Pacific Rubiales anuncia resultados del segundo trimestre de 2013: Solidez sostenida de la producción y generación de flujo de caja; ya se observan resultados de las iniciativas de reducción de costos; resultados alentadores del proyecto piloto Star

TORONTO, 12 de agosto de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados sin auditar para el trimestre cerrado el 30 de junio de 2013, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia). Estos documentos se publicarán en el sitio de la compañía en www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev y el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/. 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.

La compañía ha programado una teleconferencia para inversores y analistas el viernes 9 de agosto de 2013 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 segundo trimestre de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar que se ofrecen al final de este comunicado de prensa.

Resumen y aspectos destacados

  • Producción bruta de 156.099 bpe/d, un incremento de aproximadamente 2.100 bpe/d en comparación con el primer trimestre de este año. Aunque la producción bruta aumentó en comparación con el primer trimestre, la producción neta estuvo de acuerdo a lo esperado después de tomar en cuenta los volúmenes adicionales relacionados con la decisión de arbitraje de cláusula de provisión por precios altos en Quifa SW ("PAP").
  • Producción neta de 127.555 bpe/d, un incremento de 38% en comparación con el mismo período en 2012. La producción neta durante el trimestre estuvo en el extremo superior de la guía anual de la compañía.
  • Volúmenes de ventas de 127.398 bpe/d, un incremento de 9% en comparación con el mismo período en 2012.
  • Ingresos de $1.100 millones, un incremento de 2% en comparación con el mismo período en 2012.
  • EBITDA de $604 millones, un incremento de 7% en comparación con el mismo período de 2012, representando un margen de 57% sobre los ingresos totales para el período, un aumento de 54% con respecto al mismo período en 2012.
  • Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) de $475 millones, un incremento de 14% en comparación con el mismo período en 2012.
  • Los netbacks por operaciones en la producción combinada de petróleo crudo y gas natural permanecieron sólidos para el segundo trimestre en $60,54/bpe en comparación con $60,88/bpe para el primer trimestre 2013, a pesar de una disminución de 6% en los precios concretados combinados debido a la reducción del diferencial de precios para los índices Brent-WTI.
  • La compañía alcanzó una reducción de $6,19/bbl en sus costos por operaciones de petróleo, que quedaron en $32,53/bbl, debido a una reducción de los costos por transportación y actualización, lo cual fue compensado por un incremento en el costo de producción. La compañía continúa su enfoque en proyectos e iniciativas para la reducción de costos, que se espera que den como resultado una reducción de los costos futuros por operaciones de petróleo de aproximadamente $8/bbl sobre una base proforma para finales de 2013 en comparación con el promedio de 2012.
  • Utilidades netas de $58 millones, en comparación con $224 millones en el mismo período en 2012, afectadas principalmente por partidas no en efectivo, incluyendo mayor agotamiento, depreciación y amortización y el efecto de pérdidas en el cambio de divisas debido a la depreciación del peso colombiano durante el segundo trimestre de 2013; y un precio concretado combinado  5% más bajo.
  • Durante el trimestre, la compañía anunció un incremento de 50% en su dividendo en efectivo trimestral, el cual es ahora de US$0,165 por acción ordinaria en comparación con el anterior dividiendo de US$0,110 por acción ordinaria.
  • Se espera que las audiencias públicas locales, relacionadas con el permiso medioambiental general para exploración y desarrollo del bloque CPE-6 de la compañía, comiencen a principios de agosto y la compañía espera recibir la aprobación del permiso en un plazo de tres a seis semanas luego de las audiencias.
  • Se recibió la licencia medioambiental requerida para incrementar la inyección de agua en el campo Rubiales en 1 MMbbl/d adicionales, lo cual permitirá a la compañía aumentar la producción de petróleo en el campo hasta un nivel objetivo de aproximadamente 220.000 bbl/d de producción total en el campo para finales de este año.
  • La compañía firmó un acuerdo con International Finance Corporation ("IFC"), miembro del Grupo del Banco Mundial, conforme al cual IFC acordó invertir $150 millones en Pacific Infrastructure Ventures Inc. ("Pacific Infrastructure").

