo pozos estratigráficos y de evaluación) los cuales dieron como resultado 43 descubrimientos, alcanzándose un índice de éxito de 77% para el año.
- Mejora en la liquidez en general mediante el pago de la mayor parte de las obligaciones de deuda a corto plazo, usando lo recaudado con la emisión de $750 millones de notas preferentes al 5,625% con maduración en 2025.
- Firma de un Memorando de Entendimiento y Cooperación por tres años con la compañía petrolera estatal de México, Petróleos Mexicanos y sus entidades subsidiarias ("Pemex") estableciendo las bases para conversaciones y análisis respecto a posible cooperación en materia de petróleo y gas en México.
- Firma de un Memorando de Entendimiento con el conglomerado mexicano Alfa S.A.B. de C.V. ("Alfa") para crear una empresa conjunta para participar en las rondas de licitaciones de 2015 en México, adquirir contratos de servicios para la migración a contratos de exploración y desarrollo, y desarrollar activos de petróleo y gas y otras oportunidades comerciales complementarias.
- Completamiento de la venta del 43% of Pacific Midstream Ltd. a International Finance Corporation y un consorcio de inversores por aproximadamente $320 millones.
- Las reservas totales Probadas más Probables netas después de regalías ("2P") descendieron hasta 510,9 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2014, una disminución de 17% con respecto a 613,3 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2013. Las reducciones en las reservas estuvieron divididas entre revisiones técnicas y revisiones económicas, siendo las mayores las revisiones económicas.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:
"Aunque el 2014 comenzó bien, el último trimestre del año presentó a Pacific Rubiales y al sector desafíos a los que no se habían enfrentado en muchos años. Reconociendo rápidamente el impacto de una reducción casi a la mitad de los precios del petróleo, la compañía comenzó a implementar acciones a principios del cuarto trimestre para realizar ajustes considerables en todas las áreas de la compañía, lo cual nos permitirá permanecer como un operador de bajo costo y soportar este entorno de precios. Esas acciones continuaron en el 2015 y se reflejarán en los resultados financieros de 2015 y posteriormente, en la medida en que continuamos desarrollando y produciendo petróleo y gas en América Latina.
"Fuera del colapso de los precios a finales de 2014, los resultados apuntan hacia otro año relativamente bueno para Pacific Rubiales, en la medida en que tanto la producción como los ingresos continúan creciendo. La compañía vio un crecimiento importante en la producción gracias a los éxitos en la exploración de petróleo liviano a medio, en momentos en que la base productiva continúa diversificándose más allá del campo Rubiales. Durante los últimos tres años, hemos de hecho reemplazado la producción desde el campo Rubiales ya que la producción neta ha crecido desde menos de 100.000 bpe/d hasta los niveles actuales ligeramente superiores a 150.000 bpe/d, a pesar de un descenso de 14% en la producción desde el campo Rubiales Field en 2014. Como resultado de la puesta en práctica de reducciones de materiales en nuestros costos por operaciones y en efectivo, estamos bien posicionados para enfrentar el corriente entorno de precios débiles del petróleo. También tenemos una cartera flexible de activos y un programa de gastos de capital que permite que la compañía ajuste los gastos para que coincidan con los flujos de efectivo.
"Durante 2014, generamos $2.500 millones en EBITDA ajustada y $2.000 millones en flujo de fondos, sobre un récord de $5.000 millones en ingresos. Para el cuarto trimestre de 2014, alcanzamos ingresos de $992 millones y generamos $419 millones en EBITDA ajustada y $410 millones en flujo de fondos, incluyendo una ganancia de 58 millones producto de coberturas sobre el petróleo crudo. Nuestras utilidades fueron menores en comparación con las del tercer trimestre de 2014, incluyendo un cargo por deterioro de $1.600 millones contra nuestros activos de petróleo y gas y fondo de comercio. Es importante comprender que estos deterioros son en ambos casos puntuales (excepto para el fondo de comercio) y no son en efectivo. Aproximadamente el 90% de los deterioros están relacionados con nuestros activos de petróleo pesado.
