PetroMagdalena presenta los resultados del cierre de 2011 y anuncia aumentos en ingresos, netbacks y reservas de petróleo

TORONTO, 13 de abril de 2012 /PRNewswire/ -- PetroMagdalena Energy Corp. (TSXV: PMD) ha presentado hoy sus estados contables consolidados auditados para el año que cerró el 31 de diciembre del 2011, junto con su Discusión y Análisis de la Gerencia (Management's Discussion and Analysis, "MD&A"), los Formularios 51-101 F1, F2, F3 y F4, y su Formulario de Información Anual, para el período correspondiente. Estos documentos se publicarán en el sitio web de la Compañía en www.petromagdalena.com y en www.sedar.com bajo el perfil SEDAR de la Compañía.

Luciano Biondi, CEO de la Compañía, afirmó: "Estamos contentos con los sólidos resultados financieros del año financiero 2011, que reflejan nuestro foco en administrar el portafolio estratégico de activos petroleros en la Cuenca de Llanos. Hemos aumentado la prospectividad del portafolio con nuestro más reciente informe sobre reservas IN 51-101, y somos optimistas con respecto a nuestro portafolio de exploración que incluye importante actividad en el 2012, así como un potencial de producción adicional que todavía no se refleja en las reservas del cierre del año 2011. En especial, Azor-1X y Cernicalo-1ST están ahora en producción y actualmente estamos evaluando Tijereto Sur. Además, durante el 2012, tenemos planes de perforar dos pozos potenciales de exploración en Copa A Norte y Copa C en el bloque Cubiro".

Cumplimos con nuestros lineamientos de producción para el 2011 e incrementamos nuestra tasa de cierre de producción diaria del 2011 en 76% en comparación con la tasa del 2010. Los aumentos de producción combinados con precios realizados de petróleo y gas más sólidos contribuyeron a un importante aumento en los ingresos para PetroMagdalena en 2011 como se demostró con el aumento interanual del 174% en los ingresos de nuestro cuarto trimestre que alcanzaron los US$27,7 millones. Junto con nuestro foco en mejorar las eficiencias operativas, informamos nuestro cuarto trimestre consecutivo de mejor netback operativo, que promedió los US$61,33 por bpe en el cuarto trimestre del 2011.

Con el aumento en el 2011 en nuestros flujos de efectivo generados internamente en nuestras operaciones y con la liquidez de la Compañía muy mejorada desde fines del 2010, estamos en una posición favorable para aprovechar las oportunidades de exploración y desarrollo dentro de nuestro propio portafolio de activos, y podemos considerar otras importantes inversiones para el futuro".

Resumen Financiero y Operativo

Aspectos destacados del cuarto trimestre de 2011

• Producción: La producción total promedió los 3.625 barriles de petróleo equivalente ("bpe") por día ("bped") en el cuarto trimestre de 2011, en comparación con los 2.515 bped en el cuarto trimestre del 2010. Estimulada por los descubrimientos en Cubiro, la participación bruta de producción de la Compañía para el mes de diciembre del 2011 promedió los 4.181 bped, un aumento del 76% comparado con la tasa mensual promedio de diciembre de 2010 de 2.374 bped.
• Ingresos: Las mejoras en la estrategia de marketing de petróleo liviano de la Compañía en 2011, combinadas con mejores precios del petróleo y crecimiento de la producción, aumentaron los ingresos durante el cuarto trimestre del 2011 a US$27,7 millones, 174% superior al mismo período contra el año anterior. 
• Netback operativo: La Compañía informó su cuarto trimestre consecutivo de mejoras en el netback operativo, que promedió los US$61,33 por bpe en el cuarto trimestre del 2011.
• Gastos G&A: A través de iniciativas de ahorros de costos implementadas a comienzos del 2011 y al crecimiento de la producción, la Compañía redujo los G&A a aproximadamente US$12 por bpe vendido en el cuarto trimestre del 2011 en comparación con un promedio de US$25 por bpe vendidos en 2010.

