Pacific Rubiales fornece uma atualização operacional do quarto trimestre de 2013 e reitera perspectiva e orientação para 2014

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TORONTO, 6 de fevereiro de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) forneceu hoje uma atualização operacional dos resultados operacionais do quarto trimestre de 2013, que inclui estimativas dos volumes de produção e vendas, preços realizados e netbacks operacionais, resumidas abaixo:

Nota: Todos os valores neste comunicado à imprensa são representados em dólares dos Estados Unidos (US$) a menos que declarados de outra forma.

Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia, comentou:

"Estamos satisfeitos por encerrarmos o ano com mais um forte trimestre operacional. Em 2013, alcançamos ou excedemos nossos objetivos e esperamos ansiosos por mais um ano de forte desempenho operacional em 2014.

"Em dezembro, reportamos nossa Perspectiva e nossa Orientação para 2014 e realizamos uma teleconferência no início de janeiro para discutir os detalhes. Reiteramos que, em 2014, nosso objetivo é uma produção líquida média de aproximadamente 148 a 162 Mboe/d, um aumento de 15 a 25% sobre os níveis de produção de 2013, o qual deverá gerar US$ 3,4 a US$ 3,6 bilhões de EBITDA em um contexto de realização de preço do petróleo de US$ 90 a US$ 95/bbl e temos agora como objetivo custos operacionais subjacentes (produção, transporte e diluente) de US$ 28 a US$ 30/boe para o ano, ligeiramente abaixo de nossa orientação anual original de US$ 30 a US$ 33/boe. O crescimento da produção este ano será impulsionado pela aquisição da Petrominerales Ltd. ("Petrominerales"), pela produção de petróleo pesado dos blocos CPE-6 e Rio Ariari e pelas produções de outros desenvolvimentos em campos de petróleo leve.

"Pela primeira vez, fornecemos um previsão para cinco anos de produção líquida que estabelece um caminho definido além do Campo Rubiales e dos barris visíveis para substituir completamente a produção líquida atual de aproximadamente 70 Mbbl/d do Campo Rubiales até a data em que o contrato principal expira em meados de 2016. É importante compreender que, na ocasião do término do contrato, o Campo Rubiales estará em acentuado declínio natural. A produção para a substituição virá do desenvolvimento de nossa participação de 50% na operação do Bloco CPE-6 e nossa participação de 100% no Bloco Rio Ariari (adquirido através da aquisição da Petrominerales) do qual esperamos o fornecimento de barris de custo mais baixo e valor mais alto.

"Em dezembro, duas sondas de perfuração foram levadas para o Bloco CPE-6 para iniciarem o programa de avaliação de exploração e desenvolvimento e, no começo de 2014, uma sonda de perfuração foi levada para o Bloco Rio Ariari. A Companhia utilizará sondas adicionais durante o ano para completar programas de vários poços, planejados para cada bloco. Como produtora e desenvolvedora líder na produção de petróleo pesado na Colômbia, nossa Companhia possui o histórico e a especialização para acelerar rapidamente o desenvolvimento destes campos de petróleo pesado.

"Também em dezembro, a Companhia chegou a um acordo para a venda de sua participação de 5% e direitos de transporte no oleoduto OCENSA na Colômbia (adquiridos através da aquisição da Petrominerales) por US$ 385 milhões, e recebeu ofertas indicativas de aproximadamente US$ 380 milhões por uma participação de 38% de sua companhia 100% integral Pacific Midstream Holding Corp., a qual atualmente detém a participação da Companhia nos oleodutos ODL e Bicentenario, bem como os ativos da linha de transmissão de energia elétrica PEL. Os proventos da venda destes ativos serão usados para pagamento de dívidas e recompra de ações. Vendas adicionais de ativos de midstream (atividades de refino, transporte, importação e exportação) são esperadas no futuro, permitindo que a Companhia gere valor de caixa não reconhecido, enquanto retém o valor estratégico destes ativos, através de acordos de capacidade de longo prazo.

