Pacific Rubiales brinda actualización operativa del segundo trimestre de 2015

Jul 15, 2015, 21:19 ET from Pacific Rubiales Energy Corp.

TORONTO, 15 de julio de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) brindó hoy una actualización operativa de los resultados operativos de su segundo trimestre 2015, que incluye estimados de volúmenes de producción y ventas, realizaciones de precio y netbacks operativos, resumidos de la siguiente manera:

2T 2015

(Estimado)

1T 2015

(Real)

4T 2014

(Real)

3T 2014

(Real)

2T 2014

(Real)

Producción neta de petróleo (Mbbl/d)

143 – 145

144

137

135

139

Producción neta de gas natural (Mbpe/d)

8 – 9

9

10

10

10

Producción neta total (Mbpe/d)

151 – 153

153

147

145

149

Volúmenes de ventas (Mbpe/d)

143 – 146

180

162

163

155

Precio de realización del petróleo ($/bbl)1

$53 - $56

$50,38

$68,27

$99,14

$99,76

Precio de realización del gas natural ($/bpe)

$32 - $33

$32,48

$29,97

$31,95

$31,33

Precio de realización combinado ($/bpe)1

$52 - $55

$49,45

$65,64

$88,05

$94,95

Costo operativo subyacente2

$23 - $26

$21,21

$26,44

$30,79

$31,71

Costo operativo total3

$21 - $24

$26,72

$27,28

$32,97

$32,19

Generales y administrativos

($/bpe)

$4,00 - $5,00

$3,39

$6,62

$6,45

$6,32

WTI NYMEX ($/bbl)

$57,95

$48,57

$73,20

$97,25

$102,99

BRENT ICE ($/bbl)

$63,50

$55,13

$77,07

$103,46

$109,76

1Incluye ganancias/pérdidas de cobertura de precios de commodities (productos básicos).

2Incluye costos de producción, transporte y diluyentes.

3Incluye costos de overlift/underlift, regalías pagadas en efectivo y otros costos.

Nota: Todos los valores de este comunicado están expresados en US$ a menos que se indique otra cosa.

Resultados del Segundo Trimestre de 2015

La producción total neta para el trimestre se estima que estará en el rango de 151 a 153 Mbpe/d, aproximadamente 2% más elevada que en el mismo período hace un año. Esto está alineado con el trimestre previo, a pesar de un aumento en las alteraciones en el transporte del gasoducto a lo largo del trimestre.

La Compañía informa sus volúmenes de ventas compuestos por los volúmenes producidos disponibles para la venta, más los volúmenes de diluyentes comprados (mezclados con producción de petróleo pesado para formar una mezcla de ventas), más volúmenes de petróleo para comercialización (oil for trading, "OFT"), más/menos ajustes por inventario de ventas. Los volúmenes de ventas pueden variar significativamente de trimestre en trimestre como consecuencia de los fluctuantes volúmenes de diluyentes y OFT, e importantes oscilaciones en los inventarios de petróleo, que se relacionan con los tiempos en que se concreta la preparación de los cargamentos para exportación.

Se estima que los volúmenes de venta del segundo trimestre estarán en el rango de 143 a 146 Mbpe/d, una disminución de aproximadamente el 7% en comparación con el mismo período de hace un año. Los volúmenes de OFT se espera que estarán en el rango de 10 a 12 Mbbl/d (en comparación con 15,5 Mbbl/d en el primer trimestre de 2015). Los volúmenes adquiridos para dilución fueron de aproximadamente 600 bbl/d (en comparación con 325 bbl/d en el primer trimestre de 2015).

La Compañía espera que los precios realizados combinados (incluso producción de gas natural) del segundo trimestre estarán en el rango de US$52 a US$55/bpe, que es inferior si se compara con el mismo trimestre de hace un año, pero en línea con la disminución en los precios de referencia para el año 2015. La mayoría de la producción de petróleo de la Compañía en Colombia y Perú se exporta a precios relacionados con los precios internacionales del petróleo. Los precios de petróleo de referencia del WTI y de Brent aumentaron aproximadamente 17% (~US$9/bbl) durante el trimestre.

La declinación de los precios globales del petróleo en los últimos trimestres en parte se compensa con las reducciones de costos que la Compañía logró en 2015. La Compañía espera que los costos operativos subyacentes (incluso costos de producción, de transporte y de diluyentes) en el segundo trimestre se ubicarán en el rango de US$23 a US$26/bpe, más bajo en comparación con el mismo trimestre de hace un año, y apenas superior que el primer trimestre de 2015 como resultado de volúmenes de venta inferiores y un fluctuante peso colombiano frente al dólar estadounidense. La disminución en los costos de producción es sostenible y principalmente se atribuye a los programas en curso que tiene la Compañía para la reducción de costos. Los costos de transporte y de diluyentes fueron comparables con el primer trimestre de 2015 en términos de bpe.