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Estoy complacido porque hemos alcanzado otro trimestre con sólido desempeño operativo y financiero. Pacific Rubiales se enfoca en el aumento de la producción y la generación de efectivo ya que otras métricas financieras, como utilidades netas, son afectadas por partidas contables no en efectivo. El desempeño financiero de la compañía en el segundo trimestre, medido por el efectivo generado como EBITDA y el flujo de caja (fondos procedentes de operaciones) continúa creciendo, aumentando 7% y 14% respectivamente en comparación con un año atrás. El margen EBITDA (EBITDA/ingresos), un indicador importante de solidez financiera, aumentó hasta 57% en comparación con 55% en el trimestre anterior y 54% en el mismo trimestre del año pasado. Tanto el EBITDA como el flujo de caja en el trimestre resultaron afectados por una gran incorporación al inventario de petróleo de aproximadamente 855 Mbbl en comparación con 203 Mbbl y 875 Mbbl de incorporación al inventario de petróleo en el trimestre anterior y un año atrás, respectivamente.

"Los volúmenes de producción continúan estando a niveles récord y estamos en línea para alcanzar el extremo superior de nuestro rango de la guía de producción anual de 15% a 30% de crecimiento sobre la producción promedio de 2012 (113 a 127 Mbpe/d netos). La producción neta de 128 Mbpe/d en el trimestre fue fundamentalmente la misma que en el trimestre anterior a pesar del impacto causado por tener que tomar en cuenta los actuales volúmenes PAP adicionales en Quifa SW (aproximadamente 2,3 Mbbl/d) que, a partir del segundo trimestre, se están pagando en especie, en el campo. La producción neta en el trimestre aumentó 38% en comparación con el mismo período de un año atrás.

"Los volúmenes de ventas en el trimestre aumentaron 9% en comparación con el mismo período del año anterior impulsados por mayor producción, pero decrecieron con respecto al trimestre anterior, principalmente debido al impacto del incremento considerable de inventario en comparación con la extracción desde el inventario en el trimestre anterior y en el mismo período en 2012. Los volúmenes de ventas también fueron afectados por menos petróleo para comercialización y los volúmenes de diluyente comprados en el trimestre.

"Las grandes oscilaciones del inventario son normales y son consecuencia de la dependencia de la compañía en la terminal exportadora de Coveñas, pero tienden a reequilibrarse a lo largo de múltiples períodos. En la primera semana de julio, la compañía hizo un envío de 1 MMbbl, lo cual redujo considerablemente el inventario de petróleo en almacenamiento y será contemplado en los resultados financieros y operativos del tercer trimestre de la compañía. Se anticipa que estas oscilaciones del inventario disminuyan con la terminación de la nueva terminal exportadora de petróleo Puerto Bahía, cuya terminación está prevista para 2014.

"A pesar de una disminución de 6% en el precio concretado del petróleo en comparación con el trimestre anterior, causado por la reducción del diferencial WTI/Brent, los netbacks por operaciones de petróleo permanecieron en línea con los del trimestre anterior y fueron 5% menores que en el mismo trimestre de 2012, debido principalmente a menores costos de operación.

"La compañía está cumpliendo su promesa de reducción de los costos por operaciones de petróleo en aproximadamente $8/bbl proforma para finales de 2013, y esperamos más reducciones en el futuro. Durante del trimestre actual los costos totales por transportación de petróleo más diluyente disminuyeron en aproximadamente $5/bbl en comparación con el trimestre anterior y el mismo trimestre del año pasado. Esta reducción se alcanzó como resultado de menores volúmenes de petróleo transportados en camiones cisternas gracias a la contratación de espacio de oleoducto adicional que se consiguió mediante el nuevo acuerdo comercial con el oleoducto OCENSA, la reducción en los volúmenes de diluyente comprados y en la transportación de diluyente como resultado del consumo de mayores volúmenes de nuestra propia producción de petróleo ligero como diluyente, y la puesta en marcha de una nueva estación de mezcla de diluyente en Cusiana.

"En la segunda mitad del año se espera que se materialicen reducciones adicionales en los costos por transportación con la puesta en funcionamiento del nuevo oleoducto Bicentenario que brindará a la compañía aproximadamente 37 Mbbl/d de capacidad de oleoducto adicional, eliminando en buena medida la necesidad de transportación de petróleo crudo en camiones cisternas para finales del año. El oleoducto Bicentenario comenzó el primer llenado de tubería en julio.

