Pacific Rubiales anuncia resultados del tercer trimestre de 2014: Reporta récords en volúmenes de ventas y flujo de caja (flujo de fondos) procedentes de operaciones
TORONTO, 8 de noviembre de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) dio a conocer hoy sus resultados financieros consolidados para el trimestre que cerró el 30 de septiembre de 2014, junto con su documento Discusión y Análisis de la Gerencia ("MD&A"). Los documentos se publicarán en el sitio de la compañía en www.pacificrubiales.com, 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.
Aspectos operativos destacados:
- La producción neta (después de regalías) para el trimestre fue de 144.722 bpe/d, un aumento de 13% en comparación con el mismo período en 2013.
- La producción bruta (antes de regalías) para el trimestre fue de 173.719 bpe/d, un aumento de 10% en comparación con el mismo período en 2013.
- Los volúmenes de ventas para el trimestre alcanzaron la cifra récord de 163.617 bpe/d, un aumento de 32% en comparación con el mismo periodo en 2013 y un aumento de 6% con respecto al periodo anterior.
- El netback combinado total permaneció sólido en $55,08/bpe para el trimestre y en $60,44/bpe para lo que va de año y la disminución de $7,68/bpe con respecto al trimestre anterior es atribuible en su totalidad al descenso de los precios mundiales del petróleo.
Aspectos financieros destacados:
- El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) para el trimestre fue una cifra récord de $606 millones, un aumento de 33% en comparación con el mismo periodo en 2013 y un aumento de 14% en comparación con el período anterior, y $1.600 millones para los primeros nueve meses del año.
- Los ingresos para el trimestre fueron de $1.300 millones, un aumento de 20% en comparación con el mismo periodo en 2013, y 4.000 millones para los primeros nueve meses del año.
- La EBITDA ajustada para el trimestre fue de $635 millones, un aumento de 4% en comparación con el mismo período en 2013, representando un margen de 48% sobre los ingresos totales para el período. Para los primeros nueve meses del año la EBITDA ajustada fue de $2.100 millones, representando un margen de 52% sobre los ingresos para el periodo.
Aspectos destacados adicionales:
- En la actualidad, la compañía tiene siete pozos produciendo aproximadamente 1.000 bbl/d en el bloque CPE-6 y tres pozos produciendo aproximadamente 550 bbl/d en el bloque de Río Ariari. En ambos bloques continúa la perforación de evaluación mientras se construyen instalaciones. Dos pozos de evaluación perforados recientemente en el bloque CPE-6 dieron resultados por encima de lo esperado.
- La construcción de la Fase 1 de la instalación de procesamiento central ("CPF", por sus siglas en inglés) en el bloque CPE-6 ya se ha completado y la puesta en marcha de la CPF está esperando la terminación y conexión de las líneas de flujo, lo cual se espera que ocurra a principios del próximo mes. La compañía ha presentado a su socio un plan para 15 pozos de desarrollo, lo cual de ser aprobado permitirá incrementar la producción.
- La junta directiva del Banco Mundial ha aprobado la compra por parte de International Finance Corporation's ("IFC") de una participación del 43% en algunos activos en oleoducto y transportación ("Pacific Midstream") de la compañía, por un monto de $320 millones. Se espera que el cierre de la transacción se lleve a cabo este mes.
- Durante el trimestre, la compañía reemplazó todas sus obligaciones de deuda corporativa a corto plazo con deuda a largo plazo, reduciendo el pago general de intereses y extendiendo el vencimiento de la mayoría de su deuda a largo plazo más allá del 2018. Esto se logró mediante la emisión de $750 millones de notas senior y el inicio de una oferta de cambio que terminó a principios de octubre.
- Desde el punto de vista de la exploración, en Perú, el pozo Los Ángeles comenzó con pruebas de producción a largo plazo en septiembre y ahora está produciendo con flujo natural a 2.258 bbl/d. Se ha alcanzado éxito adicional con la exploración en el bloque Z-1 costa afuera, descubriéndose nuevos horizontes productores bajo los campos existentes, lo cual se evaluará en los próximos meses.
