Resultados de 2012 da Pacific Rubiales: Finanças fortes e crescimento contínuo na produção e reservas

TORONTO, 15 de março de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a publicação de seus resultados financeiros consolidados e auditados para os anos encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011, juntamente com sua Discussão e Análise da Administração  ("MD&A - Management Discussion and Analysis") referente ao mesmo período. Estes documentos serão publicados no Web Site da Companhia no endereço www.pacificrubiales.com, no SEDAR, no endereço www.sedar.com, no Web Site da SIMEV no endereço www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev e no Web Site da BOVESPA, no endereço www.bmfbovespa.com.br/.  Todos os valores neste comunicado à imprensa e nas divulgações financeiras da Companhia estão em dólares dos Estados Unidos (US$) a menos que de outra forma declarado.

A Companhia programou uma teleconferência para investidores e analistas na quinta-feira, 14 de março de 2013, às 09:00 horas (horário de Toronto) para discutir os resultados da companhia para o final do ano de 2012. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participarem usando as instruções para discagem disponíveis mais adiante neste comunicado à imprensa.

Visão Geral e Destaques de 2012

  • A produção cresceu 13% em relação ao ano anterior, uma média de 97.657 boe/d líquidos após royalties incluindo 1.573 bbl/d atribuídos ao Bloco Z-1, na costa do Peru. A produção líquida de equivalente no quarto trimestre foi de 108.149 boe/d, 19% mais alta do que o mesmo período de 2011.
  • O EBITDA para o ano foi US$ 2,0 bilhões, 3% mais alto do que 2011, impulsionado por produção e netbacks operacionais mais altos.
  • Os lucros líquidos foram de US$ 528 milhões, comparados com US$ 554 milhões em 2011.
  • Os Lucros Líquidos Ajustados de Operações foram de US$ 653 milhões, comparados com US$ 742 milhões reportados em 2011.
  • Os netbacks operacionais de petróleo bruto aumentaram 1% para US$ 63,14/bbl e o netback combinado de petróleo e gás foi de US$ 60,20/boe comparado com US$ 60,19/boe em 2011.
  • O total das despesas de capital E&D foram US$ 1,6 bilhão, comparado com US$ 1,1 bilhão em 2011.
  • Crescimento no total das reservas líquidas provadas e prováveis ("2P") de 27%, adicionando 142 MMboe, para uma substituição de reservas de 398%. Diversificação bem-sucedida da base de reservas com o campo Rubiales agora responsável por menos de 19% da base de reservas líquidas da Companhia, uma diminuição dos 60% registrados em 2008.
  • Sucesso de 80% na exploração com a perfuração de 55 poços exploratórios brutos (33 líquidos), adicionando 40 milhões boe líquidos às reservas 2P. Após o encerramento do ano, novas descobertas exploratórias foram anunciadas no poço Kangaroo-1X, na costa do Brasil e no poço Manamo-1X, no bloco Guama, em terra na Colômbia.
  • Adição de 92 MMboe de reservas e produção significativa a partir de aquisições, incluindo uma participação no Bloco Z-1 na costa do Peru, e as aquisições da PetroMagdalena Energy Corp. e da C&C Energia Ltd., em terra na Colômbia.
  • Início do projeto-piloto STAR - Synchronized Thermal Additional Recovery (recuperação adicional térmica sincronizada) no campo Quifa SW, teste bem-sucedido de vapor e gás nitrogênio completado em 2012, e iniciação de injeção de ar em 18 de fevereiro de 2013, com resposta positiva de produção.

"2012 foi outro ano excepcional de crescimento na produção e nas reservas da Companhia", comentou Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia. "Tivemos um início de ano desafiador, quando nossa produção se retraiu durante os oito primeiros meses devido à demora, fora de nosso controle, nas licenças ambientais e de desenvolvimento. Após recebermos algumas das licenças em agosto, conseguimos aumentar substancialmente a produção durante o quarto trimestre e alcançar um final de ano bastante forte. A produção média do ano, incluindo a produção atribuída ao nosso Bloco Z-1 no Peru, foi 13% mais alta do que em 2011, ligeiramente mais baixa do que esperávamos originalmente. Uma medida muito mais importante de desempenho operacional pode ser vista na produção de nosso quarto trimestre que ficou 19% mais alta em comparação com o mesmo período de 2011.