"Em 2014, avançaremos nossa tecnologia de recuperação secundária STAR para escala comercial completa no Campo Quifa SW, com a inclusão de alguns grupos próximos de poços atualmente produzindo em recuperação primária. Isto acontece após o sucesso de um projeto piloto em menor escala, que foi implementado no mesmo campo no ano passado, o qual demonstrou pelo menos o dobro do fator de recuperação na sua área de cobertura. A Companhia recebeu duas patentes exclusivas de 20 anos para sua tecnologia STAR na Colômbia e propôs um novo contrato para o Campo Rubiales com base na implementação da tecnologia STAR por conta e risco, em troca de um novo contrato para aumento dos volumes secundários de petróleo, se estendendo para além da vigência até 2016. Os volumes da tecnologia STAR não estão atualmente contidos na previsão de produção de cinco anos da Companhia.

"Durante os dois últimos anos, a Companhia realizou uma série de aquisições estratégicas na Colômbia. Estas aquisições nos garantiram um fornecimento seguro de petróleo leve, que podemos usar como diluente para ser misturado com a nossa crescente produção de petróleo pesado e substituir a necessidade de comprar e importar destilados mais caros e menos seguros. Através de atividades de exploração e desenvolvimento, já conseguimos aumentar a produção a partir da aquisição de ativos e obtivemos valor adicional por meio de ativos de midstream obtidos como parte destas aquisições.

"No início do ano passado, a Companhia anunciou planos para reduzir seus custos com a produção de petróleo, transporte e diluentes em um objetivo proforma de US$ 8/bbl até o final de 2013, comparado com o quarto trimestre de 2012. Estou satisfeito por termos substancialmente atingido este objetivo com o início das operações do oleoduto Bicentenario em novembro e a conclusão da construção da linha de transmissão de energia elétrica  Petroeléctrica Los Llanos (fornecendo energia de baixo custo para a operação dos campos Rubiales e Quifa). Com a eletrificação da linha em janeiro, após a aprovação ministerial da Colômbia, a Companhia espera realizar totalmente seus objetivos de redução dos custos de produção em 2014. A eletricidade de baixo custo fornecida pela linha deverá ser utilizada no desenvolvimento do Bloco CPE-6 e em outras propriedades de petróleo pesado no sul da Bacia de Llanos, na Colômbia.

"Estamos iniciando 2014 com uma situação financeira bastante sólida, nosso balanço continua forte e nossos objetivos de crescimento para os próximos 5 anos são apoiados por nossos extensivos custos baixos e alto retorno da exploração de petróleo pesado e ativos de desenvolvimento na Colômbia. Aguardamos com ansiedade por um empolgante ano de  2014, na medida em que prosseguimos com nossa estratégia de crescimento repetido e lucrativo, contribuindo o para benefício de longo prazo de nossos acionistas, funcionários e outros grupos de interesse, a Companhia líder de exploração e produção concentrada na América Latina". 

Resultados do Quarto Trimestre de 2013

A produção líquida para o trimestre deverá ficar na faixa de 132 a 134 Mboe/d, praticamente em linha com a produção do trimestre anterior e um aumento de cerca de 23% em relação ao mesmo período do ano passado. Com a conclusão da aquisição da Petrominerales no final de novembro de 2013, a Companhia realizou volumes de produção dos ativos adquiridos durante o mês de dezembro. A produção destes ativos será completamente reconhecida durante o primeiro trimestre de 2014 e os volumes deverão ser similares aos níveis anteriormente reportados pela Petrominerales no terceiro trimestre de 2013 (21 Mbbl/d líquidos). O escoamento da produção em 2013 deverá ser de aproximadamente 127 Mboe/d líquidos (média da última semana de dezembro, excluindo os volumes da aquisição da Petrominerales), um aumento de aproximadamente 9% em relação ao escoamento da produção da Companhia em 2012. A Companhia estima que atingirá uma produção média líquida de 128 a 130 Mboe/d em 2013, acima da faixa superior da sua orientação anual de produção de crescimento de 15 a 30% (113 a 127 Mboe/d) acima dos níveis de 2012, apesar de acomodar volumes adicionais fornecidos para a Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") associados com a decisão da arbitragem sobre a PAP em Quifa, no início do ano.

A Companhia reporta seus volumes de venda compostos pelos volumes produzidos mais os volumes dos diluentes adquiridos (misturado com a sua produção de petróleo pesado para formar uma combinação de vendas) e pelos volumes de petróleo para negociação ( OFT – Oil For Trading), mais/menos os ajustes nos estoques de vendas. Os volumes de vendas podem variar significativamente de trimestre para trimestre como consequência dos volumes flutuantes de diluentes e OFT e de oscilações significativas nos estoques de petróleo, os quais estão relacionados com o tempo de levantamento da carga para exportação.