"Aunque los costos de producción aumentaron en el trimestre, debido principalmente a mayor transportación de volúmenes de agua y petróleo dentro del campo, esperamos que se materialicen reducciones considerables de los costos en el cuarto trimestre como resultado de la puesta en funcionamiento de la nueva línea de transmisión de energía eléctrica Petroeléctrica de los Llanos ("PEL") (100% propiedad de Pacific Rubiales), la cual conectará los campos Rubiales y Quifa SW con la red eléctrica de Colombia, suministrando energía menos cara a las operaciones en el campo.

"Es importante tener presente que todas estas iniciativas de reducción de costos darán como resultado una reducción estructural permanente en nuestros costos totales de operación en el campo y también tendrán un impacto positivo en la nueva producción de petróleo pesado en el campo de la compañía, que se espera en la cuenca Llanos Sur.

"Anteriormente esta semana anunciamos el recibo de la licencia medioambiental requerida para aumentar la inyección de agua en el campo Rubiales en 1 MMbbl/d, permitiendo a la compañía aumentar la producción de petróleo en el campo hasta un nivel objetivo de aproximadamente 220 Mbbl/d de producción total en el campo para finales de este año, un incremento en comparación con la producción total en el campo de 210 Mbbl/d (producción neta después de regalías de 71 Mbbl/d) alcanzada durante la primera mitad de este año. Las instalaciones necesarias para la inyección de agua ya han sido construidas, lo cual nos permitirá aumentar relativamente rápido la producción de petróleo.

"El campo Rubiales proporciona una importante fuente de ingresos para nuestra compañía, para nuestro socio Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") y para Colombia, en forma de regalías, impuestos y actividad económica derivada. Queremos reconocer una vez más los esfuerzos que la autoridad medioambiental colombiana, ANLA, ha realizado para mejorar y simplificar el proceso de concesión de licencias, incluyendo la nueva resolución con fecha del 31 de julio de 2013 ratificando un proceso agilizado para permitir ligeros cambios a licencias medioambientales existentes. Esperamos trabajar con ellos para obtener la licencia general de exploración y desarrollo necesaria para desarrollar el bloque CPE-6 de la compañía, al suroeste del campo Rubiales.

"En agosto, la compañía espera concluir una audiencia pública con comunidades locales y partes interesadas. En julio, las mismas comunidades locales y partes interesadas mostraron decidido apoyo por el desarrollo del bloque CPE-6. La compañía espera recibir la aprobación de la licencia general de exploración y desarrollo en un plazo de tres a seis semanas luego de la conclusión de este proceso.

"En cuanto a otros proyectos, estamos muy complacidos por tener a un socio inversor de la estatura de IFC uniéndose a nosotros en Pacific Infrastructure. Esta es la primera inversión patrimonial de IFC en un proyecto de infraestructura en Colombia y es la mayor inversión patrimonial en nuevas instalaciones de IFC a nivel mundial. La inversión indica una prima sobre la inversión inicial de Pacific Rubiales y brinda un respaldo importante al estable y creciente entorno económico y empresarial de Colombia. También reafirma la visión y la importancia estratégica de los proyectos de la terminal importadora y exportadora de Puerto Bahía y el oleoducto OLECAR de Pacific Infrastructure que actualmente se están ejecutando. Con la firma de la inversión de IFC, Pacific Infrastructure está en posición para adquirir financiamiento de deuda por valor de aproximadamente $350 millones para avanzar a la siguiente etapa de desarrollo.

"Pacific Rubiales ha realizado considerables inversiones en la infraestructura de Colombia durante los pasados cinco años, lo cual le ha permitido tener el control del momento y el ritmo de los desarrollos de sus yacimientos petroleros, y capturar componentes adicionales de la cadena de valor. Los recursos de Pacific Infrastructure resultan estratégicos para los planes de la compañía de incrementar considerablemente su producción de petróleo y ventas por exportaciones desde Colombia durante los próximos tres años y reducirán la dependencia actual en Coveñas, la única terminal exportadora de petróleo en la costa del Caribe colombiano.

