Pacific Rubiales ofrece perspectiva y guía para 2015: gastos de capital para exploración y desarrollo de $1.500 millones, generación de 5 a 8% de aumento de la producción, financiamiento total mediante flujo de caja a un precio promedio del petróleo WTI de $70/bbl

Latin America - español

• Brazil - Português

TORONTO, 4 de diciembre de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) se complace en anunciar su perspectiva operativa y guía para el año 2015 completo. Todos los valores de cantidades en este comunicado de prensa se expresan en US$ y todos los números de producción se expresan como volúmenes netos después de regalías, a menos que se indique lo contrario.

Téngase presente que, como se dio a conocer previamente, se ha programado una llamada de conferencia para inversores y analistas el jueves, 4 de diciembre de 2014 a las 8:00 a.m. (hora de Toronto y Bogotá) y 11:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para analizar la perspectiva y guía de la compañía para el año 2015 completo. Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando las instrucciones para marcación disponibles más adelante en este comunicado de prensa.

Perspectiva y guía para 2015 - Aspectos principales destacados:

• Producción de 155 a 160 Mbpe/d, un aumento de aproximadamente 5 a 8% con respecto a los niveles de producción esperados para 2014.
• Una suposición de caso base de precio promedio del petróleo WTI de $70,00/bbl durante el año y el diferencial de precios de referencia Brent-WTI promedio de 2014.
• Se espera que el precio concretado del petróleo como promedio sea aproximadamente la suposición del precio de referencia WTI.
• EBITDA de $1.900 a 2.100 millones y flujo de fondos (flujo de caja) de $1.450 a $1.550 millones.
• Gastos de capital por exploración y desarrollo ("E&D") de $1.500 millones, con más del 80% de los mismos dirigidos hacia perforación de desarrollo e instalaciones, y el restante principalmente hacia exploración de bajo riesgo.
• Gastos por perforación de desarrollo de $768 millones que tienen como objetivo campos produciendo actualmente y campos en desarrollo, esperándose perforar 381 pozos brutos (233 netos) en Colombia y Perú.
• Gastos en instalaciones de $483 millones que tienen como objetivo campos produciendo actualmente y campos en desarrollo.
• Gastos por exploración de $226 millones teniendo como objetivo principalmente pozos de evaluación de bajo riesgo, perforándose 18 pozos brutos (10 netos) principalmente en Colombia, Perú y Brasil.
• La compañía ha firmado un acuerdo con Alfa S.A.B. de C.V. ("ALFA") para formar una nueva empresa conjunta mexicana sobre una base 50/50 para desarrollar de forma conjunta proyectos de petróleo y gas en México.
• La compañía tiene la flexibilidad para ajustar su programa de capital a los precios fluctuantes del petróleo, estimando la sensibilidad de EBITDA en $55 - $60 millones por cada $1/bbl de fluctuación en el precio del petróleo.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Durante 2014 obtuvimos resultados mixtos, pero a pesar de las difíciles condiciones operativas, y más recientemente, de la caída de los precios mundiales del petróleo, se espera que los resultados de producción y financieros se encuentren en el extremo inferior de nuestra guía para 2014, lo cual representa un crecimiento de aproximadamente 15% de año en año.

"Durante el año, la producción en el campo Rubiales fue inferior a la planificada debido a una combinación de condiciones meteorológicas húmedas y a un retraso en los permisos para la puesta en marcha de Agrocascada. Por otra parte, nuestra producción de petróleo liviano en 2014 excedió las expectativas planificadas y ahora estamos produciendo aproximadamente 53 Mbbl/d de petróleo liviano y medio en Colombia y Perú de forma combinada, con aproximadamente el 30% de esa producción proveniente de perforación, neta de descensos. La producción en el campo Quifa SW en 2014 también excedió las expectativas planificadas.

"Luego del recibo de todos los permisos necesarios para Agrocascada y de la aprobación de un acuerdo de repartición de fondos con nuestro socio Ecopetrol, S.A., esperamos aumentar la producción en el campo Rubiales nuevamente hasta niveles más altos en 2015. Además de nuestro nuevo desarrollo de petróleo pesado en el bloque CPE-6, esperamos poner en funcionamiento las instalaciones de la primera fase antes de que finalice el año y comenzar la perforación de desarrollo.