"Nuestro netback por operaciones para el año fue de $54,84/bpe, afectado por la debilitación de los precios concretados. Pudimos mitigar parcialmente el efecto de los precios más bajos del petróleo sobre nuestro netback mediante la reducción de los costos por operaciones combinados hasta $27,28/bpe en el cuarto trimestre ($30,51/bpe para el año completo) principalmente debido a nuestros programas de reducción de costos en curso y también al beneficio que conlleva un peso colombiano más débil contra el dólar estadounidense. Los costos por operaciones subyacentes (compuestos por costos de producción, transportación y dilución) en el cuarto trimestre disminuyeron hasta unos todavía más impresionantes $26,44/bpe. Nuestros costos por operaciones unitarios reportados totales han disminuido en aproximadamente 25% desde el anuncio de un programa importante de iniciativas de reducción de costos a mediados del año 2013. Este es un logro impresionante y esperamos más reducciones de costos por operaciones en 2015. El productor de bajo costo siempre gana, independientemente del entorno de precios.
"En 2014, aumentamos nuestra producción hasta 147,4 Mbpe/d, un crecimiento de 14% en comparación con 2013, lo cual la sitúa en el extremo inferior de la guía de producción anual de la compañía. La producción en el campo Rubiales se comportó por debajo de lo planificado para el año, habiendo sido afectada fundamentalmente por la limitada capacidad para manipulación de agua y eventos climáticos que influyeron sobre las operaciones. Sin embargo esperamos que nuestra instalación de ósmosis inversa Agrocascada entre en operaciones en el segundo trimestre de 2015, aumentando la capacidad de disposición de agua del campo Rubiales Field en 0,5 millón de barriles de agua al día.
"Aunque la producción en el campo Rubiales estuvo limitada, entregamos excelentes resultados de exploración con una producción de aproximadamente 15 Mbbl/d añadidos desde nuevos descubrimientos de petróleo liviano y medio. El campo Rubiales representa ahora aproximadamente un tercio de nuestra producción total. La producción neta de petróleo liviano y medio de la compañía alcanzó un récord de 51.408 bbl/d en el cuarto trimestre y se espera que aumente incluso más en 2015. La producción neta en el año 2015 hasta la fecha ha sido sólida, y la producción ha aumentado hasta 152 Mbpe/d como resultado de los éxitos con petróleo liviano y medio, dentro del intervalo de nuestro objetivo de guía anual de 150 a 160 Mbpe/d.
"La semana pasada anunciamos que Pacific Rubiales y Ecopetrol, S.A., nuestro socio en el campo Rubiales, habían acordado no prorrogar el contrato para el campo Rubiales el cual expira en junio de 2016. La decisión fue mutua y se basó en aspectos tanto económicos como estratégicos. La compañía nunca ha incorporado en sus pronósticos futuros producción alguna procedente del campo Rubiales más allá de la fecha de expiración del contrato y ha diversificado con éxito su producción desde la adquisición del campo en 2007. A partir de ese momento, hemos más que reemplazado la producción desde Rubiales a partir de una combinación de otra producción de petróleo pesado en Colombia, producción de petróleo liviano y medio en Colombia y Perú, y producción de gas natural en Colombia. Una vasta cartera de reservas no desarrolladas más recursos apuntalan un mayor crecimiento de la producción más allá de 2016.
"Durante 2014, completamos dos transacciones para monetizar una parte de nuestros activos de infraestructura, que fueron la venta de nuestra participación de 5% en el patrimonio y los derechos de capacidad del oleoducto Ocensa por $385 millones, y la venta de 43% de nuestra participación en Pacific Midstream (que tiene participaciones en oleoductos y en la línea de transmisión eléctrica PEL hasta los campos Rubiales y Quifa) por $320 millones (con $240 millones que se recibieron a finales del cuarto trimestre). El efectivo recibido en 2014 producto de estas transacciones se usó para pagar préstamos bancarios a corto plazo y facilidades de crédito. Estas ventas de activos midstream validan nuestra estrategia exitosa de invertir en proyectos de infraestructura en Colombia, y el valor que la misma genera. Esperamos ventas adicionales de activos midstream durante 2015 y recientemente recibimos de una tercera parte no relacionada una oferta indicativa por un 30% adicional de Pacific Midstream.
