Pacific Rubiales informa un trimestre financiero sólido: récords en volúmenes de ventas, EBITDA y flujo de fondos de operaciones; portafolio de desarrollo y exploración ampliados y transformados para el futuro mediante adquisiciones estratégicas

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TORONTO, 13 de agosto de 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados no auditados para el trimestre que cerró el 30 de junio del 2012, junto con su documento Discusión y Análisis de Gestión (Management's Discussion and Analysis, "MD&A") para el período correspondiente. Estos documentos estarán disponibles en el sitio web de la Compañía en www.pacificrubiales.com y en SEDAR en www.sedar.com. Todos los valores de este comunicado están en US$ a menos que se indique lo contrario.

La Compañía ha programado una teleconferencia para inversores y analistas para el jueves 9 de agosto de 2012 a las 8:00 a.m. (hora Bogotá) / 9:00 a.m. (hora Toronto) / 10:00 a.m. (hora Río de Janeiro), para discutir los resultados del segundo trimestre de la Compañía. Se invita a los analistas y a los inversores interesados a participar utilizando las instrucciones para llamar que aparecen al final de este comunicado de noticias.

Segundo trimestre de 2012 – Aspectos destacados

• El EBITDA aumentó a una cifra récord de US$560 millones (US$1.098 millones para los primeros seis meses, un aumento del 19% en comparación con el mismo período en 2011), impulsado por un crecimiento en la producción y mayores netbacks.
• Ganancias netas de US$224 millones (US$483 millones para los primeros seis meses, un aumento del 73% en comparación con el mismo periodo de 2011).
• Ganancias netas ajustadas de operaciones de US$187 millones (US$480 millones para los primeros seis meses, un aumento del 20% en comparación con el mismo periodo en 2011).
• Netbacks operativos de producción de petróleo y gas de US$63,12/bpe, un aumento del 2% sobre el segundo trimestre de 2011, a pesar de una disminución del 9% en precios del petróleo de referencia del WTI.
• Los volúmenes de ventas aumentaron a un récord de 117 Mbpe/d (108 Mbpe/d para los primeros seis meses, un aumento del 13% en comparación con el mismo período en 2011).
• Producción total, neta de regalías de 92.611 bpe/d que incluyen 1.740 bbl/d* atribuidos a la adquisición en Perú (93.092 bpe/d para los primeros seis meses, un aumento del 11% en comparación con el mismo período de 2011).
• Gastos totales de capital por US$316 millones comparados con US$308 millones en el mismo período de 2011, con un 38% (US$121 millones) invertidos en instalaciones de producción, 35% (US$111 millones) en exploración y 20% (US$64 millones) en perforaciones para desarrollo.
• Éxito en exploraciones de 82% de la perforación de un total de 22 pozos exploratorios brutos de los que 18 fueron un éxito.
• Adquisiciones importantes y clave alineadas con la estrategia de crecimiento a largo plazo de la Compañía, incluso nueva producción en Perú y Colombia, y nuevas superficies de exploración y recursos en Colombia, costa afuera en Guyana y tierra adentro en Papúa Nueva Guinea.
• Autorización de la licencia medioambiental para mayor inyección de agua en el yacimiento petrolífero Rubiales, lo que permitirá un refuerzo de la producción de petróleo en el yacimiento.
• Acuerdo en principio de Ecopetrol para una declaración de comercialidad de una porción del yacimiento petrolífero Quifa Norte, lo que permitirá a la Compañía impulsar el desarrollo y refuerzo de la producción del yacimiento, una vez que sea formalmente aprobado por el Comité Ejecutivo de la Asociación, la próxima semana.
• Standard and Poor's Rating Services ajustó su calificación de la Compañía: de "Estable" a "Positiva" afirmando, al mismo tiempo, la calificación corporativa BB de la Compañía y su calificación BB en deuda prioritaria no garantizada, dando un fuerte apoyo en cuanto a la solidez financiera y operativa de la Compañía, y la continua concreción de sus objetivos de crecimiento de producción y reservas.
• En el segundo trimestre de 2012, la Compañía pagó un dividendo monetario de US$0,11 por acción a los accionistas registrados.

Ronald Pantin, CEO de la Compañía, comentó:

"El segundo trimestre fue muy sólido desde el punto de vista de los resultados financieros. Los ingresos de las ventas y los volúmenes de venta de petróleo y gas, el EBITDA y el flujo de fondos de las operaciones tuvieron niveles récord, a pesar de una caída en los precios del petróleo de referencia de WTI interanuales y secuenciales de 9% y 10% respectivamente.

A pesar de las interrupciones en las tuberías de transporte que afectaron a la industria de petróleo y gas en Colombia durante el segundo trimestre, Pacific Rubiales pudo entregar toda su producción sin ningún tipo de alteración. Esto ilustra la importancia estratégica y el valor de las inversiones proactivas que la Compañía ha hecho en infraestructura para la etapa de transporte y entrega.

