Pacific Rubiales anuncia resultados del primer trimestre de 2015: reporta producción neta récord, volúmenes de ventas y menores costos de operaciones en efectivo
TORONTO, 15 de mayo de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (la "compañía" y "Pacific Rubiales") dio a conocer hoy sus resultados financieros consolidados sin auditar para el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2015, junto con su documento Discusión y Análisis de la Gerencia ("MD&A"). 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. Una presentación corporativa relacionada con los resultados del primer trimestre será presentada en el sitio web de la compañía. 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 neta para el trimestre alcanzó la cifra récord de 152.650 bpe/d, un incremento de 4% en comparación con el cuarto trimestre de 2014, y dentro de la guía de la compañía (150.000 - 160.000 bpe/d). Este incremento en la producción se debió principalmente a mayor producción de petróleo liviano y medio, y a incrementos en el campo Quifa SW.
- La producción de petróleo liviano y medio aumentó 18% con respecto al primer trimestre de 2014 y 8% con respecto al cuarto trimestre de 2014 hasta 55.587 bbl/d.
- La producción neta en el campo Quifa SW aumentó hasta 29.812 bbl/d durante el primer trimestre de 2015, 14% más alta que la del cuarto trimestre de 2014 y 34% más alta que la del mismo período de 2014.
Aspectos financieros destacados:
- Los ingresos para el trimestre fueron de $800 millones, un descenso de 19% en comparación con el cuarto trimestre de 2014, debido al descenso en los precios del mercado para el petróleo crudo.
- Las ventas promedio de petróleo y gas (incluyendo comercialización) para el primer trimestre llegaron a una cifra récord de 180.086 bpe/d, un incremento de 19% en comparación con el mismo período de 2014.
- El netback por operaciones combinado en la producción de petróleo y gas para el trimestre fue de $22,73/bpe en comparación con $38,36/bpe en el cuarto trimestre de 2014. La disminución fue atribuible al considerable descenso de los precios del mercado para el petróleo crudo.
- Reducciones considerables y continuas de los costos por operaciones en efectivo con los costos por operaciones subyacentes (excluyendo extracciones por exceso/defecto y otros costos) disminuyendo 20% con respecto al trimestre anterior y 34% con respecto al mismo período hace un año.
- Los gastos generales y administrativos fueron de $55 millones en el primer trimestre de 2015, una disminución con respecto a $98 millones en el cuarto trimestre de 2014 y $75 millones en el primer trimestre de 2014.
- La EBITDA ajustada disminuyó en 36% hasta $270 millones en comparación con $419 millones en el cuarto trimestre de 2014.
- El flujo de caja (flujo de fondos de operaciones) para el trimestre fue de $157 millones.
- La pérdida neta para el primer trimestre de 2015 fue de $722 millones, reflejando el considerable descenso en los precios concretados del petróleo crudo así como un cargo por deterioro no en efectivo sobre los activos. Entre otras partidas no en efectivo que afectaron las utilidades estuvieron las pérdidas por cambio de divisas no realizadas y depreciación, agotamiento y amortización (DD&A).
- Los gastos totales de capital disminuyeron hasta $226 millones en el primer trimestre de 2015, en comparación con $758 millones en el cuarto trimestre de 2014 y $469 millones en el primer trimestre de 2014.
Aspectos destacados adicionales:
- La compañía logró una enmienda a ciertas cláusulas en su facilidad de crédito rotativa y deuda bancaria, aumentando la relación de deuda bruta sobre los últimos 12 meses de EBITDA ajustada de 3,5:1,0 a 4,5:1,0.
- La compañía extrajo $1.000 millones de la facilidad de crédito rotativa y usó parte de este efectivo para pagar $384 millones de la deuda bancaria a corto plazo de 2015 y 2016, y para contribuir a los $860 millones de dólares en efectivo en la hoja de balance a la fecha del 31 de marzo de 2015.