"Las reservas 2P netas de la compañía al cierre del año 2014 disminuyeron en 17% en comparación con el año anterior. Las reducciones de reservas negativas en 2014 fueron causadas por una combinación de revisiones económicas y técnicas, y la mayoría (aproximadamente el 90%) estuvo relacionada con las reservas de petróleo pesado. Las reducciones en la reserva de petróleo pesado relacionadas con el campo Rubiales se debieron a que el rendimiento en el campo no alcanza los pronósticos previos antes de que expire el contrato del campo a mediados del año 2016. Las reducciones restantes se debieron a otros campos de petróleo pesado principalmente no desarrollados de la compañía. En este último caso, es importante entender que ocurrieron bajo el entorno actual de precios bajos del petróleo y una práctica común sería que la mayoría de esas reservas regresaran a la compañía bajo un entorno de precios más altos del petróleo. Por el momento, la compañía espera que la mayoría de esas reservas se pueda mover a recursos contingentes. Es importante destacar que la compañía tuvo éxito en añadir nuevas reservas de petróleo liviano y medio tanto en Colombia como en Perú, reemplazando fundamentalmente producción de petróleo liviano y medio mediante perforaciones.
"Nuestra estrategia financiera y de capital permanece enfocada hacia el mantenimiento de estados financieros saludables mediante: (1) la reducción de los costos por operaciones y generales y administrativos; (2) la suspensión del dividendo; (3) la reducción de los gastos de capital para que se ajusten al flujo de efectivo bajo el entorno prevaleciente de precios del petróleo; (4) la asignación del capital a los proyectos más materiales y con los retornos más elevados; (5) el mantenimiento de la liquidez; y (6) la gestión de la responsabilidad de deuda. Estas iniciativas están dirigidas a garantizar el financiamiento para crecimiento futuro y a generar sólidos retornos para nuestros accionistas. Bajo nuestro plan estratégico actual, esperamos ver un modesto aumento de la producción en 2015 y nos hemos posicionado para alcanzar crecimiento acelerado cuando mejoren los precios del petróleo.
"La compañía ha negociado un relajamiento de las cláusulas de la facilidad de crédito rotativa hasta 4,5 veces la deuda en relación con los últimos 12 meses de EBITDA ajustada, lo cual nos brinda flexibilidad adicional con respecto a la deuda. Decidimos que era prudente en este momento retirar toda la facilidad de crédito rotativa, para aumentar nuestra posición en efectivo, en caso de un posible empeoramiento del entorno de los precios del petróleo. Usamos el efectivo obtenido para pagar toda nuestra deuda bancaria a corto plazo de 2015 y 2016, extendiendo el próximo pago de deuda bancaria hasta finales de 2016. Tenemos intenciones de mantener los fondos restantes (que superan los $500 millones) como efectivo en nuestra hoja de balance como forma de protegernos contra una depresión prolongada en los precios internacionales del petróleo Nuestra relación de apalancamiento de deuda permanece bien por debajo de nuestras cláusulas de asunción de bonos de 3,5 veces la deuda en relación con los últimos 12 meses de EBITDA ajustada.
"En resumen, Pacific Rubiales espera en 2015 un retorno a un mejor entorno de precios pero está preparada y bien posicionada para resistir el actual entorno de precios bajos del petróleo. Contamos con una estrategia bien pensada de crecimiento a largo plazo repetible y rentable, y la experiencia en la ejecución de nuestros programas operativos y de capital para entregar resultados Continuamos comprometidos con crear, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otros interesados, la compañía de exploración y desarrollo independiente líder enfocada en América Latina".