Puntos Destacados del Año Fiscal 2011

• Reservas: Un exitoso programa de perforación de exploración en Cubiro en el año 2011 fue el principal impulsor de un aumento de 4,0 MMbbl, o 43%, en las reservas de petróleo 2P (probadas y probables), un 394% de reemplazo de reservas, según el informe de Petrotech del 31 de diciembre del 2011, en comparación con el informe del 31 de diciembre del 2010.
• Producción: La Compañía cumplió con sus lineamientos de producción para el año 2011. La participación bruta de producción de la Compañía para el año promedió los 2.761 bped.
• Liquidez: La Compañía fortaleció su balance durante el año 2011. El efectivo al 31 de diciembre del 2011 se mantuvo en US$14,1 millones y el déficit del capital de trabajo se ha reducido en US$26,5 millones desde el 31 de diciembre del 2010. Como resultado del crecimiento de producción y mejoras de netback en 2011, el flujo de caja de netbacks operativos totalizó US$54,3 millones en 2011, aumentando de manera significativa, a lo largo del año, de US$3,2 millones en el cuatro trimestre del 2010 a US$17,2 millones en el cuarto trimestre del 2011. Esto brinda a la Compañía una sólida fuente de flujo de caja obtenido internamente para cumplir con sus obligaciones a medida que vencen y para reinvertir en el programa anual de trabajo en sus plantas.
• Creación de valor: La Compañía continúa actuando para desarrollar su portafolio y para reducir su riesgo a través de relaciones de empresa conjunta. Durante el año 2011, la Compañía anunció una sociedad estratégica con YPF S.A. para tercerizar una porción de su participación en Carbonera y Catguas y para explorar nuevas oportunidades comerciales con respecto a varias de sus propiedades. Además, la Compañía también anunció un acuerdo de tercerización con respecto a su propiedad de exploración en Santa Cruz y celebró un acuerdo condicional de cesión para aumentar la participación de la Compañía en el bloque Arrendajo ANH donde el descubrimiento Azor-1X está actualmente en producción. Todos estos acuerdos de tercerización y contratación interna están sujetos a la aprobación de la ANH. En diciembre del 2011, la Compañía vendió su participación en la planta de gas Cerrito por ganancias en efectivo de US$7,5 millones.

La pérdida neta para el cuarto trimestre del 2011 totalizó US$74,8 millones o US$0,54 por acción, lo que llevó la pérdida neta del año fiscal 2011 a US$111,8 millones o US$0,81 por acción. La pérdida neta de 2011 incluye US$49,7 millones por depreciación con relación a la estrategia de la Compañía sobre sus activos no centrales de gas y petróleo, US$36,1 millones relacionados con pozos perforados en 2010 y 2011 que, en definitiva, no dieron como resultado reservas probadas, un cargo por única vez de US$6,5 millones para el impuesto al patrimonio de Colombia de los años 2011-2014, y un cargo no en efectivo de US$6,5 millones para opciones de compra de acciones otorgadas durante el año.

Los lineamientos de gasto de capital para 2012 se han actualizado a un rango de US$70 millones a US$80 millones, principalmente como resultado de contratación interna con Interoil Colombia E&P Inc. en el bloque LLA-47 e inversiones en Cubiro para reemplazar establecimientos petroleros de alquiler para concretar ahorros en costos de producción. El programa de gastos de capital 2012 está totalmente financiado por los saldos en efectivo de la Compañía, operaciones de flujo de caja, una nueva línea crediticia de banco local de US$10 millones y acuerdos de tercerización. La Compañía dará nuevos lineamientos sobre los gastos y plan de trabajo, una vez que se haya evaluado el programa de exploración del primer trimestre, que luego será sometido a aprobación de la Junta.

Reservas

El total bruto de reservas de la Compañía de petróleo liviano y mediano, probadas y probables ("2P"), sobre la base de su participación en cinco establecimientos petroleros en Colombia, aumentó en un 4,0 MMbbl o 43% en 2011 hasta 13,3 MMbbl, antes del descuento de regalías ANH, o 12,2 MMbbl netos a la Compañía, impulsados principalmente por cuatro descubrimientos en el bloque Cubiro: Petirrojo, Copa B, Copa A Sur y Yopo.

