Pacific Rubiales en el 2011: Producción aumentó 52%, reemplazo de reservas de 547%, EBITDA y utilidades netas se duplicaron, la base de reservas se amplió y diversificó

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TORONTO, 19 de marzo de 2012 /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 de diciembre de 2011 y de 2010, 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 y en SEDAR en www.sedar.com. La compañía ha programado una llamada de teleconferencia para inversores y analistas el jueves 15 de marzo a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (hora de Toronto) / 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro), para discutir los resultados finales del año 2011 de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar disponibles que se ofrecen al final de este comunicado de prensa.

Aspectos destacados del 2011

• La producción creció 52% de año en año, promediando 86.497 bpe/d netos después de regalías, impulsada en buena medida por más producción desde los campos petroleros Rubiales y Quifa SW.
• Primera producción de petróleo desde las áreas Quifa Norte y Sabanero en diciembre, la cual contribuyó al crecimiento en 2012.
• El EBITDA para el año se duplicó hasta US$1.950 millones, impulsado por el crecimiento de la producción y mayores netbacks.
• Las utilidades netas aumentaron hasta US$554,3 millones en 2011, en comparación con US$265,1 millones en 2010.
• Las utilidades netas ajustadas por operaciones aumentaron hasta US$749,1 millones en el año, en comparación con US$346,9 millones en 2010.
• Incremento considerable en netbacks por operaciones, con incremento de los netbacks por petróleo crudo hasta US$61,58/bbl (un aumento de 42% comparado con 2010) e incremento de los netbacks por natural gas hasta US$31,09/bpe (un aumento de 39% comparado con 2010).
• Gastos totales de capital de US$1.100 millones, incluyendo gastos por exploración de US$267 millones; un ligero incremento con respecto a US$954 millones en 2010.
• Crecimiento en 2011 de reservas netas probadas más probables ("2P") totales de 52% añadiendo 169,5 millones de bpe, principalmente a través de broca de perforación. Reemplazo de reservas 2P de 547%, y un incremento en el índice de vida de las reservas ("RLI") 2P hasta 13.
• Diversificación exitosa de la base de reservas, y ahora el campo Rubiales representa menos del 30% de la base de reservas netas de la compañía en comparación con 60% en el 2008.
• Primeros registros de reservas netas 2P de 44 MMbbl desde el bloque de exploración y producción (E&P) CPE-6 al cierre del año 2011.
• Evaluación independiente de recursos totalizando 2.800 millones de bpe mejor estimado (P50), a partir de la evaluación de 25 de los bloques de exploración de la compañía.
• Éxito de exploración de 84%, a partir de la perforación de 69 pozos de exploración, evaluación y estratigráficos.
• Mayor optimización de la infraestructura de transportación de petróleo con un aumento en la capacidad de transportación total del oleoducto ODL (transportando petróleo de los campos Rubiales y Quifa, participación de 35% de PRE) hasta 340 Mbbl/d en diciembre; e inicio de la construcción de nuevas instalaciones para mezcla de diluyente en Cusiana.
• En el primer trimestre de 2012, la compañía aumentó su dividendo desde US$0,093 por acción ordinaria hasta US$0,11/acción, un reflejo del mayor flujo de caja de la compañía.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía comentó: "El 2011 fue otro año excepcional de crecimiento para Pacific Rubiales, y la compañía tuvo un año muy exitoso en cuanto a su entrega operacional y posicionamiento estratégico.

Nuestra producción aumentó en más de 50%, y nuestras adiciones de reservas fueron más que suficientes para mantener ese ritmo, con 5,5 bpe de reservas 2P añadidas por cada bpe producido durante el año. Los resultados financieros fueron sólidos en todos los métricos importantes, con ingresos, EBITDA, utilidades netas y utilidades netas ajustadas por operaciones todos duplicándose con respecto a un año atrás. La compañía logró su primera producción desde el área Quifa Norte, la cual esperamos que continúe creciendo en el 2012. Además, Maurel & Prom Colombia, B.V., una compañía en la cual poseemos un interés indirecto de 49,999%, realizó la primera producción desde el área Sabanero.

Estoy especialmente complacido con el crecimiento y la diversificación exitosa de la base de reservas de la compañía, lo cual está apuntalado por constantes registros de reservas en el área Quifa, nuevas adiciones de reservas en Sabanero y los primeros registros de reservas en el bloque de E&P CPE-6. El campo Rubiales ahora representa menos del 30% de la base de reservas más grande de la compañía, y las nuevas adiciones de reservas apuntalan los objetivos de crecimiento de producción futuros de Pacific Rubiales.

Espero otro año emocionante en 2012, con una base de producción de petróleo apalancada, amplia área de exploración y abundantes recursos que impulsarán el crecimiento constante a mediano y largo plazo ".

Resumen financiero

El resumen de los resultados financieros para los tres y doce meses cerrados el 31 de diciembre de 2011 y de 2010 es el siguiente (se puede encontrar discusión y análisis con más detalles en el documento MD&A):

Netbacks por operaciones de petróleo crudo y gas natural

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra petróleo crudo a terceras partes como diluyentes y para propósitos de comercialización, los cuales se incluyeron en el "volumen diario vendido" informado. El netback por operaciones de petróleo crudo y gas natural combinadas durante el año cerrado el 31 diciembre de 2011 fue de US$58,24, 44% mayor que en el mismo período en 2010. La mayor parte del incremento se debe a precios más altos alcanzados para petróleo y gas.

Los netbacks por operaciones para los años cerrados el 31 diciembre de 2011 y de 2010 son los siguientes (se puede encontrar discusión y análisis con más detalles, junto con los netbacks segmentados del cuarto trimestre en el documento MD&A):

Resumen de la producción

La compañía produce petróleo crudo y gas natural desde un número de campos diferentes, todos ubicados en Colombia. La compañía opera la mayor parte de su producción. La producción promedio neta después de regalías durante el año cerrado el 31 diciembre de 2011 fue de 86.497 bpe/d, 52% mayor que durante el mismo período en 2010.

La producción promedio para los principales campos productores de la compañía para los años cerrados el 31 diciembre de 2011 y 2010 se muestra a continuación (se puede encontrar discusión y análisis, junto con la producción segmentada del cuarto trimestre en el documento MD&A):

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 15 marzo de 2012 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá) / y las 9:00 a.m. EDT (hora de Toronto) / 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados finales del año 2011 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; se puede tener acceso a la misma en: www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:

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 (EDT) del 29 de marzo de 2012, a la cual se podrá tener acceso mediante:

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es propietaria del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los campos petroleros Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol, S.A., la petrolera nacional colombiana, y es propietaria del 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente. La compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte de Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 43 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

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 desarrollos 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 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 en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; 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 de 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 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 reportados puede que no reflejen tasas de producción sostenibles, y las tasas de producción futura pueden 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.

Reemplazo de reservas

El reemplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas entre la producción en el mismo período. Las adiciones de reservas durante un período determinado, en este caso 2011, se calculan sumando una o más de las revisiones y recuperación mejorada, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y desinversiones. El costo del reemplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en localización, desarrollo y adquisiciones neto de desinversiones entre las adiciones de reservas en el mismo período.

Conversión de 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 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 de valor en la boca del pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Definiciones 

Para más información:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con Inversionistas
+1 (647) 295-3700

Carolina Escobar V
Gerente Corporativa, Relaciones con Inversionistas
+57 (1) 628-3970

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

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