Pacific Rubiales anuncia resultados del segundo trimestre de 2015: reducción de 21% en los costos totales por operaciones con respecto al trimestre anterior

Aug 13, 2015, 20:49 ET from Pacific Rubiales Energy Corp.

TORONTO, 13 de agosto de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREB) dio a conocer hoy sus resultados financieros consolidados no auditados para el trimestre que cerró el 30 de junio 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 segundo 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.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Durante el segundo trimestre de 2015, los precios internacionales del petróleo han continuado representando desafíos difíciles para el sector. Sin embargo, como pueden apreciar en nuestros resultados, en Pacific Rubiales hemos tenido éxito en la ejecución de la estrategia de la compañía y hemos entregado resultados competitivos en medio de este entorno tan difícil.

"Mediante una combinación de reducción sustentable de costos, inversión focalizada y mantenimiento de los niveles de producción, la compañía se está adaptando al entorno de precios bajos del petróleo. Hemos adoptado medidas financieras prudentes y la compañía ha puesto en marcha una estrategia de gestión de responsabilidad que preparará a la compañía para enfrentar en el futuro cualquier desafío no previsto.

"En una forma consistente con nuestros resultados para el primer trimestre, me complace informarles que los planes que ejecutamos a finales de 2014 y a principios de 2015 para alinear las operaciones de la compañía con el entorno de precios bajos del petróleo continúan dando resultados. Podrán apreciar en los resultados del segundo trimestre que la compañía ha mantenido su esfuerzo por reducir los gastos generales y administrativos y los costos de operaciones en efectivo. A pesar de que estas reducciones no compensan en su totalidad por el considerable descenso en los precios del petróleo desde finales de 2014, las mismas establecen la base sobre la que se sustentará la rentabilidad de la compañía durante el resto de 2015 y posteriormente, dentro de los escenarios previstos para los precios del petróleo.

"La compañía ha avanzado considerablemente en lo que respecta a su estrategia de gestión de responsabilidad. Esperamos cerrar la venta de nuestra participación restante en Pacific Midstream durante el tercer trimestre, lo cual tendrá un impacto considerable sobre nuestros resultados financieros y la liquidez. Además, continuamos con nuestro proceso estratégico de desinversiones no fundamentales, en concreto, la venta de nuestra participación en Pacific Infrastructure (Puerto Bahía) y a largo plazo el arrendamiento de parte de nuestra cartera de exploración. El enfoque hacia nuestros activos de alto valor nos permitirá optimizar nuestro uso de recursos.

"En cuanto a producción, en el segundo trimestre de 2015, alcanzamos volúmenes de nuestros activos en Colombia y Perú de 152.428 bpe/d. La producción sigue a buen ritmo para cumplir con nuestros planes internos y superior a nuestra tasa de producción de aproximadamente 150.000 bpe/d en 2014.

"La compañía continúa enfocando su cartera de producción hacia los activos de petróleo liviano y medio. Los descubrimientos de exploración que hemos realizado en 2014 en la región del Piedemonte llanero de Colombia continúan brindando crecimiento de la producción a corto plazo. 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. La modesta actividad de exploración en 2015 hasta el momento ha identificado un número de otros prospectos de petróleo liviano similares a los descubrimientos ya realizados, y algo que es muy importante, nuestro programa está evaluando nuevas ubicaciones para perforación de desarrollo de petróleo liviano que deben permitir que el aumento de la producción continúe bien entrado en el 2016.

"Para el segundo trimestre de 2015, generamos ingresos de $703 millones y generamos $307 millones en EBITDA ajustada y $168 millones en flujo de fondos procedentes de operaciones. Nuestro netback por operaciones para el trimestre fue de $32,64/bpe, beneficiándose de la disminución de los costos totales y del fortalecimiento de los precios concretados.

"Continuamos racionalizando nuestras operaciones y alcanzamos reducciones adicionales de costos durante el trimestre, con costos por operaciones subyacentes de $23,71/bpe y costos totales por operaciones (incluyendo extracción por exceso y otros costos) de $21,08/bpe, en comparación con $21,16/bpe y $26,72/bpe respectivamente, para el primer trimestre de 2015. Todavía es posible alcanzar más ahorros en costos durante 2015, gracias a la reestructuración de los procesos laborales y a los efectos de un peso colombiano más débil.