- Subsiguiente al tercer trimestre, el pozo Ardilla constituyó otro éxito en el bloque Guatiquía en Colombia, penetrando 71 pies de horizonte productor neto en la unidad LS-1 y las formaciones Guadalupe y Mirador. En estos momentos se lleva a cabo un programa de completamiento y pruebas comenzando con la unidad LS-1. Este pozo probó una trampa estructural independiente y separada de los otros depósitos a lo largo del rumbo estructural Yatay, Candelilla, Avispa y Ceibo lo cual sugiere la presencia de un sistema de petróleo más grande que cargó los diferentes cierres estructurales descubiertos hasta la fecha.
- El pozo de exploración Raptor-1 en Papúa Nueva Guinea se perforó hasta 13.130 pies y mostró evidencias de hidrocarburos desde una columna mayor de 660 pies en la piedra caliza Kapau, el yacimiento objetivo. En este momento el pozo está siendo objeto de pruebas de orificio abierto en todo el intervalo. En la superficie se ha registrado gas y condensados. El operador del pozo, InterOilCorporation, continúa con las pruebas de Raptor-1 y la limpieza del pozo.
- Subsiguiente al trimestre, la compañía firmó un Memorando de Entendimiento y Cooperación ("MOU") por tres años con la compañía petrolera estatal de México, Petróleos Mexicanos y sus entidades subsidiarias ("Pemex"), estableciendo un marco para la cooperación en posibles proyectos de petróleo y gas en México.
- La compañía ha reducido las expectativas de gasto de capital en exploración y producción para 2014 hasta $2.300 millones con respecto a la guía original de $2.500 millones, para compensar por la producción anual en el extremo inferior de nuestra guía y por los precios mundiales más bajos del petróleo en la segunda mitad del año.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:
"A pesar del deprimido entorno de los precios de las materias primas y de las difíciles condiciones operativas durante el trimestre, nuestro enfoque en crecimiento y excelencia operativa nos ha permitido continuar entregando resultados sólidos, incluyendo volúmenes récord de ventas de 164 Mbpe/d y flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) récord de $606 millones. En el año hasta la fecha, la compañía ha generado más de $2.100 millones en EBITDA ajustada e ingresos récord de $4.000 millones. Las utilidades netas en el trimestre disminuyeron hasta $3,5 millones, afectadas por partidas no en efectivo, principalmente como resultado de la gran depreciación en la tasa de cambio del peso colombiano. Las utilidades netas por operaciones, que eliminan el impacto de partidas puntuales, fueron sólidas con $201 millones.
"Nuestro netback combinado total de $55,08/bpe para el trimestre y de $60,44/bpe en el año hasta la fecha permaneció sólido, con la disminución de $7,68/bpe con respecto al trimestre anterior atribuible en su totalidad al descenso de los precios mundiales del petróleo. Nuestros costos subyacentes por operaciones de petróleo (producción, transportación y diluyente) en el trimestre se redujeron en aproximadamente $1/bbl en comparación con el trimestre anterior y en aproximadamente $4/bbl (una reducción de 10%) en comparación con el mismo periodo hace un año. La compañía continúa enfocando sus esfuerzos hacia eficiencias de costos dirigidas a mantener nuestro sólido netback.
"La producción neta de 145 Mbpe/d y los volúmenes de ventas de 164 Mbpe/d para el trimestre, representaron un crecimiento de 13% y 32%, respectivamente, en comparación con el mismo periodo hace un año. Para los primeros nueve meses de 2014, la producción promedió 148 Mbpe/d, en línea con el extremo inferior de la guía de producción anual de la compañía. Esta guía se basó en el crecimiento esperado en la segunda mitad del año. Se materializó un considerable aumento en la producción de petróleo liviano y medio; sin embargo, debido a que el campo Rubiales se comportó por debajo de lo planificado, debido a capacidad limitada de eliminación de agua, ahora esperamos que la producción anual esté en el extremo inferior de nuestra guía.
"El campo Rubiales ahora representa un porcentaje más pequeño de la producción de la compañía, contribuyendo con el 40% de la producción neta en el trimestre actual, una disminución en comparación con 56% y 59% en el mismo período en 2013 y 2012, respectivamente. Esta diversificación se ha alcanzado en buena medida mediante el aumento de la producción de petróleo liviano y medio. Durante los pasados 12 meses, la compañía ha más que duplicado su producción neta de petróleo liviano, y en los primeros nueve meses de este año hemos añadido aproximadamente 10.000 bbl/d de producción neta de petróleo liviano mediante exitosas perforaciones de exploración. Esperamos que continúe la tendencia de aumento de la producción de petróleo liviano.
