Pacific Rubiales ofrece actualización operativa del cuarto trimestre de 2013 y reitera la perspectiva y guía para 2014

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TORONTO, 6 de febrero de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) ofreció hoy una actualización operativa sobre los resultados operativos en su cuarto trimestre de 2013, incluyendo estimados de producción y volúmenes de ventas, precios concretados y netbacks por operaciones, como se resume a continuación:

Nota: Todos los valores en este comunicado de prensa se expresan en US$ a menos que se indique lo contrario.

Ronald Pantin, el director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Estamos complacidos por cerrar el año con otro sólido trimestre operativo. En 2013, alcanzamos o superamos nuestros objetivos y esperamos tener otro sólido año de desempeño operativo en 2014.

"En diciembre, dimos a conocer nuestra Perspectiva y Guía para 2014 y a principios de enero organizamos una conferencia telefónica para discutir los detalles. Para reiterar lo dicho, en 2014 tenemos un objetivo de producción neta promedio de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d, un incremento de 15 a 25% con respecto a los niveles de producción de 2013, esperando generar de $3.400 a $3.600 millones en EBITDA con precios concretados del petróleo en el entorno de $90 a $95/bbl y ahora tenemos como objetivo costos operativos subyacentes (producción, transportación y diluente) de $28 a $30/bpe para el año, ligeramente inferiores a nuestra guía anual original de $30 a $33/bpe. El aumento de la producción este año estará impulsado por la adquisición de Petrominerales Ltd. ("Petrominerales"), la producción de petróleo pesado desde los bloques CPE-6 y Río Ariari, y la producción desde otros desarrollos en yacimientos de petróleo liviano.

"Por primera vez, hemos brindado un pronóstico quinquenal de producción neta que establece una ruta despejada más allá del campo Rubiales Field y los barriles visibles para reemplazar completamente la producción neta actual de aproximadamente 70 Mbbl/d desde el campo Rubiales para el momento en que expire el contrato principal a mediados de 2016. Es importante entender que para el momento en que expire del contrato, el campo Rubiales estará en marcada disminución natural. La producción de reemplazo provendrá del desarrollo de nuestra participación operada de 50% en el bloque CPE-6 y nuestra participación de 100% en el bloque Río Ariari (obtenida a través de la adquisición de Petrominerales) la cual esperamos que proporcione barriles a bajo costo y de alto valor.

"En diciembre fueron movilizadas hacia el bloque CPE-6 dos plataformas de perforación para comenzar el programa de evaluación de exploración y desarrollo y a principios de 2014 se movilizó una plataforma de perforación al bloque Río Ariari. La compañía empleará plataformas adicionales durante el año para completar los programas de pozos múltiples planificados en cada bloque. En calidad de productor y desarrollador líder de producción de petróleo pesado en Colombia, tenemos el historial probado y la experiencia para acrecentar rápidamente el desarrollo de estos yacimientos de petróleo pesado.

"También en diciembre, la compañía llegó a un acuerdo para vender su participación de 5% y los derechos de transportación en el oleoducto OCENSA en Colombia (obtenidos a través de la adquisición de Petrominerales) por $385 millones, y ha recibido ofertas indicativas de aproximadamente $380 millones por una participación de 38% en Pacific Midstream Holding Corp., una entidad de la cual se tiene el 100% de la propiedad y que en la actualidad posee las participaciones de la compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario así como activos en la línea de transmisión de electricidad PEL. Lo obtenido con la venta de estos activos se usará para pagar deuda y comprar acciones. Se espera vender otros activos midstream en el futuro, lo cual permitirá a la compañía generar valor en efectivo no reconocido y a la vez retener el valor estratégico de estos activos, mediante acuerdos de capacidad a largo plazo.

