Pacific Rubiales Energy anuncia los resultados financieros para el trimestre que finalizó el 30 de septiembre de 2010

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TORONTO, 12 de noviembre de 2010 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy sus resultados financieros consolidados no auditados para los períodos de tres y nueve meses que finalizaron el 30 de septiembre del 2010, junto con su documento Management's Discussion and Analysis ("MD&A") para los períodos correspondientes. Estos documentos están publicados en el sitio web de la Compañía y en SEDAR en www.sedar.com.

Ronald Pantin, CEO de la Compañía, comentó: "Con una facturación de US$405,4 millones en este trimestre, más del doble de la facturación lograda en el mismo trimestre del año pasado, hemos demostrado nuestro liderazgo en crecimiento de producción sólido y sostenido. Estos antecedentes de nuestro desempeño son los cimientos de nuestras nuevas iniciativas estratégicas anunciadas esta semana. La Compañía está comprometida en convertirse en la principal compañía E&P de gas y petróleo de la región".

La facturación acumulada para los primeros nueve meses del 2010 totalizó US$1.150 millones, superior en un 168% en comparación con el mismo período del 2009. Ello fue resultado de un aumento considerable en la producción y la optimización de actividades de marketing, junto con mayores precios combinados de crudo y gas durante el 2010. Este éxito operativo no solio dio como resultado un aumento en los ingresos, sino también un aumento en el resultado neto para el período de los primeros nueve meses hasta llegar a US$112,9 millones, en comparación con una pérdida de US$129,01 millones para el mismo período de 2009.

La Compañía también anunció el lunes 8 de noviembre del 2010, el lanzamiento de su estrategia de crecimiento integral, reforzando su énfasis en el crecimiento del sector de E&P. La estrategia tiene tres componentes principales: (i) crecimiento basado en descubrir, desarrollar y producir reservas nuevas y existentes; (ii) acceso al mercado participando en proyectos clave de transporte de petróleo y gas, e infraestructura portuaria; e (iii) integración de activos de downstream en la cadena de valores mientras se fortalecen los enlaces con las partes interesadas en los países anfitriones.

El miércoles 10 de noviembre del 2010, a partir de las 9:00 am (EST), los directivos realizarán una conferencia en vivo en inglés y español para discutir los resultados financieros de la Compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar mediante los siguientes números:

Número de participante (Internacional/Local): (647) 427-7450

Número de participante (Llamada gratuita Colombia): 01-800-518-0661

Número de participante (Llamada gratuita América del Norte): 1-888-231-8191

ID de la conferencia: 24198476

La conferencia en inglés se transmitirá nuevamente hasta las 23:59 pm (ET) del 24 de noviembre del 2010. Se puede acceder mediante estos números:

A continuación, damos un detalle de los resultados del trimestre que finalizó el 30 de septiembre del 2010:

Resumen de los resultados financieros trimestrales:

1. Las ventas netas de petróleo y gas para el tercer trimestre del 2010 incluyen ingresos de US$32,9 millones de las transacciones de petróleo crudo de terceros. Ver detalles adicionales explicados en la sección "Actividad Comercial" en la página 12 del documento Management Discussion and Analysis.
2. El resultado de las operaciones incluye ingresos menos costos de operación y comercialización de petróleo y gas, agotamiento, depreciación y amortización y gastos G&A. Excluye el efecto underlift, compensación basada en acciones y otros ingresos y gastos.
3. Calculado sobre el flujo de caja de las operaciones antes de los cambios en capital de trabajo no efectivo operativo.
4. Ver "Medidas Financieras no ajustadas a los PCGA" (Non-GAAP Financial Measures) en la página 32 del documento "Management Discussion and Analysis".
5. El resultado neto para el período de tres meses de US$32,9 millones incluye una serie de gastos no operativos y rubros que no son en efectivo, que totalizan US$50,6 millones que principalmente corresponden a:
   1. Rubros no en efectivo por US$35,9 millones (mismo período de 2009 - U$58,8 millones), debido a pérdidas de cambio no realizadas que resultan del fortalecimiento del dólar canadiense y peso colombiano contra el dólar estadounidense, y pérdidas no realizadas de contratos de manejo de riesgo pendientes a fines de septiembre del 2010 (que pueden o no materializarse en períodos futuros) y costos de compensación basados en las acciones. La Compañía celebró contratos de cobertura (hedging) en moneda extranjera para reducir su exposición a la divisa extranjera asociada con los gastos  operativos incurridos en pesos colombianos.
   2. Gastos no operativos de US$20,2 millones (mismo período en 2009 - US$15,9 millones) que consisten en intereses principalmente debidos a costos financieros asociados con facilidades financieras para el desarrollo de la infraestructura requerida para aumentar la capacidad de producción del yacimiento Rubiales, y otros costos.
6. La cantidad promedio ponderada básica de acciones ordinarias en circulación para el tercer trimestre del 2010 y 2009 fue de 264.065.489 (totalmente diluidas- 295.603.818) y 214.158.123 (totalmente diluidas – 214.158.123), respectivamente).