El total de reservas brutas 2P de petróleo equivalente de la Compañía, sobre la base de su participación en seis establecimientos en Colombia, es de aproximadamente 24,7 MMbpe antes del descuento de regalías ANH o 22,9 MMbpe netos a la Compañía. La participación de la Compañía en reservas de petróleo equivalente 2P disminuyó en aproximadamente 46% en comparación con diciembre del 2010 como resultado de la venta de Cerrito, y revisiones técnicas en Carbonera y Río Magdalena. Los volúmenes de gas están expresados en miles de millones de pies cúbicos ("MMMpc") y cuando están expresados en petróleo equivalente, se convirtieron usando 6.000 pies cúbicos de gas equivalente a un barril.

Las reservas se basan en un informe de evaluación independiente de reservas y recursos preparado por Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech") siguiendo los procedimientos estándar en la industria y de conformidad con los lineamientos de COGE, tal como se informó en el IN 51-101 Formulario F1 de la Compañía, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com y disponible en el sitio web de la Compañía en www.petromagdalena.com. La siguiente tabla resume el cambio en las reservas 2P de la Compañía desde el 31 de diciembre del 2010 hasta el 31 de diciembre del 2011:

En 2011, el valor actual neto preimpositivo de los futuros ingresos netos, descontado en 10%, ("BTNPV10 de los ingresos netos futuros") de la participación de la Compañía en reservas 2P aumentó en 84% hasta llegar a US$438,9 millones. En general, el BTNPV10 de los ingresos netos futuros de las reservas 2P de petróleo equivalente de la Compañía aumentaron hasta llegar a US$539,9 millones, aproximadamente un 37% superior comparado con la evaluación al cierre del 2010 realizada por Petrotech.

Una mejora en los precios del petróleo contribuyó, en parte, a este aumento dado que al 31 de diciembre del 2011, el precio del petróleo para el índice West Texas Intermediate ("WTI") cerró a US$98,83 por barril en comparación con los US$91,40 por barril que tuvo hace un año. Sin embargo, el principal valor impulsor fue el cambio de la Compañía en su foco en 2011 hacia sus plantas estratégicas de petróleo. En el 2011, el volumen de reservas 2P de petróleo aumentó hasta un 54% del total de reservas brutas bpe al 31 de diciembre del 2011. Lo que es más importante, las reservas 2P de petróleo de la Compañía aumentaron hasta 81% del total del BTNPV10 de los ingresos netos futuros, un aumento del 60% contra el valor del año anterior, principalmente como resultado de un exitoso programa de exploración y desarrollo en Cubiro durante el año 2011. Al 31 de diciembre del 2011, la participación de la Compañía en el BTNPV10 de los ingresos netos futuros de la planta Cubiro aumentó en un 180% hasta llegar a US$383 millones o 71% del total de BTNPV10 de los ingresos netos futuros. La siguiente tabla resume el BTNPV10 de los ingresos netos futuros, como se informó en el IN 51-101 Formulario F1 de la Compañía y el cambio desde el 31 de diciembre de 2010 al 31 de diciembre de 2011:

En 2011, el valor actual neto posimpositivo de los ingresos netos futuros, descontado en 10% de la participación de la Compañía en reservas 2P de petróleo y gas aumentó un 43% hasta llegar a US$390,5 millones.

Actualización sobre la producción

Con una producción promedio de 3.850 bped en el primer trimestre de 2012, la Compañía ha tenido dos trimestres consecutivos de crecimiento de la producción, 68% superior al mismo trimestre en 2011 y 6% superior al cuarto trimestre de 2011.

El lineamiento de producción de la Compañía para 2012 se mantiene sin modificaciones y se espera un promedio de entre 4.300 a 4.700 bped para el año. El lineamiento se basa en un perfil de producción actualizado de los trece yacimientos petrolíferos en producción de la Compañía y los diez pozos de desarrollo que perforarán desde ahora hasta fin de año. No incluye los volúmenes de producción para los pozos de exploración que actualmente están en proceso. Las interrupciones experimentadas en Cubiro en el primer trimestre demoraron, temporalmente, el programa de producción de la Compañía, pero no tuvieron un impacto importante sobre el lineamiento anual de producción para 2012. La producción ha tenido un promedio de aproximadamente 4.200 bped desde el atasco que finalizó a mediados de marzo del 2012.