Resultados financieros
Resumen financiero |
||||
Año cerrado en |
Tres meses cerrados en |
|||
2014 |
2013 |
2014 |
2013 |
|
Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones) |
4.950,0 |
4.626,9 |
991,5 |
1.202,6 |
EBITDA ajustada ($ millones)1, 4 |
2.484,1 |
2.567,0 |
419,3 |
655,3 |
Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos) |
50% |
55% |
42% |
54% |
EBITDA ajustada por acción1, 4 |
7,87 |
7,95 |
1,33 |
2,02 |
Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) ($ millones)1 |
2.021,2 |
1.913,1 |
409,8 |
476,9 |
Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1 |
6,41 |
5,92 |
1,30 |
1,47 |
Utilidades netas ($ millones) 2 |
(1.309,6) |
426,1 |
(1.660,9) |
140,4 |
Utilidades netas por acción |
(4,15) |
1,32 |
(5,26) |
0,43 |
Producción neta (bpe/d) |
147.423 |
129.386 |
147.075 |
134.313 |
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
158.026 |
134.621 |
161.445 |
143.864 |
Tasa de cambio (COP$ / US$)3 |
2.392,46 |
1.926,83 |
2.392,46 |
1.926,83 |
Promedio de acciones en circulación – básica (millones) |
315,5 |
323,0 |
315,9 |
324,2 |
1 |
Los términos EBITDA ajustada, flujo de caja (flujo de fondos de operaciones) y utilidad neta ajustada de |
2 |
Utilidades netas atribuibles a accionistas de la compañía matriz. |
3 |
Las fluctuaciones de la tasa de cambio COP/USD pueden tener un impacto considerable en la utilidad neta contabilizada de la compañía, en forma de traducción de divisas no concretada en los activos y pasivos financieros de la compañía y saldos de impuestos diferidos denominados en COP. |
4 |
La compañía usa el parámetro EBITDA ajustada que no está contemplado en las IFRS, mientras que en el pasado se usó el término EBITDA. |
Producción
Resumen de la producción neta |
||||
Año cerrado en |
Tres meses |
|||
2014 |
2013 |
2014 |
2013 |
|
Petróleo y líquidos (bbl/d) |
||||
Colombia1 |
134.435 |
117.152 |
133.731 |
122.127 |
Perú |
2.641 |
1.355 |
3.288 |
1.244 |
Total de petróleo y líquidos (bbl/d)1 |
137.076 |
118.507 |
137.019 |
123.371 |
Gas natural (bpe/d)2 |
||||
Colombia |
10.347 |
10.879 |
10.056 |
10.942 |
Total de gas natural (bpe/d) |
10.347 |
10.879 |
10.056 |
10.942 |
Producción equivalente total (bpe/d) |
147.423 |
129.386 |
147.075 |
134.313 |
1 |
Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comprada a FIHC con fecha efectiva |
2 |
Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana. |
Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción en el documento MD&A. |
En 2014, la producción neta de la compañía de 147.423 bpe/d aumentó 14% en comparación con un año antes, impulsada por crecientes volúmenes de producción en los campos de petróleo liviano y medio de la compañía. La producción neta desde el campo Rubiales disminuyó a 60.368 bbl/d desde 70.214 bbl/d en 2013 debido principalmente a capacidad restringida de eliminación de agua y condiciones meteorológicas adversas que afectaron las operaciones. La producción neta en Quifa SW aumentó hasta 26.079 bbl/d durante el cuarto trimestre de 2014, 15% superior que la del mismo período en 2013 y 10% más alta que la del tercer trimestre de 2014, debido en parte a la conexión de pozos productores adicionales y al impacto que tienen los precios más bajos del petróleo sobre los volúmenes de regalías PAP.
Con el aumento en la producción desde los campos de petróleo liviano y medio, ahora representando el 35% de la producción promedio neta total para el cuarto trimestre de la compañía, continúa disminuyendo la dependencia de la producción de Rubiales, que solamente representó el 37% de la producción promedio neta total para el cuarto trimestre, un descenso en comparación con 51% para el cuarto trimestre de 2013.
