Resultados de Pacific Rubiales en el 2012: Finanzas sólidas y crecimiento continuo en producción y reservas

 

TORONTO, 16 de marzo de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados para los años cerrados el 31 diciembre de 2012 y de 2011, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia) para el período correspondiente. Estos documentos se publicarán en el sitio web de la compañía en www.pacificrubiales.com, en SEDAR en www.sedar.com, en el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev y en 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 llamada de teleconferencia para inversores y analistas el jueves 14 de marzo de 2013 a las 9:00 a.m. (hora de Toronto) para analizar los resultados finales del año 2012 de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar que se ofrecen más adelante en este comunicado de prensa.

Resumen y aspectos destacados del 2012

  • La producción creció 13% de año en año, promediando 97.657 bpe/d netos después de regalías incluyendo 1.573 bbl/d atribuidos al Bloque Z-1, costa afuera en Perú. La producción neta equivalente en el cuarto trimestre fue de 108.149 bpe/d, 19% mayor que durante el mismo período en 2011.
  • EBITDA para el año fue de $2.000 millones, 3% superior a la de 2011, impulsada por mayor producción y netbacks por operaciones.
  • Las utilidades netas fueron de $528 millones, en comparación con $554 millones en 2011.
  • Las utilidades netas ajustadas por operaciones fueron de $653 millones en comparación con $742 millones reportados en 2011.
  • Los netbacks por operaciones de petróleo crudo aumentaron 1% hasta $63,14/bbl y el netback combinado de petróleo y gas fue de $60,20/bpe en comparación con $60,19/bpe en 2011.
  • Gastos totales de capital en exploración y desarrollo de $1.600 millones, en comparación con $1.100 millones en 2011.
  • Crecimiento en reservas netas probadas más probables ("2P") totales de 27%, añadiendo 142 MMbpe, lo cual representa un reemplazo de reservas de 398%. Diversificación exitosa de la base de reservas con el campo Rubiales representando ahora menos del 19% de la base de reservas netas de la compañía, una disminución con respecto al 60% que representaba en 2008.
  • Éxito de exploración de 80%, perforación de 55 pozos de exploración brutos (33 netos), adición de 40 millones de bpe en reservas 2P netas. Luego del cierre del año, se anunciaron nuevos descubrimientos de exploración en el pozo Kangaroo-1X, costa afuera en Brasil y en el pozo Manamo-1X en el bloque Guama, en tierra firme en Colombia.
  • Adición de 92 MMbpe de reservas y considerable producción procedente de adquisiciones, incluyendo una participación en el Bloque Z-1 costa afuera en Perú, y las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. y C&C Energia Ltd., en tierra firme en Colombia.
  • Arrancada del proyecto piloto para Recuperación Adicional Térmica Sincronizada ("STAR", por sus siglas en inglés) en el campo Quifa SW, pruebas exitosas de vapor y nitrógeno completadas en 2012, y el inicio de la inyección con aire, el 18 de febrero de 2013 con respuesta de producción positiva.

"El 2012 fue otro año destacado de crecimiento en producción y reservas para la compañía", comentó Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía. "Tuvimos un comienzo de año muy difícil, y nuestra producción estuvo limitada durante los primeros ocho meses debido a retrasos fuera de nuestro control de los permisos medioambientales y desarrollo. Después de recibir algunos de los permisos en agosto, pudimos aumentar considerablemente la producción durante el cuarto trimestre y alcanzar un cierre de año muy sólido. La producción promedio del año, incluyendo la producción atribuible a nuestro Bloque Z-1 en Perú, fue 13% superior a la de 2011, ligeramente por debajo de lo que esperábamos originalmente. Un índice mucho más importante de desempeño operativo puede verse en nuestra producción del cuarto trimestre que fue 19% superior a la del mismo período en 2011.

"El desempeño financiero fue sólido, con incremento de EBITDA de año en año. A pesar de un descenso de 1% en el precio de referencia del WTI en comparación con 2011, la compañía aumentó sus netbacks por operaciones en petróleo en 1%, lo cual es una indicación de la fortaleza de nuestro grupo de comercialización y de la ventaja continua que disfruta del petróleo colombiano en el mercado internacional.