Cernicalo-1ST en producción – Bloque Cubiro, Cuenca de Llanos:

Cernicalo-1ST, secundario al pozo de exploración Cernícalo 1 en el Polígono B del Bloque Cubiro, comenzó la producción el 25 de febrero del 2012 desde las formaciones Guadalupe y C7. Guadalupe está produciendo petróleo de grado API 23,9, y C7 está produciendo petróleo de grado API 28. Durante los siete días de marzo del 2012, el pozo produjo a una tasa combinada promedio de 510 bped (participación de la Compañía - 357 bped), con un corte de agua de 57%. La estructura está alineada con el campo Barranquero al norte y el pozo exploratorio Tijereto Sur-1X al sur.

Pozo de Desarrollo Copa 4 – Bloque Cubiro, Cuenca de Llanos:

Copa 4, un pozo de desarrollo en el campo Copa, arrancó el 31 de marzo del 2012, y actualmente está perforando a 4.650 pies de profundidad media (PM) en la Formación Carbonera. Se espera que el pozo esté finalizado dentro de las próximas dos semanas en Carbonera C5. Este es el mismo intervalo en Copa-1 que ya ha producido 290.000 bbls y se espera que produzca una recuperación total máxima de 497.000 bbls de este pozo.

Actualización de la exploración

Pozo de Exploración Alondra-1X - Bloque Cubiro, Cuenca de Llanos:

El pozo de exploración Alondra-1X, que arrancó el 28 de marzo del 2012, alcanzó la profundidad total (PT) de 6.513 pies PM el 5 de abril del 2012 en la Formación Guadalupe y encontró el tope de las arenas de Carbonera C7 a 5.989 pies de PM.

El Alondra-1X fue abandonado sobre la base de los registros LWD, y el 9 de abril de 2012, un secundario comenzó a apuntar a un distinto compartimento estructural del mismo prospecto. A la actual profundidad de 2.685 pies de PM, los resultados del Alondra-1ST se esperan para mediados de abril del 2012. El pozo está en el Polígono B del Bloque Cubiro, donde PetroMagdalena tiene una participación del 70%. El prospecto Alondra está alineado con el campo Barranquero, del que está a 3,4 kilómetros al norte.

Pozo de exploración Santa Cruz -1X – Bloque Santa Cruz, Cuenca Catatumbo:

El programa de evaluación continúa en el pozo Santa Cruz-1X. Durante las operaciones, se determinó la necesidad de bombear cemento para asegurar el aislamiento de la zona sobre la Formación Barco, y la Compañía estima que se requerirá bombear más cemento, extendiéndose el período de evaluación en comparación con los estimados originales. Los resultados de estas evaluaciones se esperan para fines de abril del 2012.

El pozo Santa Cruz-1X, ubicado en el Bloque Santa Cruz en la Cuenca Catatumbo al noreste de Colombia, fue perforado hasta una PT de 11.550 pies de PM. La información relacionada con los datos y registros del pozo en cuanto a temas sísmicos y geológicos, indica que el pozo perforó el plano de la falla principal a nivel de las formaciones Leon-Guayabo. En el piso de la falla inversa principal, se encontró una sección normal que incluía sedimentos de las formaciones Carbonera a Catatumbo. El análisis de laboratorio de los cortes está en proceso, y se continuará trabajando en la interpretación para evaluar el modelo geológico.

PetroMagdalena tiene una participación del 70% en el pozo Santa Cruz-1X, y es la operadora del Bloque Santa Cruz.

Pozo de Exploración Cantaclaro-1X - Bloque Carbonera, Cuenca de Catacumbo:

El pozo de exploración Cantaclaro-1X en el Bloque Carbonera, que arrancó el 15 de marzo del 2012, se perforó en el objetivo de la Formación La Luna a una profundidad de 4.560 pies de PM. Se ha establecido un recubrimiento intermedio de 9-5/8 pulgadas, y la próxima operación será instalar un equipo de perforación desbalanceada. La formación objetivo La Luna será luego perforada, altamente desviada, y se estima que el pozo alcanzará una PT en la base de la Formación La Luna a una profundidad medida de 5.480 pies. Se tiene planeado recomenzar la perforación y evaluación desbalanceada simultánea en cinco días. PetroMagdalena ha firmado un Memorando de Entendimiento (MOU) para tercerizar el 60% del bloque Carbonera a YPF, como parte de un programa de trabajo de US$23 millones, sujeto a la aprobación de la ANH.