- Como se anunció el 5 de mayo de 2015, la compañía ha comenzado conversaciones exclusivas con respecto a una oferta por parte de ALFA, S.A.B. de C.V. ("ALFA") y Harbour Energy Ltd. ("Harbour Energy"), mediante la cual estas compañías adquirirían todas las acciones ordinarias emitidas y en circulación en el capital de la compañía ("acciones ordinarias") no poseídas por ALFA a un precio de C$6,50 por acción, sujeto al completamiento de la documentación definitiva y a la aprobación requerida por parte de la junta directiva y de los accionistas. Si la oferta avanza, sería una transacción con una parte relacionada bajo las leyes de títulos valores correspondientes y por tanto será revisada por un comité independiente de la junta directiva que ha contratado a asesores financieros con el objetivo de que brinden una valuación independiente en concordancia con las leyes de títulos valores. Si la transacción es aprobada por la junta directiva requerirá entonces la aprobación de los accionistas en una reunión especial donde esta transacción debe ser aprobada por dos terceras partes de todos los accionistas votando en la reunión y por una mayoría de los accionistas minoritarios votando en la reunión.
- La compañía recibió $200 millones procedentes de una venta por adelantado prepagada de petróleo crudo negociada con una empresa comercializadora de energía global para la entrega de seis millones de barriles de petróleo crudo durante un período de seis meses.
- En el trimestre se perforaron ocho pozos de exploración (incluyendo pozos estratigráficos y de evaluación), que dieron como resultado seis descubrimientos. Esto representó una tasa de éxito de 75% para el trimestre, en comparación con 56% en el mismo período de 2014. Los éxitos de exploración, localizados principalmente en los Llanos Centrales y Orientales en Colombia han añadido aproximadamente 10.000 bbl/d de producción de petróleo liviano durante el pasado año.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:
"En mi más reciente Mensaje a los Accionistas al cierre del año 2014, destaqué algunos de los planes que estábamos poniendo en práctica para alinear las operaciones de la compañía con el entorno de bajos precios del petróleo. Como accionista, usted debe estar muy complacido del hecho que el incansable y diligente equipo de Pacific Rubiales ha cumplido con la promesa que le hizo. Podrá apreciar en los resultados del primer trimestre que la compañía ha reducido considerablemente sus gastos generales y administrativos y los costos de operaciones en efectivo. A pesar de que estas reducciones no compensan en su totalidad por el impresionante descenso en los precios del petróleo en el primer trimestre de 2015, las mismas garantizan la rentabilidad de la compañía durante el resto de 2015 y posteriormente, dentro de los escenarios esperados para los precios del petróleo.
"Como usted sabe, el 5 de mayo anunciamos que la compañía está enfrascada en conversaciones exclusivas con uno de nuestros mayores accionistas, ALFA y su socio Harbour Energy, con vistas a la posible adquisición de la compañía.
"Durante el primer trimestre, y continuando en el segundo trimestre de 2015, hemos alcanzado volúmenes de producción que constituyen récords históricos. En estos momentos estamos promediando más de 155.000 bpe/d – lo cual representa un incremento con respecto a nuestra tasa de producción de aproximadamente 150.000 bpe/d en 2014. Este es un incremento más pequeño en comparación con años anteriores, pero quiero enfatizar que este aumento en la producción se debe a la calidad de los recursos de petróleo liviano y medio de la compañía y a nuevos e importantes descubrimientos llevados a cabo en 2014 en la región del Piedemonte llanero de Colombia. La exploración continua en 2015 ha identificado un número de otros prospectos de exploración similares a los descubrimientos ya realizados y algo que es muy importante, ha dado como resultado un número considerable de lugares para perforaciones de desarrollo de petróleo liviano que deben permitir que el aumento de la producción continúe bien entrado en el 2016. Además, hemos confirmado el potencial del descubrimiento Kangaroo, costa afuera en Brasil, y anunciado un segundo descubrimiento de petróleo potencialmente similar cercano al prospecto Echidna.
"Para el primer trimestre de 2015, generamos $800 millones en ingresos, $270 millones en EBITDA ajustada y $157 millones en flujo de fondos procedentes de operaciones. Nuestras utilidades fueron menores en comparación con el cuarto trimestre de 2014, debido a la tendencia a la baja de los precios del petróleo crudo y a un cargo por deterioro no en efectivo de $411 millones (después de impuestos) contra nuestros activos de exploración y fondo de comercio. Nuestro netback por operaciones para el trimestre fue de 22,73/bpe, y también estuvo afectado por precios más bajos del petróleo.
"Continuamos racionalizando nuestras operaciones para alcanzar mayores reducciones de costos durante el trimestre, con costos por operaciones subyacentes de $21,21/bpe y costos totales por operaciones (incluyendo extracción por exceso y otros costos) de $26,72/bpe, en comparación con $26,44/bpe y $27,28/bpe respectivamente para el cuarto trimestre de 2014.