"Como ustedes saben, durante el segundo trimestre, la compañía recibió una oferta de ALFA, S.A.B. de C.V. y Harbour Energy Ltd. para la adquisición de todas las acciones ordinarias en circulación de la compañía. A solicitud de ALFA y Harbour Energy, la oferta fue posteriormente dada por concluida sin obligaciones adicionales por parte de la compañía hacia ALFA y Harbour Energy, incluyendo cualquier cuota por terminación/ruptura de contrato o reembolso de gastos. Durante todo este proceso, mantuvimos nuestro enfoque a largo plazo en los parámetros fundamentales de la compañía y en la entrega de valor para todos nuestros accionistas.

"Según continuamos adentrándonos en este año difícil, resulta evidente que también es muy difícil pronosticar una guía precisa para los precios del petróleo. En vez de eso, nos concentraremos en la actualización de nuestra perspectiva operativa para 2015: esperamos una producción promedio para el año de 150 a 156 Mbpe/d, lo cual representa un crecimiento de 1% a 5% con respecto a los niveles de producción de 2014; los precios concretados serán aproximadamente iguales a los del precio de referencia WTI; los costos por operaciones esperados continuarán reflejando las reducciones realizadas por la compañía y promediarán entre $24 y $26/bpe, con costos generales y administrativos de $200 millones, costos por financiamiento de $270 millones e impuestos en efectivo de $100 millones. En una manera consistente con nuestros objetivos, esperamos que los gastos de capital y el flujo de caja queden equilibrados para el año en la medida en que conservamos efectivo en nuestros estados financieros.

"En resumen, al tiempo que mantenemos nuestro enfoque en los niveles de producción y en la necesaria actividad de exploración, nuestra estrategia financiera y de capital permanece dirigida hacia el mantenimiento de unos estados financieros sólidos 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; (5) cobertura para volúmenes adecuados de nuestra producción; y (6) puesta en práctica de iniciativas estratégicas de gestión de responsabilidad. Todo esto está dirigido a garantizar el financiamiento para el crecimiento futuro y la generación de sólidos retornos para nuestros accionistas.

"Corren tiempos difíciles para el sector petrolero a nivel mundial, pero estamos convencidos de que la compañía puede capear el temporal y continuar avanzando mediante un uso sensato de nuestros recursos y el uso eficiente de nuestra pericia técnica. Estamos preparados a largo plazo así como para las oportunidades que tenemos ante nosotros y cualquier desafío que pueda aparecer".

Aspectos operativos destacados:

  • La producción neta después de regalías para el trimestre totalizó 152.428 bpe/d, lo cual representó un aumento de 2% con respecto a la producción neta promedio después de regalías de 149.118 bpe/d reportada en el mismo período de 2014 y permaneció estable en comparación con el trimestre anterior.
  • La producción neta procedente del campo Rubiales, ha estado relativamente invariable ya que solo se han emprendido niveles modestos de actividades de bajo costo.
  • La producción neta después de regalías en el campo Quifa SW aumentó hasta 29.906 bbl/d durante el segundo trimestre de 2015, la cual fue 33% más alta que en el mismo período de 2014, debido en parte a la conexión de pozos productores adicionales y al impacto que tienen los precios más bajos del petróleo sobre la regalía de precio.
  • La producción de petróleo liviano y medio aumentó 14% en comparación con el mismo período de 2014 y permaneció estable en comparación con el primer trimestre de 2015, a 55.783 bbl/d.
  • La producción de petróleo liviano y medio representa el 37% de la producción total neta de petróleo y gas, mientras que la producción desde el campo Rubiales representó el 36% del total de la producción neta en el trimestre, un descenso con respecto a 43% para el mismo período en 2014.