"O desempenho financeiro foi forte, com o EBITDA aumentando em relação ao ano anterior. Apesar de uma diminuição de 1% no preço de referência do WTI comparado com 2011, a Companhia aumentou seus netbacks operacionais para o petróleo em 1%, uma indicação da força de nosso grupo comercial e a vantagem contínua que o petróleo colombiano desfruta no mercado internacional.

"As reservas e recursos da Companhia continuaram a crescer juntamente com a produção. As reservas do final de 2012 cresceram 27% com adições líquidas de reservas 2P de 4 boe por boe produzido. A Companhia continua a diversificar sua base de reservas, com o campo do Rubiales agora representando menos de 19% do total das reservas 2P líquidas.

"Durante 2012 transformamos o portfólio da Companhia através de aquisições selecionadas, para estabelecermos e apoiarmos o crescimento de longo prazo e adicionarmos valor aos nossos negócios já existentes. Esta atividade teve o objetivo de adquirir reservas de baixo custo e estratégicas que proporcionam valor imediato e produção que acrescenta fluxo de caixa a curto prazo, bem como expandir os recursos de exploração para impulsionarmos o crescimento, visando um período além de três até cinco anos.

"A aquisição de 49% de participação do Bloco marítimo Z-1 nos proporcionou nossa primeira produção no Peru e, com uma nova plataforma de desenvolvimento agora já instalada, esperamos poder aumentar substancialmente a produção de petróleo durante os próximos anos, através de perfuração de desenvolvimento. O Bloco Z-1 também possui uma ampla e prospectiva base de recursos para apoiar a atividade de exploração futura.

"A aquisição da PetroMagdalena e da C&C Energia, feita pela Companhia durante 2012, acrescentou produção de petróleo médio e leve e reservas que podem ser usadas como uma fonte estratégica de diluente para nossa crescente produção de petróleo pesado na bacia de Llanos, na Colômbia. A produção integrada da Companhia de óleo leve diluente / óleo pesado, juntamente com sua crescente participação em oleodutos e infraestrutura de transportes na Colômbia, captura uma significativa margem de valor incremental na propriedade direta de petróleo leve, versus o custo da compra de volumes de diluente.

"Durante 2012, continuamos a expandir nosso alcance de exploração através da captura de grandes recursos no estágio inicial em um número de oportunidades selecionadas e concentradas em países latino-americanos, que mostram um equilíbrio entre os riscos acima e abaixo do solo. Esta estratégia é similar àquela que levou ao pioneirismo bem-sucedido da Companhia, uma grande captura de recursos ao longo do cinturão de recursos de petróleo pesado na Colômbia, e utiliza a especialização incorporada em bacias terrestres e marítimas e de fronteiras e a capacidade adquirida pela Companhia a partir de suas origens técnicas e de gerenciamento. Elas ilustram a capacidade e a visão da Companhia para além do curto e médio prazos, aumentando as oportunidades de apoiar, melhorar e desenvolver novos prospectos de crescimento para o futuro. Já observamos algum sucesso inicial em nosso primeiro poço perfurado no Brasil, o poço exploratório Kangaroo-1X que cruzou uma coluna bruta de petróleo de 25 metros no Eoceno.

"O Balanço da Companhia permanece forte e nossos objetivos de crescimento continuam intactos. Estou confiante de que temos os recursos e a capacidade comercial e técnica para continuar com nossa estratégia de crescimento repetível e lucrativo, construindo para o futuro de longo prazo, a Companhia líder de E&P concentrada na América Latina".