"Aunque todavía está en sus comienzos, seguimos alentados por los resultados que estamos observando en nuestro proyecto piloto STAR en Quifa SW. La ignición del reservorio ha sido sostenida desde principios del año, dando como resultado una producción de petróleo incremental y la reducción de cortes de agua en los pozos de producción, en la cercanía del pozo de inyección de aire. Durante el segundo trimestre se logró la sincronización exitosa de los pozos productores. Los resultados hasta la fecha están indicando que el factor de recuperación primaria en el área de prueba del reservorio se ha más que duplicado y la compañía espera certificar este mes un mayor factor de recuperación en el área de prueba piloto. Estos resultados brindan a la compañía la confianza necesaria para proseguir con pruebas de campo de la recuperación secundaria STAR en otras áreas del campo Quifa SW, en 2014.

"En el bloque Z-1, costa afuera en Perú, la compañía y su asociada BPZ Resources Inc., comenzaron a finales de julio el programa de perforación de desarrollo del campo Corvina desde la nueva plataforma de desarrollo CX-15 y se espera comenzar la perforación de relleno en el campo Albacora en el tercer trimestre. Se espera que estas actividades de desarrollo contribuyan a un aumento considerable de la producción de petróleo desde el bloque durante los próximos dos años.

"Desde el punto de vista de las actividades de exploración de la compañía, estoy complacido con nuestro reciente éxito en el norte de Colombia, donde hemos perforado dos pozos de gas natural y condensados en nuestros bloques La Creciente y Guama, sobre los que tenemos 100% de propiedad. Esto es continuación de una serie de pozos de exploración y evaluación de exitosos perforados en ambos bloques durante los últimos años. Esta actividad confirma el gran potencial de recursos de los bloques y afianzará nuestros planes para aumentar la producción de gas natural a partir del próximo año con nuestro proyecto de exportación de GNL.

"En la cuenca Santos costa afuera en Brasil, nuestro socio y operador de los bloques, Karoon Australia Gas Ltd., anunció recientemente un incremento considerable en su estimado de Recursos Contingentes y esperamos perforar en el año 2014 una serie de pozos de evaluación en los descubrimientos de petróleo ligero Kangaroo-1 y Bilby-1 previamente anunciados.

"En general, espero un año con crecimiento continuo de la producción, mejoras en la estructura de costos y un emocionante programa de exploración, en la medida en que erigimos, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas y empleados, la compañía líder en exploración y producción enfocada en América Latina".

Resultados financieros


Resumen financiero


2013

2012



      2T

      1T

      2T


Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones)

1.055,6

1.258,8

1.035,9


EBITDA ($ millones)1

604,0

694,7

564,0


Margen EBITDA (EBITDA/ingresos)

57%

55%

54%


EBITDA por acción1

1,87

2,16

1,91


Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) ($ millones)1

475,0

506,2

415,2


Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1

1,47

1,58

1,41


Utilidades netas ajustadas por operaciones ($ millones)1

98,1

146,9

195,0


Utilidades netas ajustadas por operaciones por acción1

0,30

0,46

0,66


Utilidades netas ($ millones) 2

57,6

121,9

224,3


Utilidades netas por acción

0,18

0,38

0,76


Producción neta (bpe/d)

127.555

127.889

92.611


Volúmenes de ventas (bpe/d)

127.398

143.650

117.408


Tasa de cambio (COP$ / US$)3

1.929,00

1.832,20

1.784,60


Acciones promedio en circulación - básicas (millones)

323,0

321,3

294,6


1Los términos EBITDA, flujo de fondos procedentes de operaciones, utilidades netas ajustadas por 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.

2Utilidades netas atribuibles a accionistas de la compañía matriz.

3Las fluctuaciones de la tasa de cambio COP/USD pueden tener un impacto considerable en las utilidades netas contabilizadas de la compañía, debido a la traducción de divisas no realizada en los activos y pasivos financieros de la compañía y saldos de impuestos diferidos denominados en COP.

Producción




Resumen de la producción neta




2013

2012


        2T

        1T

          2T

Petróleo y líquidos (bbl/d)




Colombia

115.170

115.318

79.732

Perú

1.434

1.461

1.740

Total de petróleo y líquidos (bbl/d)

116.604

116.779

81.472





Gas natural (bpe/d)1




Colombia

10.951

11.110

11.139

Perú

-

-

-

Total de gas natural (bpe/d

10.951

11.110

11.139

Equivalente total (bpe/d)

127.555

127.889

92.611

1Relación 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.