"Las reservas y los recursos de la compañía continuaron creciendo en sintonía con la producción. Las reservas al cierre del año 2012 crecieron en 27%, con adiciones de reservas 2P netas de 4 bpe por bpe producido. La compañía continúa diversificando su base de reservas, con el campo Rubiales representando ahora menos del 19% de las reservas 2P netas totales.

"Durante 2012 hicimos una transición en la cartera de la compañía a través de adquisiciones selectas, para preparar y apuntalar crecimiento a largo plazo y añadir valor a nuestros negocios existentes. Esta actividad estuvo dirigida hacia la adquisición de reservas económicas y estratégicas que brindan valor inmediato y producción que tiene un impacto en el flujo de caja a corto plazo, así como mayores recursos de exploración para impulsar crecimiento, mirando a un plazo más allá de tres a cinco años.

"La adquisición de una participación de 49% en el Bloque Z-1 costa afuera nos aporta nuestra primera producción en Perú y con una nueva plataforma de desarrollo en el lugar, esperamos poder aumentar considerablemente la producción de petróleo durante los próximos años a través de perforación de desarrollo. El Bloque Z-1 también tiene una base de recursos vasta y prospectiva para afianzar la actividad de exploración futura.

"La adquisición de PetroMagdalena y C&C Energia por parte de la compañía durante 2012 añadió producción y reservas de petróleo medio y ligero que pueden usarse como una fuente estratégica de diluyente para nuestra creciente producción de petróleo pesado en la cuenca Llanos, en Colombia. La producción integrada de petróleo ligero como diluyente / petróleo pesado de la compañía, junto con su creciente propiedad en oleoductos e infraestructura de transportación en Colombia, captura un considerable margen de valor incremental sobre la propiedad directa de petróleo ligero, en comparación con el costo de compra de volúmenes de diluyente.

"Durante 2012, continuamos expandiendo nuestra presencia de exploración a través de la captura de grandes recursos en etapas tempranas en un número de oportunidades selectas enfocadas en países latinoamericanos que muestran un balance de riesgo sobre y debajo del terreno. Esta es una estrategia similar a la que condujo a la exitosa "primera movida" de la compañía, la captura de grandes recursos en el cinturón de recursos de petróleo pesado en Colombia, y aprovecha la experiencia y capacidad en tierra firme/costa afuera y en cuenca de frontera que la compañía ha adquirido e integrado a partir de sus orígenes técnicos y gerenciales. Esto ilustra la capacidad y la visión de la compañía para ver más allá de corto y medio plazo, acumulando oportunidades para apoyar, mejorar y desarrollar nuevos prospectos de crecimiento en el futuro. Ya hemos visto cierto éxito temprano en nuestro primer pozo perforado en Brasil, el pozo de exploración Kangaroo-1X el cual interceptó una sección de petróleo bruta de 25 metros en el Eoceno.

"El balance de la compañía permanece sólido y nuestros objetivos de crecimiento están intactos. Confío en que tenemos los recursos y la capacidad comercial y técnica para continuar nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable creando para el futuro a largo plazo, la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".

Resumen financiero

A continuación se ofrece un resumen de los resultados financieros para los doce y tres meses cerrados el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 (se puede encontrar discusión, explicación y análisis con mayores detalles en el documento Discusión y Análisis de la Gerencia de la compañía para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 con fecha 13 de marzo de 2013):






Año cerrado en

diciembre


Tres meses cerrados

e diciembre

(En miles de US$ excepto en cantidades por acción o según se indique) 

2012

2011


2012

2011







Ventas de petróleo y gas

 $  3.884.762

$  3.380.819


$  1.046.689

$  1.011.476







EBITDA (1)

2.018.395

1.959.092


429.041

566.671

Margen EBITDA (EBITDA/ingresos) 

52%

58%


41%

56%

Por acción - básica ($) (2)

6,85

7,20


1,45

2,02

              - diluida ($) 

6,67

6,57


1,41

1,97







Utilidades netas

527.729

554.336


(23.777)

80.834

Por acción  - básica ($)  (2)

1,79

2,04


(0,08)

0,29

               - diluida ($) 

1,74

1,97


(0,08)

0,28







Flujo de caja por operaciones

 1.802.735

1.219.057


676.938

477.530

Por acción  - básica ($)  (2)