Aspectos financieros destacados:

  • Los ingresos disminuyeron en el segundo trimestre de 2015 hasta $703 millones en relación con $800 millones en el primer trimestre de 2015. La disminución en relación con el primer trimestre de 2015 fue resultado de menores volúmenes vendidos, lo cual fue compensado por un aumento en el precio de venta combinado promedio.
  • Las ventas promedio de petróleo y gas (incluyendo comercialización) para el segundo trimestre de 2015 fueron de 143.225 bpe/d, una disminución de 8% en comparación con el mismo período de 2014.
  • El netback por operaciones combinado en petróleo y gas para el segundo trimestre de 2015 fue de $32,64/bpe, 44% más alto que los $22,73/bpe en el primer trimestre de 2015. El aumento fue atribuible a la reducción de los costos totales por operaciones así como al impacto de precios concretados más altos.
  • El precio concretado promedio para el trimestre fue de $53,72/bpe, más alto que los $49,45/bpe para el primer trimestre de 2015.
  • Los gastos generales y administrativos continuaron disminuyendo hasta $51,1 millones en el segundo trimestre de 2015 en relación con $54,9 millones en el primer trimestre de 2015 y $90,1 millones en el mismo período hace un año.
  • EBITDA ajustada para el segundo trimestre de 2015 fue de $307,3 millones lo cual fue 14% más alto en comparación con el trimestre anterior. El flujo de fondos procedentes de operaciones aumentó desde $156,9 millones en el trimestre anterior hasta $168,5 millones en el segundo trimestre de 2015.
  • La pérdida neta para el segundo trimestre de 2015 fue de $226,4 millones, reflejando el considerable impacto de las reducciones en los precios del petróleo crudo. Otras partidas no en efectivo que afectaron las utilidades fueron agotamiento, depreciación y amortización ("DD&A"), gastos por gestión de riesgo y pérdidas por cambio de divisas no realizadas. Los gastos totales de capital disminuyeron hasta $185,0 millones en el segundo trimestre de 2015, en comparación con $226,0 millones en el primer trimestre de 2015 y $510,2 millones en el segundo trimestre de 2014.
  • El 3 de marzo de 2015, la compañía llegó a un acuerdo con su sindicato de prestamistas para enmendar la Facilidad de Crédito Rotativa. Bajo los términos enmendados de la Facilidad de Crédito Rotativa, la relación de apalancamiento consolidado (deuda-a-EBITDA) permitido para la compañía aumentó de 3,5:1,0 hasta 4,5:1,0 sobre la base del promedio de los próximos cuatro trimestres. Las otras dos cláusulas financieras no se enmendaron. Estas cláusulas son: (1) mantenimiento de una relación de cobertura de interés mayor de 2,5; y (2) un patrimonio neto superior a $1.000 millones, calculado como total de activos menos total de pasivos, excluyendo los de las subsidiarias excluidas, Pacific Midstream Ltd. y Pacific Infrastructure Ventures Inc. Las enmiendas recibieron el apoyo del 100% del sindicato prestamista, que está compuesto por 25 bancos internacionales y locales. Enmiendas similares han sido realizadas a las otras facilidades de crédito bilaterales de la compañía con: (i) Bank of America, N.A.; (ii) Banco Latinoamericano de Comercio Exterior, S.A.; (iii) HSBC Bank USA, N.A.; y (iv) Sumitomo Mitsui Banking Corporation. La Compañía cumplió con todas las cláusulas durante el segundo trimestre, incluyendo: (1) relación de cobertura de interés de 5,45; (2) relación de deuda-a-EBITDA ajustada de 3,45; y (3) patrimonio neto de $1.115 millones.

Aspectos destacados adicionales:

  • La compañía recibió $150 millones durante el trimestre como un prepago parcial según los términos de un acuerdo para venta futura de petróleo crudo por la entrega de seis millones de barriles de petróleo crudo durante un período de seis meses a partir de octubre de 2015. Los precios finales sobre los volúmenes entregados se determinarán en base a los precios de referencia en el momento de la entrega.
  • La compañía firmó un acuerdo de compra de cuentas por cobrar no comprometidas por una cifra máxima de $110 millones, lo cual provee a la compañía con liquidez potencial. El descuento que se aplicará las cuentas por cobrar oscila entre LIBOR + 0,8% y LIBOR + 1,4%. A la fecha del 12 de agosto de 2015, la compañía no había usado esta facilidad.
  • En el trimestre se perforaron tres pozos de exploración (incluyendo pozos estratigráficos y de evaluación) lo cual dio como resultado un descubrimiento y la confirmación de otros dos descubrimientos previos, para un índice de éxito de 100%. Los éxitos de exploración, localizados principalmente en los Llanos Centrales y Orientales en Colombia han añadido aproximadamente 9.120 bbl/d de producción bruta de petróleo liviano durante los pasados seis meses. El nuevo descubrimiento se llevó a cabo en Brasil, donde el pozo Echidna-1 confirmó la presencia de acumulaciones de hidrocarburos en la estructura del flanco de sal.