Producción y volúmenes de ventas
Conciliación de producción a ventas totales |
||||
Año cerrado en |
Tres meses |
|||
2014 |
2013 |
2014 |
2013 |
|
Producción neta |
||||
Petróleo en Colombia (bbl/d)1 |
134.435 |
117.152 |
133.731 |
122.127 |
Gas en Colombia (bpe/d) |
10.347 |
10.879 |
10.056 |
10.942 |
Petróleo en Perú (bbl/d) |
2.641 |
1.355 |
3.288 |
1.244 |
Producción neta total (bpe/d)1 |
147.423 |
129.386 |
147.075 |
134.313 |
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
||||
Producción disponible para la venta (bpe/d) |
147.423 |
129.386 |
147.075 |
134.313 |
Volúmenes de diluyente (bbl/d) |
2.405 |
5.085 |
1.795 |
2.261 |
Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d) |
12.085 |
3.832 |
14.237 |
3.399 |
Acuerdo PAP (bbl/d)2 |
(1.232) |
(3.492) |
- |
(6.363) |
Movimiento de inventario y otros (bpe/d)3 |
(2.655) |
(190) |
(1.662) |
10.254 |
Total de volúmenes vendidos (bpe/d) |
158.026 |
134.621 |
161.445 |
143.864 |
1 |
Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comprada a FIHC con fecha efectiva el 1 de abril de 2014 |
2 |
Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013 y 2014 relacionado con el |
3 |
Incluye volúmenes para el llenado del oleoducto Bicentenario. |
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y destilado para mezcla de diluyente con la producción de petróleo pesado, los cuales se incluyeron en la partida "volúmenes vendidos" informada. Los volúmenes de ventas también resultan afectados por el movimiento relativo en inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos aparecen reconocidos en los volúmenes respectivos vendidos durante el período.
La producción disponible para la venta para el año aumentó hasta 147.423 bpe/d desde 129.386 bpe/d en 2013 (un incremento de 14%), debido a mayores volúmenes en los campos productores. A pesar de un aumento en la producción neta de petróleo pesado de la compañía con respecto a los niveles de 2012, los volúmenes de diluyente comprados disminuyeron 53% - como resultado del reemplazo del diluyente comprado por su propio petróleo crudo liviano. Los volúmenes de petróleo para comercialización para el año aumentaron hasta 12.085 bbl/d desde 3.832 bbl/d hace un año, mientras que los balances de inventario para el año disminuyeron hasta 2.655 bpe/d acumulados desde 190 bpe/d acumulados en comparación con 2013.
Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para venta, volúmenes de diluyente comprados, volúmenes de petróleo para comercialización y cambios de balance en el inventario, aumentaron hasta 158.026 bpe/d en el año actual desde 134.621 bpe/d hace un año (un incremento de 17%).
Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas
Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks |
||||||||||||
Año cerrado |
Año cerrado |
Tres meses |
Tres meses |
|||||||||
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
|
Volúmenes de producción vendidos (bpe/d)1 |
135.622 |
10.319 |
145.941 |
120.002 |
10.787 |
130.789 |
137.083 |
10.125 |
147.208 |
129.547 |
10.918 |
140.465 |
Precio de las ventas del petróleo crudo y el gas natural ($/bpe) |
89,46 |
31,27 |
85,35 |
99,05 |
37,27 |
93,95 |
68,27 |
29,97 |
65,64 |
95,54 |
32,69 |
90,66 |
Costos de producción ($/bpe) |
15,98 |
3,86 |
15,12 |
15,24 |
5,11 |
14,41 |
14,40 |
4,42 |
13,71 |
14,80 |
4,24 |
13,98 |
Costos por transportación ($/bpe) |
13,93 |
0,07 |
12,95 |
14,54 |
0,10 |
13,35 |
11,70 |
0,33 |
10,92 |
13,29 |
- |
12,26 |
Costos del diluyente ($/bpe) |
2,33 |
- |
2,16 |
5,46 |
- |
5,01 |
1,95 |
- |
1,81 |
2,32 |
- |
2,14 |
Subtotal de costos ($/bpe) |
32,24 |
3,93 |
30,23 |
35,24 |
5,21 |
32,77 |
28,05 |
4,75 |
26,44 |
30,41 |
4,24 |
28,38 |
Otros costos ($/bpe)2 |
1,42 |
2,04 |
1,46 |
1,77 |
2,62 |
1,84 |
0,80 |
1,75 |
0,87 |
4,53 |
3,02 |
4,42 |
Costos por extracción por exceso/por defecto ($/bpe) |
(1,26) |
(0,03) |
(1,18) |
(1,56) |
- |
(1,43) |