6,12

4,48


2,28

1,70

               - diluida ($) 

5,95

4,09


2,23

1,66







Utilidades netas ajustadas por operaciones

652.857

742.288


38.169

167.091

Por acción  - básica ($)  (2)

2,22

2,73


0,13

0,60

               - diluida ($) 

2,16

2,49


0,13

0,58







Partidas no operacionales

125.128

187.952


61.946

86.257







Flujo de fondos por operaciones (1)

1.387.544

1.368.599


231.532

351.760

Por acción - básica ($) (2)

4,71

5,03


0,78

1,26

              - diluida ($) 

4,58

4,59


0,76

1,22





(1)



Consulte "Additional Financial Measures" (Índices Financieros Adicionales), en la Sección 17 del documento Discusión y Análisis de la Gerencia de la compañía para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 con fecha 13 de marzo de 2013 (el "MD&A").

(2)



El número promedio ponderado básico de acciones ordinarias en circulación para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 fue de 294.576.424 (completamente diluidas – 302.823.229) y 271.985.534 (completamente diluidas – 298.271.197), respectivamente.

Volúmenes de ventas y netbacks por operaciones de petróleo crudo y gas natural

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para utilizar como diluyentes para mezclar con su producción de petróleo pesado y con propósitos de comercialización, los cuales se incluyeron en el "volumen diario vendido" informado. Los volúmenes de ventas también son afectados por el movimiento relativo en los inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos se reconocen en los volúmenes respectivos vendidos durante el periodo.

En la siguiente tabla se brinda un resumen de la conciliación entre los volúmenes producidos y los volúmenes de ventas (en el documento MD&A puede encontrarse discusión, explicación y análisis con más detalles):


Año cerrado en
diciembre


Tres meses cerrados en
diciembre

Producción neta (bpe/d)

2012

2011


2012

2011

Colombia

96.084

86.497


106.692

90.959

Perú

1.573

-


1.457

-

Total 

97.657

86.497


108.149

90.959







Producción neta vendida (bpe/d)






Producción disponible para la venta (bpe/d) *

96.179

86.497


107.071

90.959

Volúmenes de diluyente (bbl/d)

9.609

13.381


9.671

12.874

Petróleo para volúmenes de comercialización (bbl/d)

4.937

3.449


1.718

9.067

Balances de inventario y otros (bpe/d)

(1.745)

(2.881)


1.681

(4.694)

Volúmenes vendidos (bpe/d)

108.980

100.446


120.141

108.206







 * La producción disponible para la venta incluye toda la producción neta en Colombia y el 49% de la producción neta de la compañía en Perú desde el 13 de diciembre hasta el 31 de diciembre de 2012.

El netback por operaciones combinado de petróleo crudo y gas natural durante el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 fue de $60,20, aproximadamente sin variación con respecto al mismo periodo en 2011. Los netbacks por operaciones para los doce meses cerrados el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 se brindan en las tablas siguientes (en el documento MD&A se puede encontrar discusión, explicación y análisis con más detalles así como los netbacks segmentados del cuarto trimestre):


Año cerrado en diciembre



2012

2012

2012


2011


 Petróleo

 Gas

 Combinado


 Combinado

Volumen diario promedio vendido (bpe/día)(1)

93.141

10.902

104.043


96.997







Netback por operaciones ($/bpe)






Precio de venta del petróleo crudo y el gas natural

102,94

42,19

96,58


91,58







Costo de producción de los barriles vendidos (2)

11,71

4,60

10,96


5,48

Transportación (camiones y oleoducto) (3)

13,95

0,20

12,51


10,93

Costo del diluyente(4)

11,08

-

9,92


14,23

Otros costos (5)

1,12

2,65

1,28


0,57

Costo total de producción

37,86

7,45

34,67


31,21







Extracción por exceso/ Extracción por defecto (6)

1,94

(0,27)

1,71


0,18

Netback por operaciones de petróleo crudo y gas ($/bpe)

63,14

35,01

60,20


60,19













Netback por comercialización de petróleo crudo


 

Año cerrado en diciembre





2012


2011







Volumen diario promedio vendido (bpe/día)



4.937


3.449







Netback por operaciones ($/bpe)






Petróleo crudo comercializado



114,62


110,10

Costo de las compras del petróleo crudo comercializado



111,24


106,52

Netback por operaciones de comercialización de petróleo crudo ($/bpe)



3,38


3,58





(1)



Los datos de netback por operaciones combinadas se basan en el volumen diario promedio ponderado vendido que incluye los diluyentes necesarios para la mejora de la mezcla Rubiales.