La producción acumulada del año continúa creciendo, pero no tan rápido ni tanto como anticipamos cuando armamos el plan operativo y los lineamientos a comienzos del año. El lineamiento para 2012 que dimos a comienzos de enero de este año de un crecimiento del 15 - 35% en producción neta promedio se basó en una expectativa realista en relación con el ritmo del proceso de emisión de la licencia de Colombia. Sin embargo, las demoras de las licencias han sido más prolongadas de lo anticipado y las demoras son hoy un problema que afecta a todos los productores de la industria.

En el caso de Pacific Rubiales, es importante reconocer que hasta ahora la demora en las licencias solamente ha representado una demora en el desarrollo, más que una pérdida de producción. Si hoy recibimos la licencia para inyección de agua de Rubiales se disipa parte de la incertidumbre (aunque no toda) con relación al rango de producción de 2012, lo que nos permite revisar nuestros parámetros en cuanto a los lineamientos. En tal sentido, confiamos en que la Compañía cumplirá con su rango de lineamiento de producción, incluso los volúmenes de producción provenientes de la adquisición de PetroMagdalena que cerró el 23 de julio, y de su 49% de participación estimada debida al bloque Z-1 en Perú efectiva a partir del 1 de enero de 2012. La producción neta de la Compañía, luego de regalías y con inclusión de los volúmenes de PetroMagdalena y Perú, alcanzó un nuevo récord esta semana al superar los 100 Mbpe/d.

En especial, me alegran los importantes pasos estratégicos que la Compañía ha dado hasta el momento este año a través de una cantidad de adquisiciones de activos y otras inversiones estratégicas. Esto incluye nuestros planes de exportar GNL de la zona norte de Colombia, el que será el primer proyecto en Colombia, lo que nos permitirá acelerar y potenciar el valor de nuestras grandes reservas de gas natural y recursos en el país. Además, nuestra participación en la construcción de una nueva terminal de exportación de petróleo en la costa del Caribe colombiano en Puerto Bahía asegurará que las instalaciones de exportación podrán dar soporte a una esperada duplicación de nuestra producción de petróleo en Colombia en los próximos cinco años.

Hemos adquirido una producción nueva y creciente en Perú a través de una participación del 49% en el bloque Z-1, y en Colombia a través del 100% de la adquisición de PetroMagdalena. Esto último brinda una fuente confiable y creciente de diluyente de petróleo liviano necesario para nuestra creciente producción de petróleo pesado en Colombia. Ambas fueron adquiridas teniendo en mira el crecimiento: agregarán importantes reservas y recursos, mientras ofrecen un importante aumento en cuanto a exploración y desarrollo.

Con respecto a las exploraciones, adquirimos una participación del 40% en el bloque de exploración tierra adentro en Portofino, que se encuentra en el mismo sistema que los gigantes yacimientos de petróleo pesado, Rubiales/Quifa y Castilla/Chichemene, adyacente y con la misma dirección del yacimiento de petróleo en desarrollo, Capella. El bloque Portofino establece a la Compañía como una de las mayores propietarias de superficie para exploración, así como la mayor productora en el sistema de recursos de petróleo pesado, subexplorado y subdesarrollado en Colombia.

La Compañía está saliendo de Colombia con su mayor inversión en CGX Energy Inc. (actualmente 35% con la opción de aumentar a 41% y una tercerización en los próximos dos pozos de exploración) con su muy amplia posición en cuanto a superficie para exploración costa afuera en Guyana, y la adquisición de un 10% de participación neta en el bloque de exploración PPL-237 tierra adentro en Papúa Nueva Guinea que contiene el gran descubrimiento Triceratops de gas natural y condensado.

Tanto la adquisición de exploración de Guyana como la de Papúa Nueva Guinea deben verse en el contexto de captura de recursos en fase temprana para el futuro. A ambas las vemos como representantes de cuencas de hidrocarburo de nivel internacional con el potencial para alojar recursos de gran importancia. En el caso de Papúa Nueva Guinea, gran recurso de gas natural y condensado que se encuentra en la puerta de los mercados de energía primaria de más rápido crecimiento del mundo. En el caso costa afuera en Guyana, una cuenca con una geología análoga al oeste de África y Brasil que han producido dos descubrimientos gigantes de petróleo. Es esta una estrategia similar que llevó a la exitosa "primera movida" de la Compañía, obtención de grandes recursos y rápido aumento de la producción en el sistema de petróleo pesado en Colombia.

Cada una de estas adquisiciones han sido financiadas con efectivo en mano, mientras que se espera que el capital de exploración y desarrollo asociado sea financiado por flujo de caja generado internamente. Estas adquisiciones representan una iniciativa de transformación para la Compañía e ilustran la capacidad de la Compañía para mirar más allá del corto y mediano plazos, definiendo oportunidades para dar soporte, mejorar y desarrollar nuevos prospectos para el futuro.

En este incierto entorno económico, el Balance de la Compañía se mantiene sólido; nuestros objetivos de crecimiento en el mediano plazo se mantienen intactos apuntalados por nuestros muchos activos de bajo costo en cuanto a exploración y desarrollo de petróleo pesado en Colombia. Continuaremos nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable construyendo para el futuro a largo plazo la principal Compañía de exploración y producción (E&P) centrada en América Latina".