"En 2014, estaremos llevando nuestra tecnología de recuperación secundaria STAR patentada a escala comercial en el campo Quifa SW con la inclusión de algunos agrupamientos de pozos cercanos actualmente produciendo en recuperación primaria. Esto es una continuación del éxito de un proyecto piloto a menor escala implementado en el mismo campo el año pasado, el cual demostró en el área piloto que el factor de recuperación, como mínimo, se duplica. La compañía ha recibido dos patentes exclusivas por 20 años por su tecnología STAR en Colombia y ha propuesto un nuevo contrato para el campo Rubiales basado en la implementación de STAR a su solo riesgo, a cambio de un nuevo contrato para volúmenes incrementales de petróleo secundario, prorrogándose más allá de la expiración en 2016. Los volúmenes STAR no están contemplados actualmente en el pronóstico de producción quinquenal de la compañía.

"Durante los últimos dos años, la compañía ha realizado diversas adquisiciones estratégicas en Colombia. Estas adquisiciones nos han proporcionado un suministro seguro de petróleo liviano, que podemos usar como diluente para mezclar con nuestra creciente producción de petróleo pesado, sustituyendo así la necesidad de comprar e importar suministros de destilados más caros y menos seguros. Mediante actividades de exploración y desarrollo ya hemos aumentado la producción desde los activos adquiridos y hemos concretado valor adicional mediante activos midstream obtenidos como parte de estas adquisiciones.

"A principios del año pasado, la compañía anunció planes para reducir sus costos por producción de petróleo, transportación y diluente, teniendo como objetivo proforma $8/bbl para el cierre de 2013, en comparación con el cuarto trimestre de 2012. Me complace anunciar que hemos alcanzado considerablemente dicho objetivo con la puesta en funcionamiento del oleoducto Bicentenario en noviembre y el completamiento de la construcción de la línea de transmisión de energía eléctrica Petroeléctrica Los Llanos (que suministra energía eléctrica de bajo costo para la operación de los campos Rubiales y Quifa). Con la electrificación de la línea en enero luego de la aprobación ministerial colombiana, la compañía espera alcanzar en su totalidad su objetivo de reducción de costos de producción en 2014. Se espera que la electricidad de bajo costo suministrada por la línea se use el desarrollo del bloque CPE-6 y en otras propiedades de petróleo pesado en la cuenca Llanos en Colombia.

"Estamos entrando en el 2014 en una situación financiera muy sólida, nuestra hoja de balance permanece también sólida y nuestros objetivos de crecimiento en los próximos cinco años están apuntalados por nuestros extensos activos de exploración y desarrollo de petróleo pesado de bajo costo y alto retorno en Colombia. Esperamos que el 2014 será un año emocionante en la medida en que continuamos nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable, creando para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otros interesados, la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".

Resultados del cuarto trimestre de 2013

Se espera que la producción neta en el trimestre esté entre 132 y 134 Mbpe/d, aproximadamente en línea con la producción en el trimestre anterior y un incremento de aproximadamente 23% con respecto al mismo período hace un año. Con el cierre de la adquisición de Petrominerales a finales de noviembre de 2013, la compañía concretó volúmenes de producción desde los activos adquiridos durante el mes de diciembre. La producción desde estos activos será totalmente contemplada durante el primer trimestre de 2014 y se espera que los volúmenes sean similares a los niveles informados previamente por Petrominerales en el tercer trimestre de 2013 (21 Mbbl/d netos). Se espera que la producción al cierre de 2013 sea de aproximadamente 127 Mbpe/d netos (el promedio de la última semana de diciembre excluyendo los volúmenes por la adquisición de Petrominerales), un incremento de aproximadamente 9% en comparación con la producción al cierre de 2012 de la compañía. La compañía estima que alcanzará una producción neta promedio de 128 a 130 Mbpe/d en 2013, sobre el extremo superior de su guía de producción anual de crecimiento de 15 a 30% (113 a 127 Mbpe/d) sobre los niveles de 2012, a pesar de tener en cuenta los volúmenes adicionales entregados a Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") relacionados con la decisión arbitral PAP en Quifa, a principios del año.