"Es importante reconocer que el campo Rubiales es un campo petrolero maduro con corte de agua en ascenso y que la producción de este año ha estado afectada por limitada capacidad de eliminación de agua debido a retrasos en los permisos. Se espera que la eliminación de agua aumente en 0,5 millón bbl/d incremental con el recibo de la aprobación reguladora final que se requiere para comenzar las operaciones de la Fase 1 de la instalación de ósmosis inversa Agrocascada. La puesta en marcha de la instalación Agrocascada, que ahora se espera para principios de diciembre, permitirá aumentar la producción en el campo Rubiales en aproximadamente 20.000 bbl/d (producción total bruta en el campo). Además, la compañía ha presentado una propuesta formal a Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") y al gobierno colombiano para aplicar su tecnología mejorada de recuperación de petróleo (STAR) al campo Rubiales a cambio de un nuevo contrato que se extienda más allá de 2016. Consideramos que esta propuesta brinda un considerable beneficio neto a todas las partes interesadas y socios en el campo Rubiales.
"Durante el trimestre, la campaña de evaluación en los bloques CPE-6 y Río Ariari continuó avanzando mientras se construían las instalaciones. En la actualidad, la compañía tiene siete pozos produciendo aproximadamente 1.000 bbl/d en el bloque CPE-6 y tres pozos produciendo aproximadamente 550 bbl/d en el bloque Río Ariari. Dos recientes pozos de evaluación han superado las expectativas y la compañía está avanzando con el resto del programa de pozos de evaluación. Se completó la construcción de la Fase 1 de CPF en CPE-6, y la puesta en marcha está esperando por la construcción y conexión de líneas de flujo, lo cual se espera esté terminado para principios del próximo mes. Como operador del bloque, la compañía ha presentado a nuestro socio un plan para 15 pozos de desarrollo, que de aprobarse, permitirá que continúe aumentando la producción. Seguimos muy confiados en el desarrollo de este importante campo de petróleo pesado.
"La junta directiva del Banco Mundial ha aprobado la compra por parte de IFC de una participación del 43% Pacific Midstream, por un monto de $320 millones. La mayor parte de lo recaudado con la venta en esta transacción se espera para finales de este año, y estará disponible para reducción de deuda y/o inversiones en actividades de exploración y producción.
"Durante el trimestre, emitimos exitosamente $750 millones de nuevas notas senior e iniciamos una oferta de cambio, la cual terminó a principios de octubre, de nuestras notas con vencimiento en 2021 por nuevas notas con vencimiento en 2025. Mediante estas transacciones pudimos pagar todas las obligaciones de nuestra deuda corporativa a corto plazo, reducir de forma general los pagos de interés y extender el vencimiento de nuestra deuda a largo plazo.
"Nuestra estrategia financiera y de capital está enfocada hacia el mantenimiento de unos estados financieros saludables y a garantizar financiamiento para nuestro crecimiento futuro, a la vez que generamos retornos sólidos a nuestros accionistas. La compañía está bien posicionada para afrontar un entorno exterior de precios internacionales más bajos para el petróleo y, a la luz del actual entorno de precios, estamos evaluando todos nuestros programas de gasto de capital.
"Recientemente mejoramos nuestro balance general y tenemos disponible una línea de crédito rotativa sin utilizar de $1.000 millones, si fuera necesario. Nuestra diversificada cartera de activos cuenta con la flexibilidad y los componentes discrecionales que nos permiten reducir los gastos de capital y a la vez mantener el crecimiento de la producción. Tenemos establecidas coberturas de materias primas las cuales nos brindan seguridad de flujo de caja a corto y medio plazo. Nuestra política consiste en llevar nuestra cobertura hasta aproximadamente el 30% de nuestra producción y en el cuarto trimestre de 2014 tenemos el 32% de nuestra producción neta de petróleo bajo cobertura con un precio mínimo de aproximadamente $80/bbl. Además, tenemos oportunidades para continuar ahorrando en costos y disposiciones de activos, lo cual puede brindar fondos adicionales en caso que sea necesario. Nuestra guía original de capital para 2014 era de $2.500 millones en gastos por exploración y producción; sin embargo, ahora esperamos que estos gastos estén más cerca de $2.300 millones, en la medida en que compensamos por una producción anual en el extremo inferior de nuestra guía y precios internacionales del petróleo más bajos en la segunda mitad del año. La compañía asignará los gastos de capital los proyectos con más alto retorno y más material en nuestra cartera.