"Durante el trimestre, negociamos con éxito el relajamiento de las cláusulas de mantenimiento de nuestra facilidad de crédito rotativa de $1.000 millones y la deuda bancaria. El cálculo de la relación de deuda bruta sobre los últimos 12 meses de EBITDA ajustada se cambió de 3,5:1,0 a 4,5:1,0; una muestra del apoyo y la confianza que nos han brindado nuestros prestamistas de larga data.
"Durante el trimestre también cerramos una transacción mediante la cual recibimos $200 millones por adelantado como prepago parcial por seis millones de barriles de petróleo en una venta futura que se llevará a cabo durante los próximos seis meses, como parte de nuestro programa de gestión de capital de trabajo. Además, anunciamos la intención de una tercera parte de adquirir el 30% de Pacific Midstream por $200 millones, lo cual se espera que se concrete en este trimestre. Como resultado, esperamos ver una mejora en nuestra deuda bancaria neta y a largo plazo (excluyendo deficiencias de capital de trabajo) la cual fue de aproximadamente $4.400 millones al cierre del primer trimestre de 2015.
"Siguiendo adelante, nuestra estrategia financiera y de capital permanece enfocada hacia el mantenimiento de estados financieros saludables mediante: (1) mantenimiento de costos por operaciones y gastos generales y administrativos reducidos; (2) reducción de los gastos de capital para que coincidan con el flujo de caja bajo el entorno prevaleciente de precios del petróleo; (3) asignación de capital a los proyectos más materiales y con los retornos más altos; (4) mantenimiento de la liquidez; y (5) puesta en práctica de iniciativas estratégicas de gestión de responsabilidad; todo esto dirigido a garantizar el financiamiento para el crecimiento futuro y la generación de sólidos retornos para nuestros accionistas".
Resultados financieros
Resumen financiero |
||||||||||
2015 |
2014 |
|||||||||
1T |
4T |
1T |
||||||||
Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones) |
799,8 |
991,5 |
1.283,5 |
|||||||
EBITDA ajustada ($ millones)1, 4 |
269,6 |
419,3 |
708,2 |
|||||||
Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos) |
34% |
42% |
55% |
|||||||
EBITDA ajustada por acción1, 4 |
0,86 |
1,33 |
2,23 |
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Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) ($ millones)1 |
156,9 |
409,8 |
473,6 |
|||||||
Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1 |
0,50 |
1,30 |
1,49 |
|||||||
Utilidades (pérdidas) netas producto de operaciones antes del cargo por deterioro |
(138,9) |
(40,6) |
330,8 |
|||||||
Utilidades (pérdidas) netas ($ millones) 2 |
(722,3) |
(1.660,9) |
119,2 |
|||||||
Utilidades (pérdidas) netas por acción |
(2,31) |
(5,26) |
0,38 |
|||||||
Producción neta (bpe/d) |
152.650 |
147.075 |
148.827 |
|||||||
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
180.086 |
161.445 |
151.847 |
|||||||
Tasa de cambio (COP$ / US$)3 |
2.576,05 |
2.392,46 |
1.965,32 |
|||||||
Promedio de acciones en circulación – básica (millones) |
313,3 |
315,9 |
317,8 |
|||||||
1 Los términos EBITDA ajustada y flujo de caja (flujo de fondos de operaciones), son parámetros no contemplados en las Normas Internacionales de Reportes Financieros (IFRS, por sus siglas en inglés). Consulte las advertencias y las conciliaciones en el documento MD&A |
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2 Utilidad neta atribuible a accionistas de la compañía matriz. |
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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. |
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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. Nuestro cálculo de este parámetro no ha cambiado con respecto a trimestres anteriores, pero la terminología ha cambiado, siguiendo la guía ofrecida por la Comisión de Valores de Ontario (Ontario Securities Commission). |
Producción
Resumen de la producción neta |
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2015 |
2014 |
||||||||||||
1T |
4T |
1T |
|||||||||||
Petróleo y líquidos (bbl/d) |
|||||||||||||
Colombia |
141.238 |
133.731 |
135.694 |
||||||||||
Perú |
2.856 |
3.288 |
2.424 |
||||||||||
Total de petróleo y líquidos (bbl/d) |
144.094 |
137.019 |
138.118 |
||||||||||
Gas natural (bpe/d)1 |
|||||||||||||
Colombia |
8.556 |
10.056 |
10.709 |
||||||||||
Total de gas natural (bpe/d) |
8.556 |
10.056 |
10.709 |
||||||||||
Producción equivalente total (bpe/d) |
152.650 |
147.075 |
148.827 |
||||||||||
1 Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana. |
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Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción en el documento MD&A. |
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En 2015, la producción neta de la compañía de 152.650 bpe/d aumentó 4% en comparación con el cuarto trimestre de 2014, impulsada por crecientes volúmenes de producción en los campos de petróleo liviano y medio de la compañía. El aumento de la producción fue compensado por una disminución de 17% en la producción neta en el campo Rubiales en comparación con el mismo período de 2014. Los menores volúmenes de producción desde el maduro campo Rubiales se debieron principalmente a la capacidad restringida de disposición de agua como resultado de retrasos en los permisos del proyecto de riego con agua Agrocascada. La producción neta en el campo Quifa SW aumentó hasta 29.812 bbl/d durante el primer trimestre de 2015, 34% más alta que la del mismo período de 2014 y 14% más alta que la del cuarto trimestre de 2014.