Resumen financiero

El siguiente es un resumen de los resultados financieros para los tres meses y seis meses que cerraron el 30 de junio de 2012 y 2011 (en el MD&A, se puede encontrar una discusión y análisis más detallados):

Netbacks operativos de petróleo crudo y gas natural

La Compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra petróleo crudo de terceros, como diluyentes y para fines comerciales, que se incluyen en el "volumen diario vendido" informado. El netback operativo combinado de petróleo crudo y gas natural durante el trimestre que cerró el 30 de junio de 2012 fue de US$63,12/bpe, 2% mayor que el mismo período en 2011, a pesar de una disminución del 9% en los precios de petróleo de referencia del WTI, impulsado principalmente por la reducción en los costos operativos totales y un aumento en las diferenciales del precio de ventas.

Los siguientes son los netbacks operativos para los trimestres que cerraron el 30 de junio de 2012 y 2011 (una discusión y análisis más detallados, junto con los netbacks segmentados del primer trimestre, se pueden encontrar en el MD&A):

Resumen de producción

La Compañía produce crudo y gas natural de una cantidad de distintos yacimientos, 98% de los cuales están ubicados en Colombia. La Compañía opera la mayoría de su producción. La producción neta promedio luego de regalías durante el trimestre que cerró el 30 de junio de 2012 fue de 92,611 bpe/d que incluyen 1.740 bbl/d* atribuidos a la reciente adquisición en Perú, 3% superior al mismo período de 2011.

La producción promedio para los principales yacimientos de producción de la Compañía para los tres meses cerrados el 30 de junio de 2012 y 2011 es la siguiente (en el MD&A, se puede encontrar una discusión y un análisis más detallados):

Información para la teleconferencia del segundo trimestre

La Compañía ha programado una teleconferencia para los inversores y analistas para el jueves 9 de agosto, a las 8:00 a.m. (hora Bogotá) / 9:00 a.m. (hora Toronto) / 10:00 a.m. (hora Río de Janeiro), para discutir los resultados del segundo trimestre de la Compañía. Se invita a los analistas y a los inversores interesados a participar utilizando los siguientes números (se publicará una presentación en el sitio web de la Compañía en: www.pacificrubiales.com antes de la llamada):

La teleconferencia será transmitida, y se puede acceder a ella a través de este enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html

Una retransmisión de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora Toronto) del 23 de agosto del 2012, a la que se podrá acceder del siguiente modo:

Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo con base en Canadá, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales, Piriri y Caifa en la Cuenca Llanos, junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana, y del 100% de Pacific Stratus Energy Corp. que opera el yacimiento de gas natural de 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 del Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 43 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, y como Certificados Brasileños Negociables (Brazilian Depositary Receipts) en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Avisos

Advertencia con relación 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 (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 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 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 los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difieran 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; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar 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 lugar del formulario anual con información de la Compañía, de fecha 14 de marzo de 2012, 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 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, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Promedio producción diaria de petróleo - Bloque Z-1 Perú

La producción de Perú mencionada en el comunicado de prensa corresponde al 49% de participación estimada de producción atribuible a la Compañía del Bloque Z-1 para el período del 1 de enero al 30 de junio de 2012, sujeto a un Acuerdo de Compraventa de Acciones (Stock Purchase Agreement, "SPA") firmado el 27 de abril de 2012 entre la Compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). En virtud del SPA (i) al cierre, las ganancias operativas y los gastos serán asignados a cada participación de los respectivos socios, y (ii) una vez que se obtengan las aprobaciones de las autoridades peruanas relevantes, la Compañía recibirá una participación del 49% en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1. Todavía no se han reconocido ingresos y costos en los resultados de la Compañía con respecto a la producción del Bloque Z-1 dado que su pleno derecho está sujeto a la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.

Promedio producción diaria de petróleo - Bloque Z-1 Perú

La producción de Perú mencionada en el comunicado de prensa corresponde al 49% de participación estimada de producción atribuible a la Compañía del Bloque Z-1 para el período que se extiende del 1 de enero al 30 de junio de 2012, sujeto a un Acuerdo de Compraventa de Acciones ("SPA") firmado el 27 de abril de 2012 entre la Compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). Según los términos y condiciones del SPA: (i) al cierre, los ingresos y gastos operativos serán entonces asignados a la participación respectiva de cada socio, y (ii) una vez otorgadas las aprobaciones de las autoridades peruanas correspondientes, la Compañía recibirá un 49% de participación en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1 efectivo al 1 de enero de 2012. Todavía no se han reconocido ingresos o costos en los resultados financieros de la Compañía con relación a la producción del Bloque Z-1 dado que su pleno derecho está sujeto a la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.

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

*Ver referencia a "Average Daily Production - Block Z-1 Peru" ("Producción diaria promedio - Bloque Z-1 Perú") en la sección Avisos de este comunicado de prensa.

Si desea más información:

Christopher (Chris) LeGallais 
Vicepresidente Senior de Relaciones con los Inversores 
+1 (647) 295-3700

Javier A. Rodriguez Rubio 
Gerente de Relaciones con los Inversores 
+57 (1) 511-2319

(PRE.)

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.