Resumo Financeiro

O resumo dos resultados financeiros para os doze e três meses encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011 segue abaixo (uma discussão, explicação e análise mais detalhada pode ser consultada na Discussão e Análise da Administração para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012, datada de 13 de março de 2013):


Ano encerrado em


Três meses encerrados em


dezembro


dezembro

(em milhares de US$ exceto quantias por ação ou conforme observação) 

2012

2011


2012

2011







Venda de petróleo e gás 

$  3.884.762

$  3.380.819


$  1.046.689

$  1.011.476







EBITDA (1)

    2.018.395

    1.959.092


429.041

566.671

Margem EBITDA (EBITDA/Receitas) 

52%

58%


41%

56%

Por ação - básico ($) (2)

6,85

7,20


1,45

2,02

              - diluído ($) 

6,67

6,57


1,41

1,97







Lucro Líquido

527.729

554.336


(23.777)

80.834

Por ação - básico ($)  (2)

1,79

2,04


(0,08)

0,29

               - diluído ($) 

1,74

1,97


(0,08)

0,28







Fluxo de caixa das operações

1.802.735

1.219.057


676.938

477.530

Por ação - básico ($)  (2)

6,12

4,48


2,28

1,70

               - diluído ($) 

5,95

4,09


2,23

1,66







Lucro líquido ajustado das operações

652.857

742.288


38.169

167.091

Por ação - básico ($)  (2)

2,22

2,73


0,13

0,60

               - diluído ($) 

2,16

2,49


0,13

0,58







Itens não-operacionais

125.128

187.952


61.946

86.257







Fluxo de fundos das operações (1)

    1.387.544

1.368.599


231.532

351.760

Por ação - básico ($)  (2)

4,71

5,03


0,78

1,26

               - diluído ($) 

4,58

4,59


0,76

1,22





 

(1) Consulte as "Medidas Financeiras Adicionais", na Seção 17 da Discussão e Análise da Administração da Companhia para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012, datada de 13 de março de 2013 (A "MD&A").

 

 

(2) O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012 e 2011 foi de  294.576.424 (completamente diluído – 302.823.229) e 271.985.534 (completamente diluído – 298.271.197), respectivamente.

Volumes de Vendas e Netbacks Operacionais do petróleo bruto e do gás natural

A Companhia produz e vende petróleo bruto e gás natural e também compra líquidos e petróleo bruto de terceiros para uso como diluentes para serem misturados com sua produção de petróleo pesado e para propósitos comerciais, que estão incluídos no "volume diário vendido" que é reportado. Os volumes de vendas também são impactados pelo respectivo movimento nos inventários durante um período reportado. Tanto as receitas quanto os custos são identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.

Um resumo da reconciliação entre os volumes produzidos e os volumes vendidos é fornecido na tabela abaixo (uma discussão, explicação e análise mais detalhada pode ser consultada na MD&A):


Ano encerrado
em dezembro


Três meses encerrados
em dezembro

Produção Líquida (boe/d)

2012

2011


2012

2011

Colômbia

96.084

86.497


106.692

90.959

Peru

1.573

-


1.457

-

Total 

97.657

86.497


108.149

90.959







Produção líquida vendida (boe/d)






Produção disponível para venda (boe/d) *

96.179

86.497


107.071

90.959

Volumes de diluentes (bbl/d)

9.609

13.381


9.671

12.874

Petróleo para volumes

comercializados (bbl/d)

4.937

3.449


1.718

9.067

Balanços do Inventário e Outros (boe/d)

(1.745)

(2.881)


1.681

(4.694)

Volumes Vendidos (boe/d)

108.980

100.446


120.141

108.206







 * Produção disponível para venda inclui toda produção líquida na Colômbia e os 49% da Companhia da produção líquida no Peru de 13 de dezembro até 31 de dezembro de 2012.