"Mirando hacia el futuro, continuamos en busca de oportunidades de crecimiento y diversificación enfocadas hacia América Latina, a la vez que mantenemos disciplina financiera y nos concentramos en brindar retornos considerables a nuestros accionistas. En octubre de este año nos convertimos en uno de los primeros productores independientes de petróleo y gas en firmar un acuerdo con Pemex luego de la abarcadora reforma energética aprobada en México. Esperamos que México sea un impulsor importante de crecimiento futuro para la compañía y estamos comprometidos con continuar avanzando con nuestros planes en el país en la medida en que continuamos estableciendo la compañía independiente de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".
Resultados financieros
Resumen financiero |
|||
2014 |
2013 |
||
3T |
2T |
3T |
|
Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones) |
1.330,4 |
1.344,7 |
1.110,0 |
EBITDA ajustada ($ millones)1, 4 |
635,1 |
721,6 |
612,1 |
Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos) |
48% |
54% |
55% |
EBITDA ajustada por acción1, 4 |
2,02 |
2,30 |
1,89 |
Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) ($ millones)1 |
606,2 |
531,6 |
455,1 |
Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1 |
1,93 |
1,70 |
1,41 |
Utilidades netas por operaciones ($ millones)1 |
200,6 |
337,5 |
237,2 |
Utilidades netas por operaciones por acción1 |
0,64 |
1,08 |
0,73 |
Utilidades netas ($ millones)2 |
3,5 |
228,5 |
84,0 |
Utilidades netas por acción |
0,01 |
0,73 |
0,26 |
Producción neta (bpe/d) |
144.722 |
149.118 |
127.728 |
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
163.617 |
155.027 |
123.689 |
Tasa de cambio (COP$ / US$)3 |
2.028 |
1.881,19 |
1.914,65 |
Promedio de acciones en circulación – básica (millones) |
314,7 |
313,6 |
323,4 |
1Los términos EBITDA ajustada, flujo de caja (flujo de fondos de operaciones) y utilidad neta ajustada 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. 3Las 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. 4La compañía usa el parámetro EBITDA ajustada que no está contemplado en las IFRS, mientras que en el pasado hemos usado el término EBITDA. Nuestro cálculo de este parámetro no ha |
Producción
Resumen de la producción neta |
|||
2014 |
2013 |
||
3T |
2T |
3T |
|
Petróleo y líquidos (bbl/d) |
|||
Colombia1 |
132.148 |
136.215 |
115.934 |
Perú |
2.305 |
2.541 |
1.285 |
Total de petróleo y líquidos (bbl/d) 1 |
134.453 |
138.756 |
117.219 |
Gas natural (bpe/d)2 |
|||
Colombia |
10.269 |
10.362 |
10.509 |
Total de gas natural (bpe/d) |
10.269 |
10.362 |
10.509 |
Producción equivalente total (bpe/d) |
144.722 |
149.118 |
127.728 |
1Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comprada a FIHC con fecha efectiva el 1 de abril de 2014 |
|||
2Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana. |
La producción neta para el trimestre promedió 144.722 bpe/d, un aumento de 13% en comparación con el mismo período hace un año y 3% menor que en el segundo trimestre de 2014. La producción desde el campo Rubiales disminuyó en 5.131 bbl/d en comparación con el trimestre anterior, debido principalmente a capacidad restringida de eliminación de agua y condiciones meteorológicas que afectaron las operaciones. Esta reducción fue compensada parcialmente por incrementos en la producción en el campo Quifa SW, así como en varios campos de petróleo liviano y medio en Colombia y Perú. La producción neta para el año hasta la fecha promedió 147.541 bpe/d, 15% mayor que en los mismos nueve meses de 2013.
La producción neta de petróleo crudo liviano y medio representó el 34% de los volúmenes de producción de este trimestre, aumentando en comparación con 16% en el mismo período hace un año. La compañía ha aumentado considerablemente su producción de petróleo liviano y medio desde 2013 mediante adquisiciones y descubrimientos de exploración. Nuestra producción de petróleo liviano en Colombia se usa como un suministro más económico y seguro de diluyente para nuestro negocio de petróleo pesado.