(2)



El costo de producción incluye principalmente costos de extracción y otros costos directos de producción como consumo de combustible, energía contratada, transporte de fluidos (petróleo y agua), gastos de personal y reacondicionamientos, entre otros. Los aumentos en los costos de la producción de petróleo están impulsados por mayor producción de fluidos (principalmente agua) lo cual afecta los costos por consumo de combustible, energía contratada y transporte de fluidos; en comparación con el período anterior de 2011.

(3)



Incluye los costos de transportación de petróleo crudo y gas mediante oleoductos y camiones cisterna incurridos por la compañía para llevar los productos a los puntos de entrega a los clientes.

(4)



 Durante 2012, el costo del diluyente de petróleo disminuyó 28% ($4,31/bbl), debido menor uso de volumen de diluyentes (4.447 bbl/d, aproximadamente 33%) con relaciones de mezcla más altas, principalmente gasolina natural (81,9o API), a la vez que la compañía incrementó sus ventas de petróleo en 3,5% (3.128 bbl/d), incluso aunque los precios del diluyente y los cargos por almacenamiento y transportación en camiones fueron $14,32/bbl más altos en 2012 que en 2011 ($117,45/bbl contra $103,13/bbl).
El costo neto ajustado de la mezcla de crudo Rubiales aumentó a $3,65/bbl en el año 2012 en comparación con $3,14/bbl en 2011 (16%). Este incremento se debió principalmente a mayores costos netos del diluyente ($25,10/bbl contra $13,66/bbl) debido a subidas de los precios del diluyente, cargos por almacenamiento y oleoducto, compensados por una mejor relación promedio de mezcla de 14,55%.

(5)



 Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de caminos externos en el campo Rubiales, fluctuación del inventario, costo de almacenamiento y el efecto neto de coberturas de riesgo cambiario de los gastos de operación incurridos en pesos colombianos durante el período. El incremento en otros costos durante el cuarto trimestre de 2012, estuvo impulsado por los costos de fluctuación de inventario ($4/bbl) debido a mayores ventas durante este período. Este incremento es compensado con la fluctuación de inventario del trimestre anterior.

(6)



Corresponde al efecto neto de la posición de extracción por exceso para el período totalizando $65,0 millones, lo cual generó una reducción en los costos combinados hasta $1,71/bpe como se explicó en "Discussion of 2012 Fourth Quarter Financial Results- Financial Position - Operating Costs" (Discusión de los Resultados Financieros del Cuarto Trimestre de 2012- Posición Financiera - Costos de Operación), MD&A.

Resumen de la producción

La compañía produce petróleo crudo y gas natural desde un número de campos diferentes, más del 98% de los cuales se encuentran en Colombia. La compañía opera la mayor parte de su producción. La producción promedio neta después de regalías durante el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 fue de 97.657 bpe/d (incluyendo 1.573 bbl/d atribuibles a la adquisición por parte de la compañía del Bloque Z-1 en Perú la cual se cerró en diciembre de 2012 con una fecha efectiva de 1 de enero de 2012), aproximadamente 13% mayor que durante el mismo periodo en 2011.

Producción neta promedio disponible para venta de 96.179 bpe/d para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012, según se reportó en los resultados financieros de la compañía, incluye su cuota neta después de regalías para todos sus campos del producción en Colombia y su porción procedente del Bloque Z-1 producida a partir del cierre de la adquisición del Bloque Z-1 el 13 de diciembre, hasta el 31 de diciembre de 2012.