Netbacks:

1. Datos de netback operativo combinados basados en la media ponderada de producción diaria vendida que incluye diluyentes necesarios para mejoramiento del blend Rubiales.
2. El costo de producción principalmente incluye costos de extracción y otros costos de producción como personal, energía, seguridad, seguros y otros. El costo de producción de gas incluye manutención por US$2,1 millones (US$0,4 por boe) ejecutados durante este trimestre.
3. El costo líquido de blending se estima en US$3,24 por boe, considerando un promedio precio de compra de diluyente entregado en el yacimiento de Rubiales de US$75,21 por boe (Petróleo Crudo Ligero - API 43 con un factor de mezcla de aproximadamente 21%), tarifas de transporte manual y por oleoducto desde Rubiales a Covenas de US$7,49 por boe y  precio de ventas promedio de blend Rubiales (Castilla) de US$67,44 por barril  
4. Otros costos principalmente corresponden a regalías sobre producción de gas, mantenimiento de rutas externas en el yacimiento Rubiales, fluctuación de inventario y el efecto neto de coberturas de divisa de los gastos operativos incurridos durante el período. Los costos negativos para el petróleo de US$0,22 por bbl se debieron principalmente a la ganancia de cobertura realizada en compensación de los gastos operativos del período. Ver comentarios adicionales en la sección "Foreign Currency Derivatives" en el documento "Management Discussion and Analysis".
5. Corresponde al efecto neto de la posición overlift para el período que totaliza US$1,8 millones, que generó una reducción en los costos de producción combinados de US$0,20 por boe como se explicó en la sección "Corporate Development Highlights - Financial Position - Operating Costs" del documento "Management Discussion and Analysis".

Resultados, análisis y puntos destacados:

Los resultados del tercer trimestre del 2010 resaltan la fortaleza de la actividad operativa de la Compañía, su capacidad de aumentar la producción y el compromiso de los directivos de asegurar una situación financiera sólida.

Los directivos se focalizan en concretar los objetivos operativos desafiantes mientras continúan con el ambicioso programa en E&P de la Compañía bajo el paraguas de su principal foco estratégico: el crecimiento.

El precio promedio WTI NYMEX para el tercer trimestre de 2010 fue de US$76,26/bbl en comparación con US$67,88/bbl para el mismo período de 2009, que representa un aumento del 12%. El precio de venta combinado realizado de petróleo y gas para el tercer trimestre del 2010 fue de US$60,91/bbl comparados con US$55,31/bbl para el tercer trimestre del 2009, lo que representa un aumento del 10%.

El aumento en la producción operativa bruta de la Compañía durante el tercer trimestre del 2010 fue un logro importante, con un promedio de 144.115 boe/d (56,404 boe/d neto luego de las regalías), que es 64.703 boe/d (23,762 boe/d neto luego de las regalías), mayor que la producción operada para el mismo período del  2009. El crecimiento del 81% en producción operativa se debe principalmente al aumento en la producción en los yacimientos de crudo pesado de Rubiales y Quifa y la construcción de nuevas plantas en ambos yacimientos para procesar el petróleo crudo. 

La producción continúa creciendo al día de hoy, y la Compañía ha logrado su hito histórico de superar 163.877 boe/d de producción bruta operada, equivalente a 68.704 boe/d neto luego de regalías, que, como en trimestres anteriores, continúa haciendo de la Compañía la compañía de más rápido crecimiento de petróleo y gas en Colombia, así como la segunda operadora del país. 

En la ejecución de su estrategia comercial, la Compañía continuó exportando su producción petrolera a mercados internacionales, puntualmente, a EE.UU. y Europa, mientras mantuvo presencia en el mercado local con ventas directas a los sectores de navíos e industriales. Durante el tercer trimestre del 2010, la Compañía exportó 5,4 millones de bbl de crudo, y vendió 0,4 millones de bbl de petróleo al mercado local colombiano. Además, las ventas de gas al mercado local promediaron los 58 mmscf/d de gas natural producido en el yacimiento La Creciente.