La producción neta de la compañía de 127.555 bpe/d aumentó 38% en el trimestre en comparación con un año antes, impulsada por sólido crecimiento en la producción de petróleo desde los campos de petróleo pesado Rubiales y Quifa de la compañía, y volúmenes añadidos y crecimiento en la producción de petróleo ligero producto de las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp ("PetroMagdalena") y C&C completadas en julio y diciembre de 2012, respectivamente.

La producción neta promedio diaria desde el campo Rubiales aumentó hasta 70.687 bbl/d desde 57.286 bbl/d hace un año (un aumento de 23%), y desde el campo Quifa SW hasta 23.464 bbl/d desde 20.826 bbl/d (un aumento de 13%), debido principalmente a los permisos medioambientales recibidos en agosto de 2012, permitiendo mayor inyección de agua.

La producción neta (en su mayoría ligero petróleo ligero) desde los bienes de PetroMagdalena ha crecido hasta aproximadamente 6,4 Mbpe/d desde un estimado de 3,0 Mbpe/d al momento de la adquisición, más que duplicándose mediante actividad exitosa de exploración y desarrollo.

Los ingresos y costos asociados con la participación de 49% de la compañía en la producción desde el bloque Z-1 ha sido reconocida en los resultados financieros de la compañía desde el 12 de diciembre de 2012 como resultado de la aprobación por parte de las autoridades peruanas correspondientes. La adquisición tuvo una fecha efectiva de 1 de enero de 2012.

Producción y volúmenes de ventas




Conciliación de producción a ventas totales




2013

2012



2T

1T

2T


Producción neta (bpe/d)





Colombia

126.121

126.428

90.871


Perú

1.434

1.461

1.740


Producción neta total (bpe/d)

127.555

127.889

92.611







Volúmenes de ventas (bpe/d)





Producción disponible para la venta (bpe/d)1

127.555

127.889

90.871


Volúmenes de diluyente (bbl/d)

5.427

9.607

9.025


Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d)

3.810

3.895

7.899


Balances de inventario y otros (bpe/d) 2

(9.394)

2.259

9.613


Total de volúmenes vendidos (bpe/d)

127.398

143.650

117.408


1La producción disponible para la venta incluye toda la producción neta en Colombia y el 49% de la producción neta procedente del bloque Z-1 de la compañía en Perú, a partir del 12 de diciembre de 2012.

2Incluye cambio en los niveles de inventario y 2.145 bbl/d en el segundo trimestre de 2013 (1.271 bbl/d en el primer trimestre de 2013 y 1.598 bbl/d en el segundo trimestre de 2012) de inventario separado para saldar volúmenes PAP acumulados previamente.

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 usar como diluyentes para mezclar con su producción de petróleo pesado y para propósitos de comercialización, 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 en el trimestre aumentó hasta 127.555 bpe/d desde 90.871 bpe/d en el mismo período en 2012 (un incremento de 40%), debido a mayores volúmenes de producción en los campos productores. A pesar de un aumento de 23% en la producción neta de petróleo pesado de la compañía desde los campos petroleros Rubiales, Quifa SW y Cajua, los volúmenes de diluyente disminuyeron debido a que la compañía aumentó el volumen de su propio crudo usado para mezclas y por consiguiente redujo el volumen de diluyentes comprados. El petróleo para los volúmenes de comercialización en el trimestre actual disminuyó hasta 3.810 bbl/d desde 7.899 bbl/d, mientras que los balances de inventario se movieron a 9.394 bpe/d acumulados desde 9.613 bpe/d extraídos, en el mismo trimestre de hace un año.

Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para venta, volúmenes de diluyente añadidos a la producción de petróleo pesado, volúmenes de petróleo para comercialización y cambios de balance en el inventario, aumentaron hasta 127.398 bpe/d en el trimestre actual desde 117.408 bpe/d hace un año (un incremento de 9%). Los volúmenes totales vendidos durante el segundo trimestre disminuyeron en comparación con los 143.650 bpe/d vendidos en el primer trimestre de 2013 debido fundamentalmente a menores volúmenes de diluyente y al cambio desde extracción de inventario a gran acumulación de inventario. En la primera semana del tercer trimestre, la compañía dio salida a una carga de un millón de barriles lo cual ha revertido la acumulación de inventario en el segundo trimestre.