Los netbacks operativos para el trimestre se estima que serán superiores en comparación con el trimestre previo, impactados por un aumento en los precios del petróleo de referencia y menores costos operativos. Se espera que los márgenes operativos en efectivo rondarán el 58%. La Compañía calcula su netback operativo para facturación y costos, sobre la base de los volúmenes totales de ventas, con exclusión de los volúmenes de OFT, más que por los volúmenes producidos. Téngase en cuenta que el margen EBITDA ajustado sobre los volúmenes OFT es generalmente de US$1 a US$3/bbl. Los costos operativos totales se informan como una combinación de costos de producción, de transporte y de diluyentes, más otros costos y costos de overlift/underlift. Los últimos dos (otros costos y overlift/underlift) en gran medida se relacionan con movimientos en el almacenaje e inventario de movimiento de mercadería y pueden, consecuentemente, impactar de manera significativa sobre los costos totales, de manera positiva o negativa, en cualquier trimestre dado. Esto queda evidenciado con el importante overlift del primer trimestre de 2015 y el underlift del primer trimestre de 2014.

Se espera que los costos generales y administrativos para el trimestre estarán en el rango de US$4,00 a US$5,00/bpe, una disminución de aproximadamente 29% en comparación con el mismo período de hace un año. Esto es aproximadamente 33% superior al trimestre previo dado que las importantes medidas implementadas para reducir los costos se vieron compensadas por los menores volúmenes de ventas.

Acerca de Pacific Rubiales

Pacific Rubiales es una compañía canadiense que cotiza sus acciones en bolsa y que es líder en la exploración y producción de gas natural y petróleo crudo, con operaciones focalizadas en América Latina. La compañía tiene una cartera diversificada de activos con participaciones en aproximadamente 90 bloques de exploración y producción en siete países: Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Guyana, Papúa Nueva Guinea y Belice. La estrategia de la compañía se focaliza en el crecimiento sostenible en producción y reservas, y en la generación de efectivo. Pacific Rubiales está comprometida en realizar sus actividades comerciales de forma segura, y de una manera responsable con respecto a la sociedad y al medioambiente.

Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia, bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.

Advertencias

Nota de advertencia con relación a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean declaraciones de hechos históricos, que aborden actividades, eventos o desarrollos que la Compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y reservas, y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la Compañía sobre la base de información con la que la Compañía cuenta actualmente. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente 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 sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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; imposibilidad de establecer estimados de recursos o reservas; fluctuaciones en el precio del petróleo y tasas de cambio; inflación; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea, Guyana y México; cambios en las regulaciones que afecten las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que implican la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual con información de la Compañía, de fecha 17 de marzo del 2015, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro hace referencia solo a la fecha en la cual se emitió, y excepto si así lo requieren 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 a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados pueden no reflejar tasas de producción sostenibles, y las tasas de producción futuras pueden diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos, entre otros factores.

Información financiera no auditada

Ciertos resultados financieros y operativos incluidos en el presente comunicado de prensa, tales como gastos de inversión, información de producción y los costos operativos se basan en resultados estimados no auditados. Estos resultados estimados están sujetos a cambios cuando la Compañía informe los estados financieros consolidados provisorios no auditados para el período que cerró el 31 de marzo de 2015, y los cambios podrían ser significativos. Pacific Rubiales anticipa que presentará sus estados financieros provisorios no auditados, e informes y análisis relacionados, para el período que cerró el 31 de marzo de 2015 en SEDAR el 14 de mayo de 2015 o en fecha anterior.

Conversión de bpe

El término bpe puede prestarse a confusión, en especial, si se lo utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mcf por 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 a boca de pozo.  Los valores estimados informados en este comunicado de prensa no representan valor justo de mercado. Las estimaciones de reservas y futuros ingresos netos para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas y futuros ingresos netos para todas las propiedades, debido a los efectos de agregación.

Definiciones

Bcf

Mil millones de pies cúbicos.

Bcfe

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. El estándar colombiano es una tasa de conversión de 5,7 mcf: 1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo. 

bpe/d

Barril de petróleo equivalente por día.

Mbbl

Miles de barriles.

Mbpe

Miles de barriles de petróleo equivalente.

MMbbl

Millones de barriles.

MMbpe

Millones de barriles de petróleo equivalente.

Mcf

Mil pies cúbicos.

WTI

Índice West Texas Intermediate de Petróleo Crudo.

Traducción

Este comunicado de prensa fue preparado en inglés y posteriormente traducido a español. Si surgieran diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, se considerará que el documento en inglés es la versión que rige.

CONTACTO: Frederick Kozak, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-7992, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente de Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.