Resultados financieros











Resumen financiero













2015



2014




2T



1T



2T

Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones)



702,7



799,8



1.344,7

EBITDA ajustada ($ millones)1, 4



307,3



269,6



721,6

Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos)



44%



34%



54%

EBITDA ajustada por acción1, 4



0,98



0,86



2,30

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



168,5



156,9



531,7

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



0,54



0,50



1,70

Utilidades (pérdidas) netas producto de operaciones antes del cargo por deterioro



(101,9)



(138,9)



337,5

Utilidades (pérdidas) netas ($ millones) 2



(226,4)



(722,3)



228,5

Utilidades (pérdidas) netas por acción



(0,72)



(2,31)



0,73

Producción neta (bpe/d)



152.428



152.650



149.118

Volúmenes de ventas (bpe/d)



143.225



180.086



155.027

Tasa de cambio (COP$ / US$)3



2.585,11



2.576,05



1.881,19

Promedio de acciones en circulación – básica (millones)



313,3



313,3



313,6

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

2 Utilidad neta atribuible 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. 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



















2015



2014







2T



1T



2T

Petróleo y líquidos (bbl/d)













Colombia






140.921



141.238



136.215

Perú






3.534



2.856



2.541

Total de petróleo y líquidos (bbl/d)






144.455



144.094



138.756














Gas natural (bpe/d)1













Colombia






7.973



8.556



10.362

Total de gas natural (bpe/d)






7.973



8.556



10.362

Producción equivalente total (bpe/d)






152.428



152.650



149.118

1 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 el segundo trimestre de 2015, la producción neta de la compañía después de regalías de 152.428 bpe/d aumentó en 2% en comparación con el segundo trimestre de 2014 y permaneció estable en comparación con el trimestre anterior. La producción neta procedente del campo Rubiales, ha estado relativamente invariable ya que solo se han emprendido niveles modestos de actividades de bajo costo. La compañía continúa optimizando los pozos y las instalaciones para maximizar la producción y a la vez minimizar los gastos de capital como anticipo al permiso de aprobación relacionado con los usuarios finales del agua procesada de Agrocascada. La producción de petróleo liviano y medio aumentó 14% en comparación con el segundo trimestre de 2014 y permaneció estable en comparación con el primer trimestre de 2015, a 55.783 bbl/d. Con el aumento en la producción desde los campos de petróleo liviano y medio, ahora representando el 37% de la producción neta total para el segundo trimestre de la compañía, continúa disminuyendo la dependencia de la producción desde el campo Rubiales, que solamente representó el 36% de la producción neta total para el segundo trimestre, un descenso en comparación con 43% para el segundo trimestre de 2014.

Producción y volúmenes de ventas












Conciliación de producción a ventas totales















2015



2014





2T



1T



2T

Producción neta 











Petróleo en Colombia (bbl/d)




140.921



141.238



136.215

Gas en Colombia (bpe/d)




7.973



8.556



10.362

Petróleo en Perú (bbl/d)




3.534



2.856



2.541

Producción neta total (bpe/d)




152.428



152.650



149.118












Volúmenes de ventas (bpe/d) 











Volúmenes de producción (bpe/d)




152.428



152.650



149.118

Volúmenes de diluyente (bbl/d)




601



325



2.234

Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d)




10.808



15.524



8.619

Extracción por exceso/por defecto




(10.792)



14.029



0

Movimiento de inventario y otros (bbl/d)




(9.820)



(2.442)



(4.944)

Total de volúmenes vendidos (bpe/d)




143.225



180.086



155.027

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 destilado para mezclar como diluyentes 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 segundo trimestre de 2015 aumentaron hasta 152.428 bpe/d desde 149.118 bpe/d en el mismo período hace un año (un incremento de 2%), debido a mayores volúmenes en los campos productores. Los volúmenes de diluyente para el trimestre aumentaron hasta 601 bbl/d desde 325 bbl/d en el primer trimestre de 2015 y disminuyeron desde 2.234 bbl/d en el mismo período hace un año. Los volúmenes de diluyente han disminuido en 94% desde el primer trimestre de 2013 ya que la compañía utiliza con éxito 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 10.808 bbl/d desde 8.619 bbl/d hace un año. El balance de inventario ha aumentado como resultado de los 9.820 bbl/d acumulados en el segundo trimestre en comparación con una acumulación de 4.944 bbl/d 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, disminuyeron hasta 143.225 bpe/d en el trimestre actual desde 180.086 bpe/d en el trimestre anterior (una disminución de 20%).