Os volumes de vendas no quarto trimestre deverão ficar na faixa de 143 a 145 Mboe/d. Conforme anunciado anteriormente, os volumes de vendas foram afetados por uma estimativa de 600 Mbbl de volumes de petróleo referentes aos volumes PAP acumulados do período anterior. Estes volumes se referem ao contrato celebrado pela Companhia com a Ecopetrol SA para iniciar a entrega 'em espécie' de volumes PAP do período anterior associados com a decisão da arbitragem PAP anunciada no ano passado. Estes volumes (totalizando aproximadamente 1,0 MMbbl no final do terceiro trimestre) foram acumulados e totalmente contabilizados como provisão financeira nas demonstrações financeiras da Companhia, desde o final do ano de 2012. Conforme um acordo com a Ecopetrol, a Companhia espera entregar todos os volumes acumulados anteriores ao período PAP até o final do primeiro trimestre de 2014. Tendo começado no terceiro trimestre de 2013 e chegando inclusive até o primeiro trimestre de 2014, tal entrega resultará em uma reversão da provisão financeira acumulada, mas representará uma redução nos volumes de vendas.

Os volumes OFT no quarto trimestre deverão ficar em uma faixa similar ao trimestre anterior (aproximadamente 4,2 Mbbl/d no terceiro trimestre de 2013). Os volumes de diluentes no quarto trimestre deverão diminuir ligeiramente em relação ao trimestre anterior (3,2 Mbbl/d no terceiro trimestre de 2013), na medida em que a Companhia continua a substituir diluentes adquiridos pela sua produção própria de petróleo leve de custo mais baixo. A Companhia espera que a realização do preço do petróleo no quarto trimestre fique na faixa de US$ 94 a US$ 96/bbl, aproximadamente 8% mais baixo do que no trimestre anterior, refletindo uma queda do WTI de US$ 105,81/bbl no terceiro trimestre para US$ 98,05/bbl no quarto trimestre. A maior parte da produção de petróleo da Companhia na Colômbia e no Peru é exportada a preços associados aos preços internacionais do petróleo.

Apesar de uma queda de 8% nos preços realizados do petróleo, a Companhia espera manter seus netbacks operacionais apenas ligeiramente inferiores aos do terceiro trimestre, devido às reduções de custos. Conforme planejado, a Companhia teve custos menores com transporte com a inauguração do oleoduto Bicentenario em novembro (reduzindo os custos mais altos com o transporte rodoviário da produção de petróleo) e uma redução adicional nos custos dos diluentes, na medida em que a Companhia continuou a reduzir os volumes e os custos dos diluentes adquiridos, substituindo-os por seu próprio petróleo, produzido para a mistura.

A Companhia reconhece tanto suas receitas quanto seus custos em seu volume total de vendas, e não em seus volumes produzidos. Os custos operacionais totais são divulgados como uma combinação de: produção, transporte e custos com diluentes, mais outros custos e custos com overlift/underlift. Os dois últimos (outros custos e overlift/underlift) estão amplamente relacionados aos movimentos no armazenamento e levantamento de carga do estoque e podem, consequentemente, causar impacto significativo nos custos totais, de maneira positiva ou negativa, em qualquer trimestre específico.

A Pacific Rubiales, uma companhia canadense e produtora de gás natural e petróleo bruto, detém 100% do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que possui ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de óleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Adicionalmente, a Companhia possui um diversificado portfólio de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua - Nova Guiné.

As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia e como Certificados de Depósitos de Ações (Brazilian Depositary Receipts) na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Advertência com relação às Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente disponíveis para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam substancialmente diferentes daqueles discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos sejam substancialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado, possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala, Peru, Brasil, Papua – Nova Guiné e Guiana; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamentos necessários no futuro, incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário anual de informações da Companhia datado de 13 de março de 2013 e arquivado no SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto quando exigido por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Apesar de a Companhia acreditar que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Conversão do Boe

O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado à imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Definições

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e posteriormente traduzido para o espanhol e para o português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em inglês e as suas respectivas traduções, o documento em inglês deverá prevalecer.

PDF disponível no endereço: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/02/05/20140205-735931-36360-89f58f85-fcde-4e87-bc47-96a8d6d640a8.pdf

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Kate Stark
Gerente, Relações com Investidores
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(PRE.)

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.