Durante el tercer trimestre del 2010, la Compañía continuó su campaña de exploración en los bloques Quifa y CPE-6, y comenzó la actividad de perforación en los bloques Guama y Topoyaco para un total de 5 pozos exploratorios perforados durante el período. En Quifa, el pozo de evaluación Jaspe-1 ST2 fue perforado en el prospecto "A" en la zona norte de Quifa, mientras que el pozo estratigráfico Guairuro-2 fue perforado en la parte norte del bloque CPE-6. Ambos pozos confirmaron la presencia de columnas de hidrocarburo en las arenas basales del intervalo C-7 de la Formación Carbonera.  En los bloques Guama y Topoyaco, comenzamos a perforar tres pozos exploratorios durante el tercer trimestre del  2010, y se espera que la profundidad final se alcance durante el cuarto trimestre.

El programa de exploración durante el tercer trimestre del 2010 dio como resultado dos nuevos éxitos exploratorios: 1) el pozo Guairuro-2, ubicado en el bloque CPE-6, que mostró la presencia de hidrocarburos y 31.5 pies de paga neta, y 2) el pozo Jaspe-1 ST2, ubicado en el Bloque Quifa, que está en proceso de finalización.

El gasto total en exploración durante el tercer trimestre del 2010 fue de US$23,8 millones.

Hitos

• Debido a un importante aumento en el volumen de producción de los primeros nueve meses del 2010, la Compañía pudo lograr una facturación superior a US$1.100 millones (US$1.146 millones), un 168% más elevada que el mismo período del año anterior.
• El EBITDA durante los nueve meses del 2010 totalizó US$651,9 millones, lo que representa un aumento significativo del 261% en comparación con un EBITDA de US$180,8 millones en el mismo período del 2009. Para el tercer trimestre del 2010, el EBITDA totalizó US$219,6 millones, principalmente generados a partir de las ventas internacionales (88%), mientras que las ventas de gas y locales contribuyeron con un 6,5% y 5,5%, respectivamente.
• Al día de hoy, la producción real de la Compañía ha alcanzado más de 163.877 boe/d de producción operada bruta, equivalente a, aproximadamente, 68.704 boe/d, netos luego de regalías. Este hito se debió al continuo crecimiento en la producción de petróleo pesado en los bloques  Rubiales/Piriri y Quifa, con el soporte posterior de la puesta en operación del oleoducto ODL. Este volumen también incorpora el desarrollo de los bloques de petróleo liviano y medio de la Compañía, así como el volumen de gas natural producido  (a una tasa de conversión de 6.000 pies cúbicos estándar por barril) del bloque La Creciente y otros yacimientos.
• La Compañía exportó 8 cargas (siete Castilla y una Vasconia) que representan un volumen total de 5,4 millones bbl de petróleo, siete cargas a EE.UU. y una a Europa, en comparación con los 1,62 millones bbl (Vasconia) exportados durante el mismo período del 2009. El volumen total exportado durante el tercer trimestre del 2010 representa más del doble de aumento cuando se lo compara con el mismo período del año 2009.
• Durante el tercer trimestre del 2010, las ventas de gas aumentaron a un promedio de 58 mmscf/d de gas natural con 40 mmscf/d en el mismo período del 2009 (aumento del 45%), vendidas principalmente del yacimiento La Creciente a un precio promedio de US$4,82/mmbtu (equivalente a US$4,80/mmscf), que representa una prima de 22% por sobre el precio regulado ponderado local de US$3,96/mmbtu y 13% por sobre los precios del gas natural Henry Hub en Estados Unidos.
• Durante el tercer trimestre del 2010, la Compañía transportó 72.022 bbl/d a través de diferentes sistemas de caminos y oleoductos, incluso 10.761 bbl/d de diluyentes; 80% de este volumen fue transportado por oleoducto, generando ahorros de US$15,99/bbl en costos de transportes para la Compañía.
• Durante el tercer trimestre del 2010, se perforaron un total de cinco pozos exploratorios, de los que cuatro pozos fueron un éxito y uno está todavía bajo evaluación.
• Durante el tercer trimestre del 2010, la Compañía finalizó de manera exitosa nueve evaluaciones de tasa de combustión, oxidación y aceleración (ICT/RTO/ARC), que confirmaron los beneficios potenciales del yacimiento Rubiales con el proceso STAR. Estas evaluaciones confirmaron la posibilidad y el potencial de la tecnología y prepararon el camino para las siguientes etapas del proyecto. 
• A fines de septiembre del 2010, se informó la finalización del 45% del proyecto de expansión del oleoducto de Los Llanos ("ODL"), de 340,000 bbl/d.  Este proyecto incluye la construcción de dos estaciones de recompresión, que aumentan la capacidad de almacenamiento en la Estación de Bombeamiento Rubiales y la construcción de una rama del oleoducto a la Estación Cusiana. La fecha esperada para la finalización es marzo del 2011.
• Durante el tercer trimestre del 2010, se construyeron las siguientes plantas nuevas, principalmente en el yacimiento Rubiales: i) 6,5 km de nuevas rutas, ii) 37,4 km de líneas de flujo entre 10" y 30", iii) cinco nuevas subestaciones de energía, iv) nuevo tanque decantador en CPF-1 para manejar un volumen incremental de 325.000 bbl/d de líquidos, v) nuevas plantas para tratamiento de agua en  CPF-1 con el fin de manejar un volumen incremental de 100.000 bbl/d de agua, y vi) 80.000 bbl/d capacidad adicional de descarte de agua en las unidades de inyección existentes.
• También durante el tercer trimestre, la construcción de CPF-2 tuvo un avance significativo. El CPF-2 agregará una capacidad de producción de petróleo de 70.000 bbl/d al yacimiento Rubiales. Se planea que CPF-2 esté operativo en el cuarto trimestre del  2010. 
• El arranque de la Planta de Procesamiento Central de Quifa está proyectado para comienzos de noviembre del 2010. Las nuevas plantas en Quifa reunirán la producción del bloque oeste de Quifa. Petróleo bruto deshidratado será bombeado directamente a la estación de bombeamiento de  ODL. La capacidad anticipada de estas nuevas plantas es de 30.000 bbl/d de crudo del yacimiento Quifa.
• Los gastos de capital durante el tercer trimestre del 2010 totalizaron US$200 millones de los que U$131,8 millones se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura; US$23,8 millones fueron a actividades de exploración que incluyeron  actividades sísmicas, aerogravimetría, aeromagnetometría y perforación; US$43,5 millones se invirtieron en actividades de producción en perforación y US$1 millón se invirtió en otros proyectos.
• Los gastos operativos de petróleo y gas para el tercer trimestre del 2010 fueron de US$128,6 millones (30 de septiembre del 2009 - US$75,4 millones). El aumento sobre el período previo se debe principalmente a un  84% de aumento en la producción de petróleo neto en el yacimiento Rubiales.  No obstante, los costos de producción por boe se redujeron a US$21,03, es decir, un 21% inferior al mismo período del 2009, lo que principalmente se explica por el volumen más elevado de producción y US$10,5 millones de efecto positivo reconocido durante el tercer trimestre del  2010 como resultado de contratos de gestión de riesgo de divisa extranjera registrados contra los gastos operativos. Los US$21,03 por boe consisten en costos de producción de US$4,10, costo de transporte de US$6,13, costo de dilución de US$11,72 y otros costos de recuperación de US$0,93. 
• La compañía ha consolidado su posición en la Bolsa de Comercio de Colombia y en la actualidad ocupa el segundo lugar en tres de los principales índices (COLCAP, COL20 e IGBC).