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas





















Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks




2015 2T


2015 1T


2014 2T




Petróleo


Gas


Combinado


Petróleo


Gas


Combinado


Petróleo


Gas


Combinado

Volúmenes de producción vendidos (bpe/d)1



124.416


8.001


132.417


155.967


8.595


164.562


136.108


10.300


146.408





















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



55,04


33,34


53,72


50,38


32,48


49,45


99,76


31,33


94,95





















Costos de producción ($/bpe)



9,33


2,23


8,90


8,55


3,23


8,28


16,71


3,17


15,75

Costos por transportación ($/bpe)



13,73


0,85


12,95


11,75


0,82


11,18


14,99


0,02


13,93

Costos del diluyente ($/bpe)



1,98


-


1,86


1,80


-


1,70


2,19


-


2,03

Subtotal de costos ($/bpe)



25,04


3,08


23,71


22,10


4,05


21,16


33,89


3,19


31,71

Otros costos ($/bpe)2



1,26


2,12


1,31


1,46


1,33


1,45


1,34


2,55


1,43

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



(4,20)


0,10


(3,94)


4,34


(0,08)


4,11


(1,01)


(0,15)


(0,95)

Costos totales ($/bpe)



22,10


5,30


21,08


27,90


5,30


26,72


34,22


5,59


32,19





















Netback por operaciones ($/bpe)



32,94


28,04


32,64


22,48


27,18


22,73


65,54


25,74


62,76

1 Los volúmenes de producción vendidos excluyen los volúmenes de petróleo para comercialización e incluyen los volúmenes de diluyente vendido.







2 Incluye regalías pagadas en efectivo.







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




























Los costos totales por operaciones disminuyeron desde $26,72/bpe en el primer trimestre de 2015 hasta un promedio de $21,08/bpe en el trimestre actual. Los costos por operaciones, incluyendo costos por producción, transportación y dilución, aumentaron hasta $23,71/bpe durante el trimestre con respecto a $21,16/bpe en el primer trimestre de 2015. El mayor costo unitario en el trimestre es un resultado de menores volúmenes de ventas en comparación con el trimestre anterior. Además, durante este período, ocurrió una interrupción en el oleoducto Bicentenario durante 44 días y para disponer de los volúmenes desplazados la compañía negoció capacidades operativas en diferentes sistemas de oleoductos así como ventas a precio de mercado en el mercado nacional. Este incremento fue mitigado por una disminución en otros costos y una inversión de la relación de extracción por exceso/por defecto.

La compañía también reporta por separado el netback en el petróleo crudo para comercialización, el cual fue de $2,66/bbl en el trimestre actual, en comparación con $0,52/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 segundo trimestre de 2015, la compañía perforó o estuvo asociada en un pozo de exploración y en dos pozos de evaluación en Brasil, Colombia y Perú. Todos los pozos encontraron hidrocarburos económicamente explotables, para una tasa de éxito total de 100% para el período y de 86% en lo que va de año. Un nuevo descubrimiento en la cuenca Santos, en Brasil, estuvo representado por el pozo de exploración Echidna-1, perforado por Karoon Petróleo e Gás Ltda, el operador del bloque. Los dos pozos de evaluación se perforaron en los Llanos Orientales en Colombia y en la cuenca Ucayali en Perú. La producción acumulada bruta de Avispa-3ST y de Los Ángeles 2CD es de 363.782 barriles y 17.668 barriles, respectivamente (356.506 barriles y 5.300 barriles netos).

Detalles de la conferencia telefónica del segundo trimestre de 2015

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 13 de agosto de 2015 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá) y 9:00 a.m. (hora de Toronto) para discutir los resultados del segundo trimestre de 2015 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):

87641202

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):

87664706

Transmisión en la web: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html

Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 22:59 pm (hora de Bogotá) y las 23:59 pm (hora de Toronto) del jueves 27 de agosto 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):

87641202

ID de la repetición (Participantes en idioma español):

87664706


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 con 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 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.
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.

Millón de toneladas
de GNL

Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de m3 de gas natural.

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. 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.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.