"Se espera que la producción para el año completo 2015 esté entre 155 y 160 Mbpe/d, generando EBITDA de aproximadamente $1.900 millones a $2.100 millones, asumiendo un precio promedio del petróleo WTI de $70,00/bbl. Se espera que el flujo de fondos ("flujo de caja") sea de aproximadamente $1.450 a $1.550 millones, suficientes para financiar completamente nuestro programa de gastos de capital planificado para 2015. En un entorno de precios más bajos del petróleo, nuestro programa de gastos de capital para 2015 está enfocado hacia volúmenes a corto plazo y con altos márgenes. Al establecer la perspectiva y los objetivos de guía de la compañía para 2015, hemos preferido ser cautelosos y prudentes en un entorno incierto, manteniendo flexibilidad, asumiendo un precio más bajo del petróleo y ajustando el capital para que coincida con el flujo de caja generado internamente. Aunque consideramos que los precios más bajos serán de relativamente corta duración, estaremos monitoreando de cerca el entorno externo y tenemos la flexibilidad para ajustarnos consecuentemente a precios más bajos o más altos.

"La compañía vende su producción de petróleo en forma de mezclas de referencia Castilla o Vasconia. En el entorno actual de precios más bajos del petróleo, acompañados por un estrechamiento considerable de la diferencia de precios Brent-WTI, esperamos recibir un descuento de $2 a $3 a WTI para Castilla y una prima de $1 a $2 a WTI para Vasconia. Con el oleoducto Bicentenario operando plenamente, se espera que la mezcla Vasconia represente más del 60% de los volúmenes de ventas de petróleo de la compañía.

"Para desarrollar nuestro plan de guía para 2015, hemos clasificado todos nuestros posibles programas de capital sobre la base de: 1) retornos, 2) materialidad, y 3) momento oportuno de los volúmenes de producción. Esto nos permite asignar el capital a los proyectos con los retornos más altos. También hemos reducido los gastos discrecionales en exploración en más de 50%, asignando el capital a proyectos de exploración y evaluación de bajo riesgo y a corto y mediano plazo. La capacidad de la compañía de reducir considerablemente los gastos de capital e incluso así alcanzar un crecimiento de 5 a 8%, es una demostración de la fortaleza y la flexibilidad de nuestra cartera diversificada.

"La reducción de los costos por operaciones continuará siendo una prioridad. Nos estamos proponiendo como objetivo costos por operación (costos de producción más transportación más diluyente) en efectivo para 2015 de menos de $30/bpe, impulsados principalmente por la electrificación total del campo Quifa SW, la puesta en marcha del proyecto de eliminación de agua mediante riego Agrocascada, y otras eficiencias operativas. Somos un productor de bajo costo, considerando que más del 60% de nuestra producción de petróleo es petróleo pesado. Es importante reconocer que nuestros costos por operaciones contabilizan totalmente el acceso a puertos oceánicos, lo cual nos permite capturar precios internacionales y tener acceso a los mejores mercados del mundo. También tenemos planes de reducir los gastos generales y administrativos en línea con menores gastos de capital.

"La compañía espera un excedente de capital de trabajo de $300 a $400 millones (netos de deuda bancaria a corto plazo) durante el año lo cual nos permitirá financiar completamente el programa de capital y otros requerimientos de efectivo con flujo de caja y efectivo en mano generado internamente. Durante 2014 eliminamos toda nuestra deuda corporativa a corto plazo, extendiendo el vencimiento de nuestra deuda a largo plazo. Se espera que nuestra facilidad de crédito rotativa de $1.000 millones permanezca sin utilizar este año, pero la misma nos brinda liquidez adicional si se requiriera bajo circunstancias y entornos especiales.

"Continuaremos con nuestra monetización planificada de activos midstream. Esperamos cerrar la venta del 43% de los activos de Pacific Midstream por aproximadamente $320 millones a la International Financial Corporation antes de que termine 2014. La compañía tiene palancas adicionales para recaudar efectivo sin causar un impacto en la producción incluyendo, el restante 57% de Pacific Midstream, otros activos midstream incluyendo nuestra participación de 41% en Pacific Infrastructure, y la desinversión de propiedades pequeñas no esenciales de producción o exploración.

"Nuestras conversaciones en curso con posibles socios han dado frutos y nos complace anunciar una empresa conjunta en México. Hemos firmado un acuerdo preliminar con ALFA en relación con la formación de una empresa conjunta en México sobre una base 50/50. La Empresa Conjunta también posibilitará: (i) el estudio conjunto de, y la licitación en, activos en la ronda inicial de licitaciones de petróleo y gas de México en 2015 (la "Primera Ronda de Licitación"); (ii) la adquisición de contratos de servicios con vistas a realizar la migración de estos contratos a contratos de exploración y producción; (iii) el desarrollo de activos de petróleo y gas natural en México; y (iv) el desarrollo de cualquier otro negocio complementario al negocio del petróleo en México, incluyendo proyectos midstream.

"Esperamos que las oportunidades en México compitan favorablemente sobre una base de retornos y materialidad con los mejores proyectos que tenemos en Colombia y Perú. Esperamos brindar más detalles sobre la empresa conjunta y los proyectos en nuestra empresa conjunta mexicana en el futuro próximo.