Pacific Rubiales, una compañía canadiense productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora colombiana de petróleo que opera los yacimientos de Rubiales y Piriri  en la Cuenca de Llanos, en conjunto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional de Colombia. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la Cuenca este de Llanos en Colombia y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene una producción neta actual de aproximadamente 69.000 barriles de petróleo equivalente por día, luego de las regalías, con participación en 40 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

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

El barril equivalente de petróleo (boe) puede ser engañoso, particularmente si se usa solo. Para boe, una tasa de conversión  de 6 mcf: 1 bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en el extremo de quemado y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.

Nota cautelar con relación a las Declaraciones a Futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean declaraciones sobre hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la compañía cree, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones con relación a los estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, reservas y estimados de recursos, recursos potenciales y reservas, y los planes de exploración y desarrollo de la Compañía, y los objetivos) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las actuales expectativas o creencias de la Compañía sobre la base de información actualmente disponible para la Compañía. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que podrían determinar que los resultados actuales de la Compañía difirieran sustancialmente de los contemplados en las declaraciones a futuro, incluso si dichos resultados se concretaran o se concretaran sustancialmente, no puede tenerse certeza de que tendrán las consecuencias esperadas o los efectos sobre la Compañía. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos difirieran de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre sobre los estimados de capital y costos operativos, estimados de producción y retorno económico; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; incumplimiento de los recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y tipos de cambio; inflación; cambios en el mercado bursátil; desarrollos políticos en Colombia o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres con relación a la disponibilidad y costos de financiación requerida en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y de los datos geológicos; y los otros datos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro lugar del formulario de la información anual de la Compañía de fecha 12 de marzo de  2010 presentado ante SEDAR en www.sedar.com. Todas las declaraciones a futuro hacen referencia únicamente a la fecha en que se hacen y, excepto tal como lo exigen las leyes aplicables en materia de títulos valores, la Compañía renuncia a todo intento u obligación de actualizar las declaraciones a futuro, sea como resultado de nueva información, eventos futuros o resultados, o de algún otro modo. Si bien la Compañía cree que las suposiciones inherentes a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de rendimiento futuro y, por lo tanto, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

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