La producción promedio para los principales campos productores de la compañía para los años cerrados el 31 diciembre de 2012 y de 2011 se muestra a continuación (en el documento MD&A se puede encontrar discusión, explicación y análisis con más detalles, junto con la producción segmentada del cuarto trimestre):




Producción anual promedio (en bpe/d)




Producción total del campo


Cuota antes de regalías (1)


Cuota neta después de regalías

Campos productores - Colombia

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 / Río Seco

1.130

1.220


672

725


553

609


Cajua

926

-


556

-


522

-


Arrendajo

901

-


478

-


440

-


Río Ceibas

-

1.754


-

475


-

380


Otros campos productores (5)

703

550


260

330


247

324


Producción total - Colombia

243.264

218.450


117.067

102.190


96.084

86.497












Campos productores - Perú (Véase nota debajo)










Bloque Z-1 (6)

3.311

-


1.596

-


1.573

-


Producción total - Perú

3.311

-


1.596

-


1.573

-












Producción total Colombia y Perú

246.575

218.450


118.663

102.190


97.657

86.497


(1)

La cuota antes de regalías es neta de consumo interno en el campo y antes de PAP en el campo Quifa SW.

(2)

Incluye el campo Quifa SW y producción anticipada de los prospectos Quifa Norte. La cuota de la compañía antes de regalías en el campo Quifa SW es de 60% y disminuye de acuerdo a la cláusula de precios altos que asigna producción adicional a Ecopetrol.

(3)

Las regalías sobre la producción de gas del campo La Creciente se pagan en efectivo y se cuentan como parte del costo de producción. Las regalías sobre los condensados se pagan en especie, representando un impacto pequeño en la cuota neta después de regalías. La compañía ha completado el 80% del proyecto para incrementar la capacidad de procesamiento hasta 100 MMpc/d en la Estación La Creciente.

(4)

La compañía posee una participación de 49,999% en Maurel and Prom Colombia B.V., que indirectamente posee una participación de 49,999% en el bloque Sabanero.

(5)

Otros campos productores corresponden a activos de producción localizados en los bloques Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Guasimo y Buganviles. También incluye los bloques adquiridos de PetroMagdalena como los bloques Carbonera, Carbonera La Silla y Yamu (Yamu no es un bloque operado). Sujeta a la aprobación de Ecopetrol y de la ANH, la compañía ha desinvertido su participación en los bloques Moriche, Las Quinchas, Guasimo y Chipalo.

(6)

El Bloque Z-1 incluye los campos Corvina y Albacora, los cuales son operados por BPZ Resources, Inc. La compañía adquirió una participación no dividida de 49% en el Bloque Z-1 el 27 de abril de 2012. La transacción se completó luego de recibirse la aprobación gubernamental el 12 de diciembre de 2012, la compañía o cualquiera de sus subsidiarias será el gerente de operaciones técnicas según un Acuerdo de Servicios de Operación. Las regalías aplicables en Perú se pagan en efectivo y se cuentan como parte del costo de producción.












Reservas en 2012

En la siguiente tabla se resume la información contenida en los reportes sobre reservas elaborados por las firmas independientes de ingeniería de reservas de la compañía: RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., y Netherland Sewell & Associates Inc., con una fecha efectiva del 31 de diciembre de 2013. Estos informes de reservas fueron elaborados de acuerdo con el Instrumento Nacional 51-101 - Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas ("NI 51-101") y se incluyen en el Formulario NI51-101 F1 - Declaración de Datos de Reservas y otra Información sobre Petróleo y Gas para Pacific Rubiales Energy Corp. de la compañía presentado ante SEDAR.

Resumen de reservas 2P en 2012


Reservas 2P netas
petróleo equivalente (MMbpe)(2)

31 de diciembre de 2011(1)

407,3

Adiciones netas(3)

142,1

Producción(4)

(35,7)

31 de diciembre de 2012

513,7

Notas:
(1) Declaración de Datos de Reservas y otra Información sobre Petróleo y Gas a la fecha del 31 de diciembre de 2011, presentada ante el SEDAR en el Formulario 51-101 F1, el 14 de marzo de 2012.
(2) Bpe se expresa en este comunicado de prensa utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia para todas las reservas colombianas de la compañía y 6 Mpc: 1 bbl para las reservas de la compañía en Perú.
(3) Incluye los estimados de reservas de petróleo de la compañía en el Bloque Z-1, costa fuera en Perú, preparado por Netherland Sewell & Associates Inc. de acuerdo con el NI 51-101. La variación en las reservas 2P con respecto a las reportadas en el comunicado de prensa de la compañía con fecha 4 de marzo de 2013 es un resultado de las diferencias entre las normas de la Comisión de Bolsa y Valores ("SEC") de Estados Unidos y el NI 51-101. Bajo las normas del NI 51-101, todas las regalías que se pagan en dólares y no en especie se tienen en cuenta en los volúmenes de barriles netos reportados, mientras que bajo las normas de la SEC todas las regalías pagadas en dólares se tienen en cuenta en el valor presente neto ("NPV") reportado.
(4) La producción representa el período de doce meses que cerró el 31 de diciembre de 2012 e incluye la producción proveniente de la adquisición de una participación del 49% en el Bloque Z-1, efectiva a la fecha del 1 de enero de 2012.