"En resumen, Pacific Rubiales entra en el 2015 en una situación sólida. Hemos reducido nuestros gastos de capital para que coincidan con el flujo de caja esperado en un entorno de precios más bajos del petróleo y tenemos la flexibilidad y los componentes discrecionales adicionales para ajustarnos al entorno externo. Hemos extendido del vencimiento de nuestra deuda corporativa y contamos con palancas considerables a las cuales podemos recurrir para recaudar efectivo adicional. Asignaremos el capital a los proyectos con los retornos más altos. Estamos entusiasmados por las oportunidades que vemos en México y esperamos que las mismas nos provean un motor adicional de crecimiento en los próximos años, junto con nuestros otros proyectos en Colombia y Perú.

"Esperamos que el 2015 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".

Aspectos destacados de los gastos de capital para 2015:

La compañía ha reducido las expectativas de gasto de capital en exploración y producción para 2014 hasta $2.300 millones con respecto a la guía original de $2.500 millones, para compensar por la producción anual en el extremo inferior de nuestra guía y por los precios mundiales más bajos del petróleo en la segunda mitad del año.

En 2015, los gastos de capital estimados para exploración y desarrollo se espera que totalicen $1.500 millones, una disminución considerable de 35% con respecto a los gastos estimados para 2014, lo cual refleja el entorno actual de precios más bajos del petróleo. Se espera financiar este programa de gastos de capital mediante flujo de caja generado internamente, bajo las suposiciones del plan y está compuesto por los gastos importantes de capital listados a continuación.

• $768 millones en perforación de desarrollo, con el 57% dirigido hacia el aumento y/o mantenimiento de los niveles de producción de petróleo pesado en Colombia, y 43% dirigido hacia el desarrollo de petróleo liviano y medio en Colombia y Perú. En Perú se perforarán 11 pozos de desarrollo brutos (5 netos) con el objetivo de aumentar la producción en aproximadamente 2 Mbbl/d.
• $483 millones en instalaciones e infraestructura, en campos productores como Rubiales y Quifa SW en Colombia, y en campos en desarrollo en Colombia (CPE-6 y Río Ariari) y en Perú (bloque Z-1). Los gastos en instalaciones e infraestructura también estarán dirigidos hacia el campo La Creciente con el objetivo de aumentar la producción de gas natural para alimentar la puesta en marcha de nuestro proyecto de exportación de FLNG.
• $226 millones en actividades de exploración, un descenso considerable con respecto a los gastos por exploración en 2014. Los gastos en 2015 estarán dirigidos hacia la exploración en busca de petróleo pesado y liviano en Colombia y petróleo liviano en Perú y Brasil. En Colombia, se perforarán 12 pozos de exploración brutos (8 netos) incluyendo pozos de exploración y estratigráficos de los bloques CPE-6, Río Ariari, Quifa y Sabanero. En Perú se perforarán 5 pozos de exploración brutos (2 netos) en el bloque Z-1 costa afuera y en el bloque 131 en tierra firme.

En la siguiente tabla se brinda un resumen del plan presupuestario de capital y las principales actividades para 2015:

Detalles de la llamada de conferencia sobre perspectiva y guía para 2015

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 4 de diciembre de 2014 a las 8:00 a.m. (hora de Toronto y Bogotá) y 11:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir la perspectiva y guía de la compañía para 2015. 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, al cual se puede tener acceso 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 puede tener acceso a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 18 de diciembre de 2014, a la cual se podrá tener acceso marcando los siguientes números:

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 previamente 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 acontecimientos 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, Guyana y México; 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 de 2014 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 informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran 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.

Conversión de bpe

En este comunicado de prensa se utiliza el término "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.

Las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión peruana de 5,626 Mpc: 1 bbl requerida por Perupetro S.A. Si se utilizara una norma de conversión de 6,0 Mpc: 1  bbl para todas las reservas de gas natural de la compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas P1 y 2P netas de la compañía de aproximadamente 4,9 y 6,9 Mmbpe, respectivamente.

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://files.newswire.ca/959/PREOutlookDec42014.pdf

Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, Vicepresidente, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735

To view the original version on PR Newswire, visit:http://www.prnewswire.com/news-releases/pacific-rubiales-ofrece-perspectiva-y-guia-para-2015-gastos-de-capital-para-exploracion-y-desarrollo-de-1500-millones-generacion-de-5-a-8-de-aumento-de-la-produccion-financiamiento-total-mediante-flujo-de-caja-a-un-precio-pr-300005382.html

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

Related Links

http://www.pacificrubiales.com