Producción y volúmenes de ventas
Conciliación de producción a ventas totales |
||||
2014 |
2013 |
|||
3T |
2T |
3T |
||
Producción neta |
||||
Petróleo en Colombia (bbl/d) |
132.148 |
136.215 |
115.934 |
|
Gas en Colombia (bpe/d)1 |
10.269 |
10.362 |
10.509 |
|
Petróleo en Perú (bbl/d) |
2.305 |
2.541 |
1.285 |
|
Producción neta total (bpe/d)1 |
144.722 |
149.118 |
127.728 |
|
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
||||
Producción disponible para la venta (bpe/d) |
144.722 |
149.118 |
127.728 |
|
Volúmenes de diluyente (bbl/d) |
2.395 |
2.234 |
3.146 |
|
Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d) |
14.827 |
8.619 |
4.224 |
|
Acuerdo PAP (bbl/d) 2 |
- |
- |
(6.546) |
|
Movimiento de inventario y otros (bpe/d) |
1.673 |
(4.944) |
(4.863) |
|
Total de volúmenes vendidos (bpe/d) |
163.617 |
155.027 |
123.689 |
|
1Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comprada a FIHC con fecha efectiva el 1 de abril de 2014 conforme a una transacción que se cerró el 12 de agosto de 2014, que produjo a razón de 3.626 bbl/d. 2Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013 y 2014 relacionado con el acuerdo de arbitraje PAP final. Al cierre del primer trimestre de 2014, la compañía había entregado en su totalidad los volúmenes PAP pendientes del período anterior |
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y para usar como diluyentes para mezclar con la producción de petróleo pesado, los cuales se incluyeron en la partida "volúmenes vendidos" informada. Los volúmenes de ventas también resultan afectados por el movimiento relativo en inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos aparecen reconocidos en los volúmenes respectivos vendidos durante el período.
La producción disponible para la venta en el trimestre aumentó hasta 144.722 bpe/d desde 127.728 bpe/d en comparación con el mismo período de 2013 (un incremento de 13%), debido a mayores volúmenes de producción en los campos productores. Los volúmenes de diluyente comprados estuvieron a niveles similares en comparación con el mismo período de 2013, como resultado de la sustitución de diluyente comprado por el propio petróleo crudo liviano de la compañía. Los volúmenes de petróleo para comercialización ("OFT") en el trimestre aumentaron hasta 14.827 bbl/d desde 4.224 bbl/d hace un año, mientras que los balances de inventario para el trimestre aumentaron hasta 1.673 bpe/d extraídos desde 4.944 bpe/d acumulados en el período previo y 4.863 bpe/d acumulados reportados en el mismo período hace un año.
Volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para la venta, volúmenes de diluyentes comprados, volúmenes OFT, la producción adicional disponible para la venta luego del acuerdo de arbitraje "PAP" con Ecopetrol y cambios en el balance del inventario. Los volúmenes totales vendidos aumentaron hasta 163.617 bpe/d en el trimestre actual desde 123.689 bpe/d en comparación con el mismo período hace un año (un incremento de 32%).
Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas
Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks |
|||||||
2014 3T |
2014 2T |
2013 3T |
|||||
Petróleo |
Gas natural |
Combinado |
Petróleo |
Gas natural |
Combinado |
Combinado |
|
Volúmenes de producción vendidos (bpe/d)1 |
138.667 |
10.123 |
148.790 |
136.108 |
10.300 |
146.408 |
119.465 |
Precio de las ventas del petróleo crudo y el gas natural ($/bpe) |
92,14 |
31,95 |
88,05 |
99,76 |
31,33 |
94,95 |
97,29 |
Costos de producción ($/bpe) |
16,34 |
3,65 |
15,48 |
16,71 |
3,17 |
15,75 |
16,35 |
Costos por transportación ($/bpe) |
14,13 |
(0,08) |
13,16 |
14,99 |
0,02 |
13,93 |
14,41 |
Costos del diluyente ($/bpe) |
2,30 |
2,15 |
2,19 |
- |
2,03 |
3,50 |
|
Subtotal de costos ($/bpe) |
32,77 |
3,57 |
30,79 |
33,89 |
3,19 |
31,71 |
34,26 |
Otros costos ($/bpe) |
2,27 |
1,91 |
2,24 |
1,34 |
2,55 |
1,43 |
1,76 |
Costos por extracción por exceso/por defecto ($/bpe) |
(0,01) |
(0,65) |
(0,06) |
(1,01) |
(0,15) |
(0,95) |
(1,25) |
Costos totales ($/bpe) |
35,03 |
4,83 |
32,97 |
34,22 |
5,59 |
32,19 |
34,77 |
Netback por operaciones ($/bpe) |
57,11 |
27,12 |
55,08 |
65,54 |
25,74 |
62,76 |
62,52 |
1Los volúmenes de producción vendidos excluyen el petróleo para volúmenes de comercialización. |
|||||||
Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y netbacks en el documento MD&A. |
El netback combinado total en $55,08/bpe para el trimestre y en $60,44/bpe en el año hasta la fecha permaneció sólido y la disminución de $7,68/bpe con respecto al trimestre anterior es atribuible en su totalidad al descenso de los precios mundiales del petróleo.