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas


Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks        


2013 2T

2013 1T

2012 2T


Petróleo

Gas
natural

Combinado

Petróleo

Gas
natural

Combinado

Petróleo

Gas
natural

Combinado

Volúmenes vendidos (bpe/d)

112.701

10.887

123.588

128.641

11.114

139.755

98.507

11.002

109.509











Precio de las ventas del petróleo
crudo y el gas natural ($/bpe)

95,84

39,78

90,91

102,06

40,26

97,14

101,26

41,99

95,30











Costos de producción ($/bpe)

16,41

5,45

15,44

12,89

4,49

12,22

8,13

5,16

7,84

Costos por transportación
($/bpe)

13,56

0,02

12,37

15,66

0,05

14,42

13,09

0,70

11,84

Costos del diluyente ($/bpe)

6,34

-

5,78

9,32

-

8,58

11,07

-

9,95

Subtotal de costos
($/bpe)

36,31

5,47

33,59

37,87

4,54

35,22

32,29

5,86

29,63

Otros costos ($/bpe)

(0,21)

2,72

0,04

0,68

2,91

0,86

3,95

2,48

3,80

Costos por extracción por exceso/por defecto
($/bpe)

(3,57)

(0,02)

(3,26)

0,17

0,29

0,18

(1,34)

(0,51)

(1,25)

Costos totales ($/bpe)

32,53

8,17

30,37

38,72

7,74

36,26

34,90

7,83

32,18











Netback por operaciones
($/bpe)

63,31

31,61

60,54

63,34

32,52

60,88

66,36

34,16

63,12

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y los netbacks en el documento MD&A.


















En un comunicado de prensa con fecha 9 de abril de 2013, la compañía divulgó planes para una reducción estructural de sus costos de operaciones de petróleo sobre una base proforma a partir del segundo trimestre de 2013 gracias a diversas iniciativas y proyectos, incluyendo una nueva línea de transmisión de electricidad suministrando energía menos cara, más transportación mediante oleoducto reemplazando la transportación más cara de petróleo en camiones cisternas, y eficiencias y optimizaciones relacionadas con el costo y suministro de sus diluyentes.

El costo total de operaciones de petróleo por barril para el segundo trimestre de 2013 disminuyó en $6,19/bbl hasta $32,53/bbl desde $38,72/bbl para el primer trimestre de 2013 debido principalmente a una reducción de los costos por transportación, diluyente y de otro tipo, lo cual fue parcialmente compensado por un incremento en el costo de producción. La compañía continúa poniendo en práctica las medidas para reducir los costos de operación de petróleo.




Volúmenes de petróleo para comercialización y netbacks




2013

2012



2T

1T

2T


Volúmenes vendidos (bbl/d)

3.810

3.895

7.899







Precio de las ventas ($/bbl)

95,78

105,24

119,85


Costo de las compras ($/bbl)

95,62

101,55

116,86


Netback por operaciones ($/bbl)

0,16

3,69

2,99


Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.










La compañía también reporta por separado su netback en petróleo crudo para comercialización que fue de $0,16/bbl en el segundo trimestre en comparación con $2,99/bbl en el mismo período en 2012.

Actualización sobre la exploración

Durante el segundo trimestre, la compañía continuó con sus actividades de exploración en Colombia, costa fuera en Brasil y Perú, las cuales incluyeron la perforación de cinco pozos de exploración, y la adquisición de 789 kilómetros de sísmica 2D y 1.785 kilómetros de levantamientos aeromagnéticos y aerogravimétricos.

Colombia

En el bloque Guama, ubicado en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, la compañía completó operaciones de perforación en el pozo Capure-1X el cual fue perforado a aproximadamente dos km al noreste del pozo Pedernalito-1X perforado previamente. La evaluación petrofísica del pozo indicó un espesor neto total de 137 pies, promediando una porosidad de 8%, lo cual resultó en un nuevo descubrimiento de condensado de gas en el bloque. Para el tercer trimestre de 2013 se ha planificado fracturación hidráulica y una prueba corta de producción.

En el bloque La Creciente, también ubicado en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, la compañía comenzó la perforación del pozo de exploración LCI-1X con una profundidad total estimada ("TD") de 12.944 pies de profundidad medida ("MD"). Al cierre del segundo trimestre, el pozo había alcanzado una profundidad de 8.620 pies MD. La evaluación petrofísica preliminar del pozo indica un espesor neto de 63 pies dentro de la formación Ciénaga de Oro, resultando en un nuevo descubrimiento de gas natural. La compañía continuará sus operaciones de perforación y registro antes de proceder a probar el intervalo Ciénaga de Oro.