(0,03) |
0,04 |
(0,03) |
(1,71) |
0,07 |
(1,57) |
Costos totales ($/bpe) |
32,40 |
5,94 |
30,51 |
35,45 |
7,83 |
33,18 |
28,82 |
6,54 |
27,28 |
33,23 |
7,33 |
31,23 |
Netback por operaciones ($/bpe) |
57,06 |
25,33 |
54,84 |
63,60 |
29,44 |
60,77 |
39,45 |
23,43 |
38,36 |
62,31 |
25,36 |
59,43 |
1 |
Los volúmenes de producción vendidos excluyen los volúmenes de petróleo para comercialización. |
||||||||||||
2 |
Incluye las regalías PAP pagadas. |
||||||||||||
Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y netbacks en el documento MD&A. |
|||||||||||||
En comparación con el cuarto trimestre de 2013, la compañía redujo sus costos en las tres categorías de costos: producción, transportación y diluyente. El costo de producción disminuyó desde $13,98/bpe en el cuarto trimestre de 2013 hasta $13,71/bpe en 2014, como resultado de optimizaciones de costos en el campo y la puesta en funcionamiento del proyecto de línea de transmisión eléctrica PEL. El costo por transportación para el trimestre disminuyó desde $12,26/bpe en 2013 hasta $10,92/bpe para 2014 ya que la interrupción en el oleoducto Bicentenario fue menor en el cuarto trimestre. El costo por diluyente continuó disminuyendo ya que la compañía utilizó a cabalidad la producción de petróleo liviano y medio procedente de adquisiciones previas y descubrimientos nuevos.
Para el año 2014, los costos totales por operaciones de la compañía (incluyendo de extracción por exceso, regalías y otros costos) disminuyeron hasta un promedio de $30,51/bpe, en comparación con $33,18/bpe para 2013. Hacia la segunda mitad de 2014 se alcanzaron reducciones adicionales en costos, ya que la compañía tuvo costos por operación incluso menores de $27,28/bpe durante el cuarto trimestre de 2014, en comparación con $31,23 en el mismo período hace un año.
La compañía también reporta por separado el netback en el petróleo crudo para comercialización, el cual fue de $0,67/bbl en 2014, en comparación con $1,54/bbl en 2013. Para el cuarto trimestre de 2014, el netback en el petróleo crudo para comercialización fue de $1,01/bbl, en comparación con $0,76/bbl en el mismo período hace un año. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.
Reservas en 2014
Las siguientes tablas ofrecen un resumen de la información contenida en los reportes sobre reservas independientes elaborados por RPS Energy Canada Ltd. ("RPS"); Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"); Netherland, Sewell & Associates, Inc. ("NSAI"); y Degolyer and MacNaughton Limited ("D&M") con fecha efectiva el 31 de diciembre de 2014.
Estos reportes se elaboraron de acuerdo con las definiciones, normas y procedimientos incluidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (Manual Canadiense para Evaluación de Petróleo y Gas) ("Manual COGE") y el Instrumento Nacional 51-101 – Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas ("NI 51-101") y se incluyeron en el Formulario NI51-101 F1 - Declaración de datos de Reservas y otra información sobre petróleo y gas para Pacific Rubiales Energy Corp. (el "Reporte F1") de la compañía presentado ante el SEDAR. Se incluye información adicional sobre reservas según se requiere bajo el NI 51-101 en el Formulario de Información Anual de la compañía con fecha 18 de marzo de 2015.
Todas las reservas presentadas se basan en los precios pronosticados y los costos estimados efectivos a la fecha del 31 de diciembre de 2014 según fueron determinados por los evaluadores de reservas independientes de la compañía. Las reservas netas después de regalías de la compañía incorporan todas las regalías aplicables bajo las legislaciones tributarias de Colombia y Perú basándose en el pronóstico de precios y tasas de producción, incluyendo cualquier interés de participación adicional ("PAP") relacionado con el precio del petróleo aplicable a determinados bloques colombianos, al cierre del año 2014.