O netback operacional combinado do petróleo bruto e do gás natural durante o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012 foi US$ 60,20, praticamente igual ao mesmo período de 2011. Netbacks operacionais para os doze meses encerrados em 31 de dezembro de 2012 e de 2011 são fornecidos na tabela abaixo (uma discussão, explicação e análise mais detalhada, juntamente com os netbacks segmentados do quarto trimestre estão disponíveis na MD&A):


Ano encerrado em dezembro



2012

2012

2012


2011


Petróleo

 Gás

 Combinado


 Combinado

Volume médio diário vendido (boe/dia)(1)

93.141

10.902

104.043


96.997







Netback Operacional ($/boe)






Preço de venda do petróleo bruto e do gás natural

102,94

42,19

96,58


91,58







Custo de produção dos barris vendidos (2)

11,71

4,60

10,96


5,48

Transporte (caminhão e dutos) (3)

13,95

0,20

12,51


10,93

Custo do

diluente (4)

11,08

-

9,92


14,23

Outros custos (5)

1,12

2,65

1,28


0,57

Total do custo de produção

37,86

7,45

34,67


31,21







Overlift/Underlift (6)

1,94

(0,27)

1,71


0,18

Netback Operacional do petróleo bruto e gás natural ($/boe)

63,14

35,01

60,20


60,19













Netback do petróleo bruto comercializado


 

Ano encerrado em dezembro




2012


2011







Volume médio diário vendido (boe/dia)



4.937


3.449







Netback Operacional ($/boe)






Petróleo bruto comercializado



114,62


110,10

Custo das compras de petróleo bruto comercializado



111,24


106,52

Netback Operacional do petróleo bruto  comercializado($/boe)



3,38


3,58





(1)



Dados de netback operacional combinados com base na média ponderada de produção diária vendida, incluindo os diluentes necessários para o aprimoramento do blend Rubiales.

(2)



O custo de produção inclui principalmente custos de extração e outros custos diretos de produção tais como  consumo de combustível, energia terceirizada, transporte de fluidos (petróleo e água), despesas de pessoal e reparos, entre outros. Os aumentos dos custos de produção de petróleo são resultado de uma produção mais alta de fluidos (principalmente de água) que afeta o consumo de combustível, custos de energia terceirizada e transporte de fluido, conforme comparado com o período anterior de 2011.

(3)



 Inclui os custos de transporte de petróleo bruto e gás através de dutos e de caminhões-tanque incorridos pela Companhia para levar os produtos para os pontos de entrega aos clientes.

(4)



Durante 2012, o custo do diluente de petróleo diminuiu 28% (US$ 4,31/bbl), devido ao uso de um volume menor de diluentes (4.447 bbl/d, cerca de 33%) com maiores proporções de mistura, principalmente gasolina natural (81,9° API),enquanto a Companhia aumentou suas vendas de petróleo em 3,5% (3.128 bbl/d), mesmo que os preços de diluentes, armazenagem e tarifas de caminhões de 2012 tenham sido mais altos do que 2011 em US$ 14,32/bbl (US$ 117,45/bbl vs. US$ 103,13/bbl).

O custo líquido ajustado de mistura do Rubiales bruto aumentou para US$ 3,65/bbl no ano de 2012 de US$ 3,14/bbl em 2011 (16%). Este aumento foi principalmente devido aos custos líquidos mais altos de diluente (US$ 25,10/bbl vs. US$ 13,66/bbl) porque os preços mais altos do diluente, da armazenagem e das tarifas dos oleodutos foram compensados por proporção média melhorada de mistura de 14,55%.

(5)



Outros custos correspondem principalmente aos royalties sobre a produção de gás, manutenção rodoviária externa no campo de Rubiales, flutuação de estoque, custos de armazenagem e o efeito líquido dos hedges cambiais de despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período. O aumento nos outros custos durante o quarto trimestre de 2012 foi causado pelo custo da flutuação no inventário (US$ 4/bbl) devido ao aumento nas vendas durante este período. Este aumento foi compensado com a flutuação no inventário do trimestre anterior.

 

Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift para o período no total de US$ 65,0 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados para US$ 1,71/boe, conforme explicado na "Discussão sobre os Resultados Financeiros do Quarto Trimestre de 2012 – Posição Financeira – Custos Operacionais", da MD&A.