Con el aumento en la producción desde los campos de petróleo liviano y medio, ahora representando el 36% de la producción promedio neta total para el primer trimestre de la compañía, continúa disminuyendo la dependencia de la producción de Rubiales, que solamente representó el 35% de la producción neta total para el primer trimestre, un descenso en comparación con 44% para el primer trimestre de 2014.
Producción y volúmenes de ventas
Conciliación de producción a ventas totales |
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2015 |
2014 |
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1T |
4T |
1T |
||||||||
Producción neta |
||||||||||
Petróleo en Colombia (bbl/d) |
141.238 |
133.731 |
135.694 |
|||||||
Gas en Colombia (bpe/d) |
8.556 |
10.056 |
10.709 |
|||||||
Petróleo en Perú (bbl/d) |
2.856 |
3.288 |
2.424 |
|||||||
Producción neta total (bpe/d) |
152.650 |
147.075 |
148.827 |
|||||||
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
||||||||||
Volúmenes de producción (bpe/d) |
152.650 |
147.075 |
148.827 |
|||||||
Volúmenes de diluyente (bbl/d) |
325 |
1.795 |
3.211 |
|||||||
Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d) |
15.524 |
14.237 |
10.586 |
|||||||
Acuerdo PAP (bbl/d)1 |
0 |
0 |
(4.996) |
|||||||
Movimiento de inventario y otros (bbl/d) |
11.587 |
(1.662) |
(5.781) |
|||||||
Total de volúmenes vendidos (bpe/d) |
180.086 |
161.445 |
151.847 |
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1 Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013 y 2014 relacionado con el acuerdo de arbitraje PAP final. Al cierre del primer trimestre de 2014, la compañía había entregado en su totalidad los volúmenes PAP pendientes del período anterior |
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Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción y el volumen de ventas en el documento MD&A. |
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y destilados para usar como diluyentes para mezclar 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.
Los volúmenes de producción para el trimestre aumentaron hasta 152.650 bpe/d desde 148.827 bpe/d en comparación con el mismo período hace un año (un incremento de 3%), debido a mayores volúmenes en los campos productores. Los volúmenes de diluyente para el trimestre disminuyeron hasta 325 bbl/d desde 1.795 bbl/d en el cuarto trimestre de 2014 y 3.211 bbl/d en el mismo período hace un año. Los volúmenes de diluyente continuaron disminuyendo ya que utilizamos a cabalidad la producción de petróleo liviano y medio procedente de adquisiciones previas y descubrimientos nuevos, además del acceso a nuevos arreglos para el suministro de diluyente a menor costo. Los volúmenes de petróleo para comercialización para el trimestre aumentaron hasta 15.524 bbl/d desde 10.586 bbl/d hace un año. El balance de inventario ha disminuido como resultado de los 11.587 bbl/d extraídos en el primer trimestre en comparación con una acumulación de 5.781 en el mismo período hace un año.
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 180.086 bpe/d en el trimestre actual desde 151.847 bpe/d hace un año (un incremento de 19%).
Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas
Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks |
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2015 1T |
2014 4T |
2014 1T |
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Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
|||||||||||
Volúmenes de producción vendidos |
155.967 |
8.595 |
164.562 |
137.083 |
10.125 |
147.208 |
130.526 |
10.735 |
141.261 |
||||||||||
Precio de las ventas del petróleo crudo |
50,38 |
32,48 |
49,45 |
68,27 |
29,97 |
65,64 |
98,44 |
31,80 |
93,38 |
||||||||||
Costos de producción ($/bpe) |
8,55 |
4,26 |
8,33 |
14,40 |
4,42 |
13,71 |
16,51 |
4,18 |
15,57 |
||||||||||
Costos por transportación ($/bpe) |
11,75 |
0,82 |
11,18 |
11,70 |
0,33 |
10,92 |
15,02 |
0,01 |
13,88 |
||||||||||
Costos del diluyente ($/bpe) |
1,80 |
- |
1,70 |
1,95 |
- |
1,81 |
2,90 |
- |
2,68 |
||||||||||
Subtotal de costos ($/bpe) |
22,10 |
5,08 |
21,21 |
28,05 |
4,75 |
26,44 |
34,43 |
4,19 |
32,13 |
||||||||||
Otros costos ($/bpe)2 |
1,46 |
0,30 |
1,40 |
0,80 |
1,75 |
0,87 |
1,24 |
1,93 |
1,29 |
||||||||||
Costos por extracción por exceso/por defecto ($/bpe) |
4,34 |
(0,08) |
4,11 |
(0,03) |
0,04 |
(0,03) |
(4,21) |
0,64 |
(3,84) |
||||||||||
Costos totales ($/bpe) |
27,90 |
5,30 |
26,72 |
28,82 |
6,54 |
27,28 |
31,46 |
6,76 |
29,58 |
||||||||||
Netback por operaciones ($/bpe) |
22,48 |
27,18 |
22,73 |
39,45 |
23,43 |
38,36 |
66,98 |
25,04 |
63,80 |
||||||||||
1 Los volúmenes de producción vendidos excluyen los volúmenes de petróleo para comercialización e incluyen los volúmenes de diluyente vendidos. |
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2 Incluye regalías pagadas en efectivo. |
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Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y netbacks en el documento MD&A. |
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El costo de producción combinado descendió hasta $8,33/bpe en el primer trimestre de 2015 desde $13,71/bpe en el cuarto trimestre de 2014, como resultado de reducciones de costos de extracción en el campo así como de la depreciación del peso colombiano en relación con el dólar estadounidense. Los costos por transportación combinados para el trimestre aumentaron ligeramente desde $10,92/bpe en el cuarto trimestre de 2014 hasta $11,18/bpe en el primer trimestre de 2015, con mínima interrupción del oleoducto Bicentenario. 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, además del acceso a nuevos arreglos para el suministro de diluyente a menor costo. Los costos por operaciones totales de la compañía (incluyendo extracción por exceso/defecto y otros costos) disminuyeron hasta $26,72/bpe en el trimestre actual, en comparación con $29,58/bpe en el mismo período hace un año. Durante el año puede que se materialicen reducciones adicionales de costos.
La compañía también reporta por separado el netback en el petróleo crudo para comercialización, el cual fue de $2,52/bbl en el trimestre actual, en comparación con $1,19/bbl en el mismo período hace un año. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.
Actualización sobre la exploración
Durante el primer trimestre de 2015, la compañía perforó o estuvo asociada en la perforación de ocho pozos, compuestos por cinco pozos de exploración y tres pozos de evaluación. De estos pozos, seis encontraron hidrocarburos económicamente explotables y dos pozos fueron abandonados como agujeros secos, para un índice de éxito general de 75%. Los pozos de exploración en el primer trimestre de 2015 dieron como resultado un nuevo descubrimiento en el bloque Quifa en Colombia y confirmaron el descubrimiento Kangaroo en el bloque S-M-1165 costa afuera y Brasil, a la vez que se perforaron pozos de evaluación exitosos en el bloque Guatiquía en Colombia y en el bloque 131 en Perú. Luego del cierre del trimestre, se realizó un nuevo descubrimiento (Echidna-1) en el bloque S-M-1102, costa afuera en Brasil. Pueden encontrarse detalles adicionales en los documentos MD&A del primer trimestre de 2015 de la compañía.
Acerca de Pacific Rubiales
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 aproximadamente 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 bajo los símbolos PRE y PREC, 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 miércoles, 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 sustancialmente 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 |
Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de m3 |
Producción |
Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías. |
Producción total |
100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación y regalías. |
Producción |
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. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y su contraparte traducida, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.
Frederick Kozak, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-7992, +1 (403) 606-3165; 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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