Conciliación de reservas 2P 2014 |
||
Equivalente a petróleo Reservas 2P brutas |
Equivalente a petróleo Reservas 2P netas |
|
31 de diciembre de 20131 |
702,2 |
613,3 |
Adiciones netas y revisiones técnicas |
(35,1) |
(20,3) |
Revisiones económicas |
(41,3) |
(28,3) |
Producción3 |
(65,3) |
(53,8) |
31 de diciembre de 2014 |
560,5 |
510,9 |
Notas: |
1 |
Declaración de datos de reservas y otra información sobre petróleo y gas a la fecha del 31 |
2 |
Bpe se expresa en este comunicado de prensa usando la norma de conversión de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida |
3 |
La producción representa la producción para el período de 12 meses cerrado el |
Nota: Puede que la suma de los números en la tabla no sea exacta debido a diferencias en el redondeo. |
En 2014, las reservas de la compañía resultaron afectadas por los pronósticos de precios del petróleo considerablemente más bajos, lo cual dio como resultado revisiones económicas además del impacto de revisiones técnicas de curso normal según fueron evaluadas por los evaluadores independientes de reservas de la compañía. La mayoría de la reducción en las reservas está relacionada con los campos de petróleo pesado de la compañía (aproximadamente 90%). Las reducciones en la reserva de petróleo pesado relacionadas con el campo Rubiales se debieron a que el rendimiento en el campo no alcanza los pronósticos previos antes de que expire el contrato del campo a mediados del año 2016. Las revisiones económicas como resultado de precios más bajos del petróleo por lo general pueden revertirse con precios más altos del petróleo, lo cual resultaría en revisiones económicas positivas en el futuro.
Sin embargo, es importante destacar que la compañía tuvo éxito en la exploración y que añadió nuevas reservas de petróleo liviano y medio tanto en Colombia como en Perú. La compañía aproximadamente reemplazó la producción de petróleo liviano y medio mediante descubrimientos de exploración lo cual se espera que sea seguido por más adiciones debidas a perforación de exploración y delineado en el futuro.
Reservas a la fecha del 31 de diciembre de 2014 (MMbpe1) |
||||||||
País |
Campo |
Probadas totales (P1) |
Probables (P2) |
Probadas más |
Tipo de hidrocarburo |
|||
Bruta |
Neta |
Bruta |
Neta |
Bruta |
Neta |
|||
Colombia |
Rubiales |
40,2 |
32,1 |
- |
- |
40,2 |
32,1 |
Petróleo pesado |
Quifa SW |
67,3 |
54,4 |
6,4 |
5,1 |
73,7 |
59,5 |
Petróleo pesado |
|
Otros bloques de petróleo pesado2 |
58,6 |
50,7 |
103,4 |
90,5 |
162,0 |
141,3 |
Petróleo pesado |
|
Bloques de petróleo liviano/medio |
62,8 |
57,8 |
20,4 |
18,7 |
83,2 |
76,5 |
Petróleo liviano y medio |
|
Bloques de gas natural3 |
99,4 |
99,4 |
26,4 |
26,4 |
125,8 |
125,8 |
Gas natural |
|
Subtotal |
328,3 |
294,5 |
156,6 |
140,8 |
484,9 |
435,3 |
Petróleo y gas natural |
|
Perú |
Petróleo liviano/medio y gas natural |
20,5 |
20,5 |
55,1 |
55,1 |
75,6 |
75,6 |
Petróleo y gas natural |
Total a la fecha de 31 de dic. de 2014 |
348,8 |
315,0 |
211,7 |
195,9 |
560,5 |
510,9 |
Petróleo y gas natural |
|
Total a la fecha de 31 de dic. de 2013 |
455,0 |
388,6 |
247,2 |
224,6 |
702,2 |
613,3 |
||
Diferencia |
(106,1) |
(73,6) |
(35,6) |
(28,8) |
(141,7) |
(102,4) |
||
Producción en 2014 |
64,3 |
53,8 |
Reservas totales |
(77,4) |
(48,6) |
|||
Notas: |
||||||||
1 |
Véase la sección "Conversión de bpe" en las Advertencias, al final de este comunicado de prensa. |
|||||||
2 |
Incluye las propiedades Cajua, Quifa Norte, Sabanero, CPE-6 y Río Ariari. |
|||||||
3 |
Incluye las propiedades La Creciente y Guama. |
|||||||
En la tabla anterior, bruta se refiere a la participación antes de regalías; neta se refiere a la participación después de regalías; los números en la tabla puede que no sean exactos debido a diferencias en el redondeo. |
Actualización sobre la exploración
Durante 2014, se perforó un total de 56 pozos de exploración (incluyendo pozos estratigráficos y de evaluación) los cuales dieron como resultado 43 descubrimientos, alcanzándose un índice de éxito de 77% para el año. En el cuarto trimestre de 2014, la compañía perforó o participó en 17 pozos de exploración, incluyendo 13 pozos ubicados en Colombia, dos en Perú, uno en la cuenca Santos costa afuera en Brasil y uno en Papúa Nueva Guinea. Esta campaña de perforación dio como resultado nuevos descubrimientos en los bloques Canaguaro, Llanos-19, Corcel, Guatiquía y Quifa en Colombia, en el bloque PPL-475 (formalmente PPL-237) en Papúa Nueva Guinea y en el bloque S-M-1165 costa afuera en Brasil. Pueden encontrarse detalles adicionales en los documentos MD&A trimestrales y del cierre del año 2014 de la compañía.