La compañía informa sus volúmenes de ventas como compuestos por volúmenes producidos, más volúmenes de diluentes comprados (mezclados con su producción de petróleo pesado para obtener una mezcla para venta), más volúmenes de petróleo para comercialización ("OFT", por sus siglas en inglés), más/menos ajustes por inventarios de ventas. Los volúmenes de ventas pueden variar considerablemente de trimestre a trimestre debido a la fluctuación de los volúmenes de diluente y OFT, y a cambios considerables en los inventarios de petróleo que están relacionados con el momento en que se extraen los volúmenes de exportación.

Se espera que los volúmenes de ventas en el cuarto trimestre estén en el intervalo de 143 a 145 Mbpe/d. Como se anunció previamente, los volúmenes de ventas fueron afectados en un volumen estimado de 600 Mbbl de petróleo, debido a volúmenes PAP acumulados del período anterior. Estos volúmenes están relacionados con el acuerdo que la compañía alcanzó con Ecopetrol SA para comenzar a entregar 'en especie' volúmenes PAP del período anterior asociados con la decisión arbitral PAP dada a conocer el año pasado. Estos volúmenes (totalizando aproximadamente 1,0 MMbbl al cierre del tercer trimestre) han sido acumulados y completamente contemplados como una provisión financiera en los estados financieros de la compañía, desde el cierre de 2012. Bajo los términos de un acuerdo con Ecopetrol, la compañía espera entregar todos los volúmenes PAP del período anterior acumulados para el cierre del primer trimestre de 2014. A partir del tercer trimestre de 2013 y hasta el primer trimestre de 2014, incluido, esto dará como resultado una inversión de la provisión financiera acumulada, pero una reducción en los volúmenes de ventas.

Se espera que los volúmenes OFT en el cuarto trimestre sean similares a los del trimestre anterior (aproximadamente 4,2 Mbbl/d en el tercer trimestre de 2013). Se espera que los volúmenes de diluente en el cuarto trimestre disminuyan ligeramente en comparación con el trimestre anterior (3,2 Mbbl/d en el tercer trimestre de 2013), según la compañía continúa reemplazando diluente comprado con su propia producción de petróleo liviano de bajo costo. La compañía espera que el precio concretado del petróleo en el cuarto trimestre esté en el intervalo de $94 a $96/bbl, aproximadamente 8% más bajo que el trimestre anterior, reflejando el descenso del WTI de $105,81/bbl en el tercer trimestre a $98,05/bbl en el cuarto trimestre. La mayor parte de la producción petrolera de la compañía en Colombia y Perú se exporta a precios vinculados a los precios internacionales del petróleo.

A pesar de un descenso de 8% en los precios concretados del petróleo, la compañía espera mantener sus netbacks por operaciones justo ligeramente inferiores que los del trimestre anterior, gracias a reducciones de los costos. De acuerdo con lo planificado, la compañía concretó costos más bajos por transportación, con la puesta en operaciones del oleoducto Bicentenario en noviembre (lo cual redujo los costos más elevados de transportación de la producción de petróleo en camiones cisterna), y una reducción adicional en los costos por diluente en la medida en que la compañía continuó reduciendo los volúmenes y los costos de los diluentes comprados, reemplazándolos con su propio petróleo producido para mezcla.

La compañía reconoce tanto ingresos como costos sobre sus volúmenes de ventas totales, y no sobre los volúmenes producidos. Los costos totales por operación se reportan como una combinación de: costos de producción, transportación y por diluente, más otros costos y costos por extracción por exceso/defecto. Estas dos últimas partidas (otros costos y costos por extracción por exceso/defecto) están en buena medida relacionadas con movimientos en el almacenamiento y en el inventario de volúmenes para exportación y por tanto pueden tener un impacto considerable tanto positiva como negativamente, en un trimestre determinado.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

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 materialmente 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 materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: 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, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea y Guyana; 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 13 de marzo del 2013 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.

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: 1 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  

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

PDF disponible en: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/02/05/20140205-735931-36360-89f58f85-fcde-4e87-bc47-96a8d6d640a8.pdf

Para obtener información adicional:

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

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.