En el bloque Yamu, ubicado en la región este de la cuenca Llanos, Geopark (operador del bloque) perforó el pozo de exploración Potrillo-1 que tiene como principales objetivos de exploración las unidades C-7 y C-8 de la formación Carbonera. El pozo encontró 14 pies de espesor neto en la unidad C-7, resultando en un nuevo descubrimiento de petróleo ligero. Una prueba inicial en el intervalo C-7 mostró una tasa de producción de 580 bbl/d con un corte de agua de 60%.

En el bloque Santa Cruz, ubicado en la cuenca Catatumbo, la compañía completó la perforación del pozo de exploración Phobos-1X. El pozo mostró presencia de hidrocarburos en las formaciones Mirador y Barco, pero las pruebas de presión y fluido solo mostraron trazas de hidrocarburos y por tanto el pozo fue taponado y abandonado.

En el bloque Arrendajo, ubicado en la región este de la cuenca Llanos, se perforó el pozo de exploración Mirla Blanca 1 en la parte norte central del bloque teniendo como principal objetivo de exploración Carbonera C-5. La evaluación petrofísica no mostró presencia de hidrocarburos y por tanto el pozo fue taponado y abandonado.

En el bloque Quifa, ubicado en la parte este de la cuenca Llanos, la compañía comenzó la movilización para el levantamiento de 721 km2 de sísmica 3D en la parte noroccidental del bloque. El programa sísmico se llevará a cabo durante la segunda mitad de 2013.

En el bloque CPE-6, la compañía comenzó el procesamiento sísmico de 366 km2 de datos sísmicos 3D adquiridos en la parte norte del bloque. Se espera completar el procesamiento en el tercer trimestre de 2013.

En los bloques COR-15 y COR-24, Maurel et Prom Colombia B.V. (operador del bloque) completó 1.785 km de levantamientos aeromagnéticos y aerogravimétricos. Se espera tener los resultados finales del levantamiento en el tercer trimestre de 2013.

En el bloque Portofino, Canacol Energy Ltd. (operador del bloque) comenzó el proceso de contratación de la obra civil para el pozo estratigráfico Tachuelo-1, cuya perforación se espera que comience en agosto de 2013.

Perú

En el bloque 138, ubicado en la cuenca Ucayali, la compañía perforó el pozo de exploración Yahuish-1X hasta una profundidad total de 8.417 pies MD, teniendo como principales objetivos de exploración el Cretáceo y el Paleozoico. Los resultados preliminares del pozo mostraron evidencias de petróleo de regulares a buenas en dos intervalos de arena en el Paleozoico. Se intentó muestrear el fluido, pero sin éxito; para el cierre del trimestre se estaba llevando a cabo la primera de las dos pruebas de producción planificadas para estos intervalos.

En el bloque 135, la compañía completó la adquisición de un levantamiento de 789 km de sísmica 2D. En estos momentos se está llevando a cabo el procesamiento y la interpretación de este programa sísmico.

En el bloque Z-1, ubicado en la cuenca Tumbes costa afuera en el norte de Perú, en estos momentos se están procesando los datos del levantamiento de 1.542 km2 de sísmica 3D. Se espera tener los resultados durante la segunda mitad de 2013.

En el bloque 116, en la cuenca Santiago en la región norte de Perú, Maurel et Prom Peru, S.A., (operador del bloque) continuó la preparación de la ubicación propuesta para el pozo Fortuna 1X, el cual se espera que se comience a perforar durante el cuarto trimestre de 2013. La compañía tiene una participación de 50% y Maurel et Prom S.A. posee el restante 50% en el bloque 116.

Guatemala

En los bloques Guatemala (N-10-96 y O-10-96), Compañía Petrolera del Atlántico S.A. (operador del bloque) continuó ejecutando las obras civiles para el pozo de exploración Balam-1X. Como resultado de inundación anormal en el área, el inicio de la perforación del pozo ha sido reprogramado para el tercer trimestre de 2013.