(6)



Resumo da Produção

A Companhia produz petróleo bruto e gás natural de um número de diferentes campos, sendo que mais de 98% deles estão localizados na Colômbia. A Companhia opera a maior parte de sua produção. A produção média líquida após royalties durante o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012 foi de 97.657 boe/d (incluindo 1.573 bbl/d atribuídos à aquisição pela Companhia do Bloco Z-1 no Peru, realizada em dezembro de 2012 com data efetiva de 1 de janeiro de 2012), cerca de 13% mais alta do que o mesmo período de 2011.

A produção líquida média disponível para venda de 96.179 boe/d para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2012, conforme reportada nos resultados financeiros da Companhia, inclui sua parte líquida após royalties para toda sua produção de campo na Colômbia e sua porção da produção do Bloco Z-1, produzida a partir do fechamento da aquisição do Bloco Z-1 em 13 de dezembro até 31 de dezembro de 2012.

A tabela abaixo fornece a produção média para os principais campos produtores da Companhia para os anos encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011 (uma discussão, explicação e análise mais detalhada, juntamente com a produção segmentada do quarto trimestre estão disponíveis na MD&A):

 





Produção Média Anual (em boe/d)





Produção total do campo


Parte antes dos royalties (1)


Parte líquida após royalties


Campos produtores - Colômbia

2012

2011


2012

2011


2012

2011


Rubiales / Piriri

177.015

165.446


74.113

68.503


59.285

54.802


Quifa(2)

46.701

36.496


27.851

20.928


22.070

19.181


La Creciente (3)

10.864

10.801


10.662

10.586


10.660

10.584


Cubiro

2.196

-


1.408

-


1.295

-


Abanico

1.584

2.183


454

643


436

617


Sabanero (4)

1.244

-


613

-


576

-


Dindal / Rio Seco

1.130

1.220


672

725


553

609


Cajua

926

-


556

-


522

-


Arrendajo

901

-


478

-


440

-


Rio Ceibas

-

1.754


-

475


-

380


Outros campos produtores (5)

703

550


260

330


247

324


Produção total - Colômbia

243.264

218.450


117.067

102.190


96.084

86.497












Campos produtores - Peru (Ver nota abaixo)










Bloco Z-1 (6)

3.311

-


1.596

-


1.573

-


Produção total - Peru

3.311

-


1.596

-


1.573

-












Produção total Colombia e Peru

246.575

218.450


118.663

102.190


97.657

86.497




(1)

A parte antes dos royalties é líquida de consumo interno no campo e antes da cláusula PAP no campo Quifa SW.

(2)

Inclui o campo Quifa SW e a produção inicial dos prospectos do Quifa Norte. A parte da Companhia antes dos royalties no campo Quifa SW é de 60% e diminui de acordo com uma cláusula de preços altos que designa produção adicional para a Ecopetrol.

(3)

Os royalties sobre a produção de gás do campo de La Creciente são pagáveis em dinheiro e contabilizados como parte do custo de  produção. Os royalties sobre os condensados são pagos em espécie, representando um pequeno impacto na parte líquida após os royalties. A Companhia completou 80% do projeto para aumentar a capacidade de processamento para 100 MMcf/d na Estação La Creciente.

(4)

A Companhia possui uma participação de 49,999% na Maurel & Prom Colombia B.V., que indiretamente possui participação de 49,999% no bloco Sabanero.

(5)

Outros campos produtivos correspondem aos ativos produtivos localizados nos blocos de Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Guasimo e Buganviles. Também inclui os blocos adquiridos da PetroMagdalena tais como os blocos Carbonera, Carbonera La Silla e Yamu (Yamu não é um bloco operado). Sujeita à aprovação da Ecopetrol e da ANH, a Companhia alienou sua participação nos blocos Moriche, Las Quinchas, Guasimo e Chipalo.

(6)

O Bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, que são operados pela BPZ Resources, Inc. A Companhia adquiriu 49% de participação integral no Bloco Z-1 em 27 de abril de 2012. A transação foi finalizada mediante recebimento de aprovação governamental em 12 de dezembro de 2012. A Companhia ou qualquer de suas subsidiárias será a gerente das operações técnicas mediante um Contrato de Serviços Operacionais. Os royalties aplicáveis no Peru são pagos em dinheiro e são contabilizados como parte do custo de produção.