Detalles de la conferencia telefónica del cuarto trimestre y el año cerrado en 2014
La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el miércoles, 18 de marzo de 2015 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá), 9:00 a.m. (hora de Toronto) y 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del cuarto trimestre y el cierre del año 2014 de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, José Francisco Arata, presidente, y miembros selectos de la alta gerencia.
La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada estará disponible una presentación en el sitio web de la compañía, al cual se puede tener acceso en www.pacificrubiales.com.
Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:
Número de participante (Internacional/Local): |
(647) 427-7450 |
Número de participante (Llamada gratuita en Colombia): |
01-800-518-0661 |
Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte): |
(888) 231-8191 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés): |
76799583 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma español): |
76947816 |
Transmisión en la web: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html |
Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del miércoles, 1 de abril de 2015, a la cual se podrá tener acceso marcando los siguientes números:
Número de marcación gratuito para la repetición: |
1-855-859-2056 |
Número de marcación local: |
(416)-849-0833 |
ID de la repetición (Participantes en idioma inglés): |
76799583 |
ID de la repetición (Participantes en idioma español): |
76947816 |
Pacific Rubiales es una compañía pública canadiense que es líder en la exploración y producción de gas natural y petróleo crudo, con operaciones enfocadas hacia América Latina. La compañía tiene una cartera diversificada de activos con participaciones en más de 90 bloques de exploración y producción en siete países, que son Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Guyana, Papúa Nueva Guinea y Belice. La estrategia de la compañía está enfocada hacia el crecimiento sostenible en producción y reservas y hacia la generación de efectivo. Pacific Rubiales está comprometida con llevar a cabo sus actividades comerciales de forma segura y de una manera social y medioambientalmente responsable.
Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.
Advertencias
Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o acontecimientos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea, Guyana y México; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 18 de marzo de 2015 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com . Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.
Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir materialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.
Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y gas natural ofrecidos en este comunicado de prensa tomados de los reportes sobre reservas independientes son solo estimados, y no hay garantías de que se recuperarán las reservas estimadas. Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural al final pueden ser mayores o menores que los estimados ofrecidos.
Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.
Conversión de bpe
En este comunicado de prensa se utiliza el término "bpe". La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.
Las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión peruana de 5,626 Mpc: 1 bbl requerida por Perupetro S.A. Si se utilizara una norma de conversión de 6,0 Mpc: 1 bbl para todas las reservas de gas natural de la compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas P1 y 2P netas de la compañía de aproximadamente 4,9 y 6,9 MMbpe, respectivamente.
Definiciones
Bpc |
Mil millones de pies cúbicos. |
Bpce |
Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. |
bbl |
Barril de petróleo. |
bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
bpe |
Barril de petróleo equivalente La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. |
bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
Mbbl |
Mil barriles. |
Mbpe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
MMbbl |
Millón de barriles. |
MMbpe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
Mpc |
Mil pies cúbicos. |
Millón de toneladas de GNL |
Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de |
Producción neta |
Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías. |
Producción total en el campo |
100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación y regalías. |
Producción bruta |
Producción correspondiente a la participación de la compañía antes de la deducción de regalías |
WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
Traducción
Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.
Contacto: Frederick Kozak, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Senior, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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