Brasil

En el bloque S-M-1166, Karoon Gas Australia Ltd. (operador del bloque) terminó la perforación del pozo de exploración Bilby-1 a una profundidad total de 4.416 metros (14.489 pies). La evaluación petrofísica del pozo indicó la presencia de petróleo con densidad API de 33° dentro una columna conteniendo petróleo de 70 metros (230 pies). El operador está ahora analizando los datos del pozo para definir un programa de evaluación que confirme la magnitud de este descubrimiento.

Detalles de la conferencia telefónica del segundo trimestre de 2013

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el viernes 9 de agosto de 2013 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 segundo trimestre 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 la compañía colocará una presentación en su sitio web, 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):   

16232320

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):   

16236941

La conferencia se transmitirá a través de la web, y a la misma se puede acceder a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una repetición de la llamada estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 23 de agosto de 2013 y a la misma se puede 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):  

16232320

ID de la repetición (Participantes en idioma español):

16236941

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

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 desarrollos 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, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; 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 13 de marzo del 2013 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.

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.

Conversión de 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. 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.

Recursos

Los lectores deben prestar atención a los estimados de las clases individuales de recursos y apreciar las diferentes probabilidades de recuperación asociadas a cada clase. Los estimados de los recursos recuperables restantes (no arriesgados) incluyen Recursos Prospectivos que no se han ajustado por riesgo basado en la posibilidad de descubrimiento o la posibilidad de desarrollo y los Recursos Contingentes que no se han ajustado por riesgo basado en la posibilidad de desarrollo. No es un estimado de los volúmenes que pueden recuperarse. La recuperación real puede resultar menor y puede ser sustancialmente menor o cero.

Los Recursos Prospectivos son aquellas cantidades de petróleo y gas que se estima que son potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas. No hay certeza respecto del descubrimiento de los Recursos Prospectivos. Si son descubiertos, no hay certeza de que resulte comercialmente viable producir cualquier porción de los Recursos Prospectivos. La aplicación de cualquier factor de posibilidad geológica y económica no equipara los Recursos Prospectivos a los Recursos Contingentes o las reservas. Además, se utilizó la siguiente Clasificación de Recursos mutuamente excluyentes:

  • Estimado Bajo - Este se considera un estimado conservador de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término refleja un nivel de confianza P90 donde hay un 90% de probabilidades de que un descubrimiento exitoso sea igual a mayor que este estimado de recursos.
  • Estimado mejor - Este se considera el mejor estimado de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término es una medida de la tendencia central de la distribución de incertidumbre y en este caso refleja un nivel de confianza del 50% donde hay un 50% de probabilidades de que el descubrimiento exitoso sea igual a este estimado de recursos o mayor.
  • Estimado Alto - Este se considera un estimado optimista de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término refleja un nivel de confianza P10 donde hay un 10% de probabilidades de que el descubrimiento exitoso sea igual o mayor que este estimado de recursos. 

Los Recursos Contingentes son aquellas cantidades de petróleo que se estima, a una fecha dada, que son potencialmente recuperables de las acumulaciones conocidas usando la tecnología establecida o tecnología en desarrollo, pero que no se consideran en la actualidad comercialmente recuperables debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes tienen una posibilidad de desarrollo asociada (económica, regulatoria, mercado e instalaciones, compromiso empresarial o riesgos políticos). Los estimados aquí incluidos no han sido arriesgados en cuanto a la probabilidad de desarrollo. No hay certeza alguna de que los Recursos Contingentes se desarrollen y, si se desarrollan, no hay certeza respecto del momento de dicho desarrollo o de que resulte comercialmente viable producir cualquier porción de los Recursos Contingentes.

En este comunicado de prensa se han expresado los volúmenes totales de recursos para los casos estimados altos, bajos y mejores tanto para los Recursos Contingentes como para los Recursos Prospectivos. Estos volúmenes totales son sumas aritméticas de estimados múltiples de Recursos Contingentes y Prospectivos, según sea el caso, que los principios estadísticos señalan que pueden inducir a error en cuanto a los volúmenes que puedan resultar realmente recuperados. Los lectores deben prestar atención a los estimados de las clases individuales de recursos y apreciar las diferentes probabilidades de recuperación asociadas a cada clase según se explica en esta sección.

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. La norma colombiana es 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.

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.

WTI

Petróleo crudo West Texas Intermediate.

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

Producción neta

Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías

Para obtener información adicional:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerenta, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735

(PRE.)

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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http://www.pacificrubiales.com

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