Reservas de 2012

A tabela a seguir resume a informação contida nos relatórios sobre as reservas preparados pelas firmas independentes de engenharia das reservas da Companhia: RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd. e Netherland Sewell & Associates Inc., com data efetiva de 31 de dezembro de 2013. Estes relatórios de reservas foram preparados de acordo com o Instrumento Nacional 51-101 – Padrões para Divulgação de Atividades de Petróleo e Gás ("NI 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities") e estão incluídos no Formulário da Companhia, chamado Declaração de Dados de Reservas e Outras Informações sobre Petróleo e Gás da Pacific Rubiales Energy Corp. (NI51-101 F1 - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp.) registrado no SEDAR.

 

Resumo das Reservas 2P de 2012


Reservas 2P líquidas de Equivalentes

 de Petróleo(MMboe)(2)

31 de dezembro de 2011(1)

407,3

Adições líquidas(3)

142,1

Produção(4)

(35,7)

31 de dezembro de 2012

513,7

Notas:
(1) Declaração de Dados de Reservas e Outras Informações sobre Petróleo e Gás de 31 de dezembro de 2011, registrada no SEDAR no Formulário 51-101 F1, em 14 de março de 2012.
(2) O Boe é expresso aqui usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl requerido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia para todas as reservas colombianas da Companhia e 6 Mcf: 1 bbl para as reservas da Companhia no Peru.
(3) Inclui as estimativas da Companhia para reservas de petróleo no Bloco Z-1, na costa do Peru preparadas pela Netherland Sewell & Associates Inc. de acordo com o NI 51-101. A variação nas reservas 2P em relação àquelas reportadas no comunicado à imprensa da Companhia datado de 4 de março de 2013, é resultado das diferenças entre os padrões da Comissão de Valores Mobiliários ("SEC - Securities and Exchange Comission") dos EUA e o NI 51-101. Conforme os padrões do NI 51-101, todos os royalties que são pagos em dinheiro em vez de em espécie são contabilizados nos volumes líquidos de barris reportados, enquanto conforme os padrões da SEC, todos os royalties pagos em dólares são contabilizados no valor atual líquido ("NPV – net present value") reportado.
(4) A produção representa o período de doze meses encerrado em 31 de dezembro de 2012 e inclui a produção da aquisição da participação de 49% no Bloco Z-1, efetiva a partir de 1 de janeiro de 2012.

Arbitragem PAP

A parte da Companhia na produção do campo Quifa SW é de 60% antes dos royalties. Esta participação pode diminuir quando a aplicação da cláusula de preços altos ("PAP") for acionada.

Em 27 de setembro de 2011, a Ecopetrol e a Companhia concordaram com um processo de arbitragem para resolver as diferenças na interpretação da cláusula PAP no Contrato de Associação Quifa e seu efeito em suas partes da produção.

Em 13 de março de 2013, a câmara de arbitragem proferiu sua decisão e interpretou que a fórmula PAP deve ser calculada sobre 100% da produção do campo Quifa SW, em vez de apenas sobre os 60% da Companhia.

No entanto, a câmara de arbitragem indeferiu expressamente o pedido da Ecopetrol que requeria um mandado para que a Pacific Rubiales fornecesse os volumes associados de hidrocarbonetos como resultado da sua interpretação da fórmula PAP. A decisão arbitral ainda não é definitiva, nem oferece recursos executáveis contra a Companhia.

A Companhia está avaliando a decisão já que a mesma deixa em aberto várias questões não resolvidas. A Companhia está também avaliando todas seus recursos alternativos de acordo com as leis colombianas e os tratados internacionais aplicáveis.