A pesar del impacto de precios más bajos del petróleo, la compañía continuó entregando sólidos márgenes de netback por operaciones combinadas de 63% en comparación con 64% en el mismo período hace un año y 66% en el período anterior.
Desde 2013, la compañía ha emprendido varias iniciativas para reducir los costos por operaciones de petróleo. El costo por diluyente para el trimestre disminuyó en $1,35/bpe en comparación con el mismo período en 2013, lo cual se logró mediante la adquisición dirigida de crudo liviano que se ha estado usando para reemplazar el diluyente más caro comprado a terceras partes. El costo de producción disminuyó hasta $15,48/bpe desde $16,35/bpe en el tercer trimestre de 2013. El costo por transportación para el trimestre disminuyó en comparación con el tercer trimestre de 2013 como resultado de un menor volumen de petróleo transportándose mediante camiones cisterna. La compañía ha podido mantener bajos costos por transportación a pesar de las interrupciones intermitentes en el oleoducto Bicentenario, mediante el desvío de volúmenes a otros oleoductos mediante acuerdos a corto plazo y el uso de camiones cisterna. El oleoducto Bicentenario estuvo fuera de servicio durante 41 días en el trimestre actual, en comparación con 80 días en el segundo trimestre de 2014 y 52 días en el primer trimestre de 2014.
Durante el trimestre, la compañía incurrió en una cantidad neta de $21,9 millones en cargos take-or-pay (tome o pague) al oleoducto Bicentenario durante el período en el cual la capacidad no estuvo disponible. La compañía está recibiendo dividendos de parte del oleoducto lo cual ayuda a mitigar parcialmente el impacto de la interrupción. Este costo no se incluyó como parte de nuestro cálculo de netback ya que el oleoducto no estuvo en operación y el costo es de carácter temporal.
Actualización sobre la exploración
Durante el tercer trimestre de 2014, se perforaron catorce pozos en Colombia y Perú, compuestos por siete pozos de exploración, cinco pozos de evaluación y dos pozos estratigráficos. La perforación dio como resultado un nuevo descubrimiento en el bloque Canaguaro y confirmación y delineado adicional de los descubrimientos en los bloques Guatiquía, Albacora, Río Ariari y CPE–6.
Detalles de la conferencia telefónica del tercer trimestre de 2014
La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 6 de noviembre de 2014 a las 8:00 a.m. (hora de Toronto y Bogotá) y 11:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del tercer trimestre de 2014 de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, José Francisco Arata, presidente, y miembros selectos de la alta gerencia.
La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada la compañía colocará una presentación en su sitio web, al cual se puede tener acceso en www.pacificrubiales.com.
Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:
Número de participante (Internacional/Local): |
(647) 427-7450 |
Número de participante (Llamada gratuita en Colombia): |
01-800-518-0661 |
Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte): |
(888) 231-8191 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés): |
5954678 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma español): |
5952210 |
La conferencia telefónica se transmitirá en la web y a la misma se puede tener acceso a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 20 de noviembre de 2014, 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): |
5954678 |
ID de la repetición (Participantes en idioma español): |
5952210 |
Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido previamente el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.
Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.
Advertencias
Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o 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, Guyana o 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; el impacto de reclamaciones medioambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichas reclamaciones puedan causar en los planes de desarrollo esperados de la compañía y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2014 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.
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 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.
PDF disponible en: http://files.newswire.ca/959/PcRbQ3RsltsNov.pdf
PDF disponible en: http://files.newswire.ca/959/PcRbFSNov.pdf
PDF disponible en: http://files.newswire.ca/959/PcRbMDANov.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, Vicepresidente, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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http://www.pacificrubiales.com
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