Arbitraje sobre PAP

La cuota de producción de la compañía en el campo Quifa SW es de 60% antes de regalías. Esta participación pudiera decrecer cuando se haga efectiva la aplicación de la PAP cláusula de provisión por precio alto ("PAP").

El 27 de septiembre de 2011, Ecopetrol y la compañía estuvieron de acuerdo en someterse a un proceso de arbitraje para resolver las diferencias en la interpretación de la cláusula de PAP en el Contrato de Asociación Quifa y su efecto en su cuota de producción.

El 13 de marzo de 2013, el panel de arbitraje dictó su decisión interpretando que la fórmula PAP debe calcularse sobre el 100% de la producción del campo Quifa SW, y no simplemente el 60% de la compañía.

Sin embargo, el panel de arbitraje denegó explícitamente la demanda de Ecopetrol respecto a una orden para que Pacific Rubiales entregue los volúmenes de hidrocarburos asociados como resultado de su interpretación de la fórmula PAP. La decisión arbitral todavía no es firme y no brinda remedios ejecutables contra la compañía.

La compañía está analizando la decisión ya que la misma deja varios problemas sin resolver. La compañía también está evaluando todos los recursos alternativos con que cuenta bajo las leyes colombianas y los tratados internacionales aplicables.

En caso que la interpretación de la fórmula PAP por parte del panel de arbitraje adquiera carácter ejecutable, se requerirá de la compañía que entregue un estimado de 1.390 mil barriles de petróleo adicionales a Ecopetrol, representando la cuota adicional de Ecopetrol en la producción de Quifa SW desde el 3 de abril de 2011 hasta el 31 de diciembre de 2012, la cual en cualquier caso será entregada en especie a partir de la producción futura proveniente del 10% de su cuota neta diaria de producción en el campo Quifa SW (a la fecha de hoy, aproximadamente 2.270 barriles/día durante un período de 20 meses). Este volumen adicional ha sido registrado como una extracción por exceso en los balances financieros consolidados de la compañía a la fecha del 31 de diciembre de 2012.

Como resultado de lo anterior, y siguiendo prácticas contables prudentes, se ha establecido una provisión en los balances financieros de la compañía al cierre del año 2012 para tener en cuenta los montos acumulados de la siguiente forma:

  • Impacto negativo de US$92 millones en las utilidades antes de ingresos, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) de 2012, de US$2.110 millones a US$2.018 millones, representando aproximadamente una reducción de 4%.
  • Impacto negativo de US$61 millones de los ingresos netos de 2012, de US$589 millones a US$528 millones, lo cual representa una reducción de aproximadamente 10%.

Detalles de la conferencia telefónica del cierre del año 2012

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 14 de marzo 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 finales del año 2012 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): 



1-888-231-8191

ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés):  



10631001

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):   



10645383

La conferencia telefónica se transmitirá en la web y a la misma se podrá tener acceso 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 28 de marzo de 2013, a la cual se podrá tener acceso mediante:

Número de marcación gratuito para la repetición: 



1-855-859-2056

Número de marcación local para la repetición:  



416-849-0833

ID de la repetición (Participantes en idioma inglés):  



10631001

ID de la repetición (Participantes en idioma español): 



10645383

Pacific Rubiales, una compañía canadiense 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 ligero en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo ligero 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 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, 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 14 de marzo del 2012 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 puedan requerir las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir materialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

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.

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 barril (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.

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

Javier Rodriguez
Gerente, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2319

(PRE.)

FUENTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

 

 

 

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



RELATED LINKS
http://www.pacificrubiales.com

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