Caso a interpretação da fórmula PAP pela câmara de arbitragem se torne executável, a Companhia terá que fornecer um adicional estimado de 1,39 MM bbl de petróleo à Ecopetrol, representando a parte adicional da Ecopetrol na produção de Quifa SW de 3 de abril de 2011 a 31 de dezembro de 2012, o que, de qualquer forma, seria entregue em espécie a partir das produções futuras de 10% da sua parte líquida diária na produção do campo Quifa SW (a partir de hoje, aproximadamente 2.270 bbl/d por um período de 20 meses). Este volume adicional foi registrado como um overlift nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia até 31 de dezembro de 2012.

Como resultado do acima exposto e através de uma prática contábil prudente, foi feita uma provisão no balanço da Companhia, relativa ao final do ano de 2012, para contabilizar montantes acumulados da seguinte forma:

  • Impacto negativo de US$ 92 milhões no EBITDA de 2012, de US$ 2.110 milhões para US$ 2.018 milhões, representando uma redução de aproximadamente 4%.
  • Impacto negativo de US$ 61 milhões no lucro líquido de 2012, de US$ 589 milhões para US$ 528 milhões, o que representa uma redução de aproximadamente 10%.

Detalhes da teleconferência sobre o final do ano de 2012

A Companhia programou uma teleconferência para investidores e analistas na quinta-feira, 14 de março de 2013 às 08:00 horas (horário de Bogotá), 09:00 horas (horário de Toronto) e 10:00 horas (horário do Rio de Janeiro) para discutir os resultados do final do ano de 2012. Os participantes incluirão Ronald Pantin, Executivo-Chefe, José Francisco Arata, Presidente e membros selecionados da gerência sênior.

A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A Companhia irá publicar uma apresentação no Web Site da Companhia antes da conferência, que pode ser acessada no endereço: www.pacificrubiales.com.

Os analistas e os investidores interessados estão convidados a participar usando os números de discagem abaixo:

Telefone para participante (Internacional/Local):  



(647) 427-7450

Telefone para participante (Ligação gratuita na Colômbia):  



01-800-518-0661

Telefone para participante (Ligação gratuita na América do Norte): 



1-888-231-8191

ID da conferência (Participantes em inglês):  



10631001

ID da conferência (Participantes em espanhol):   



10645383

A conferência será transmitida por webcast e pode ser acessada no seguinte link:http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html

Uma reprodução da conferência estará disponível até as 23:59 horas (horário de Toronto) de 28 de março de 2013 e pode ser acessada conforme abaixo:

Ligação gratuita Encore pelo número: 



1-855-859-2056

Chamada local Encore pelo número:  



416-849-0833

ID Encore (Participantes em inglês):  



10631001

ID Encore (Participantes em espanhol): 



10645383

A Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto, detém 100% da Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo bruto pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos e 100% da Pacific Stratus Energy Colombia Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da  PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia e 100% da C&C Energia Ltd.,  que possui ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a Companhia possui um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e em Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia e como Brazilian Depositary Receipts na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Advertência com relação às Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente disponíveis para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes daqueles discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado, possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua-Nova Guiné ou Guiana; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no  formulário de informações da Companhia datado de 14 de março de 2012 e arquivado no SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto quando exigido por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Apesar de a Companhia acreditar que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção reportados podem não corresponder às taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado em inglês e traduzido posteriormente para o espanhol e o português. Caso haja diferenças entre a versão em inglês e suas versões traduzidas, o documento em inglês deverá prevalecer.

Definições

Bcf

Bilhão de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhão de pés cúbicos de gás natural equivalente.

bbl

Barris de petróleo.

bbl/d

Barris de petróleo por dia.

boe

Barris de óleo equivalente por dia. O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente.
O padrão colombiano é uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf: 1 bbl e é baseada em um método de
conversão de energia de equivalência aplicável principalmente na ponta do queimador e  não
representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.

boe/d

Barris de óleo equivalente por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de óleo equivalente.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de óleo equivalente.

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

WTI

Índice de preços do petróleo bruto intermediário do Oeste do Texas.

Para informações adicionais:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente Sênior de Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez
Gerente de Relações com Investidores
+57 (1) 511-2319

(PRE.)

FONTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



RELATED LINKS
http://www.pacificrubiales.com

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