Teleconferencia

Los directivos realizarán una teleconferencia hoy a las 9:00 a.m. (Hora del Este) para discutir el cuarto trimestre del 2011 y los resultados del cierre del año, y para brindar una actualización operativa. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar marcando estos números:

Será posible acceder a una retransmisión de esta conferencia marcando 416-849-0833 con el ID de la conferencia antes mencionado, hasta el 24 de abril del 2012.

PetroMagdalena es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas, con sede en Canadá e intereses operativos en 19 propiedades ubicadas en cinco cuencas en Colombia. En nuestro sitio web, www.petromagdalena.com, se puede encontrar más información.

Salvo que se estipule lo contrario, todos los importes monetarios están expresados en dólares estadounidenses. Este comunicado de prensa contiene ciertas "declaraciones a futuro" e "información a futuro" en el marco de las leyes canadienses aplicables en materia de títulos valores, relacionadas con los negocios, las operaciones, y el desempeño y estado financiero de PetroMagdalena. Las declaraciones a futuro y la información a futuro incluyen, pero no se limitan a, declaraciones con respecto a la producción estimada y la vida de las reservas de los diversos proyectos de petróleo y gas de PetroMagdalena; el estimado de reservas de petróleo y gas; la ejecución de los estimados de reservas de petróleo y gas; los tiempos y la cantidad de la producción estimada futura; los costos de producción, el éxito de las actividades de exploración, y las fluctuaciones en los tipos de cambio. Con excepción de las declaraciones de hechos históricos relacionados con la compañía, parte de la información aquí contenida constituye declaraciones a futuro. Las declaraciones a futuro generalmente se caracterizan por palabras como "planificar", "esperar", "proyectar", "tener la intención de", "considerar", "anticipar", "estimar" y otras similares, o declaraciones de que ciertos eventos o condiciones "podrían ocurrir" u "ocurrirán". Las declaraciones a futuro se basan en las opiniones y estimados de la directiva a la fecha en que estas realizan, y se basan en una serie de supuestos y están sujetas a una variedad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían determinar que los eventos o resultados reales difirieran sustancialmente de los proyectados en las declaraciones a futuro. Muchos de estos supuestos se basan en factores y eventos que no están dentro del control de PetroMagdalena, y no existe seguridad de que serán correctos. Los factores que podrían determinar que los resultados reales difirieran sustancialmente con respecto a los anticipados por dichas declaraciones a futuro incluyen cambios en las condiciones del mercado, riesgos relacionados con las operaciones internacionales, fluctuaciones en el precio del gas y del petróleo y en los tipos de cambio, cambios en los parámetros del proyecto, la posibilidad de que se superen los costos del proyecto o de que existan costos y gastos no previstos, disputas laborales, y otros riesgos de la industria del petróleo y del gas, fallas en la planta, los equipos o los procesos que impidan que la operación sea como se anticipó. Si bien PetroMagdalena ha intentado identificar factores importantes que podrían determinar que las acciones, eventos o resultados reales difirieran sustancialmente de los descritos en las declaraciones a futuro, podría haber otros factores que determinaran que las acciones, eventos o resultados no fueran los anticipados, estimados o buscados. No se puede garantizar que las declaraciones a futuro serán exactas, ya que los resultados reales y los eventos futuros podrían diferir sustancialmente de los anticipados en dichas declaraciones. PetroMagdalena no asume obligación alguna de actualizar las declaraciones a futuro si las circunstancias o los estimados u opiniones de los directivos cambian, excepto si así lo requieren las leyes aplicables en materia de títulos valores. Se alerta al lector que no debe depositar una confianza excesiva en las declaraciones a futuro.

Las declaraciones que conciernen a los estimados de reservas de petróleo y gas también pueden considerarse como declaraciones a futuro, en la medida en que implican estimados de petróleo y gas que se encontrará si se desarrolla el emprendimiento. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La tasa de conversión de 6 mcf: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.  Los valores estimados de futuros ingresos netos informados no representan un valor justo de mercado.      

Ni TSX Venture Exchange ni su Proveedor de Servicios de Regulación (tal como se define ese término en las políticas de TSX Venture Exchange) aceptan responsabilidad por lo aceptable o exacto que pueda ser este comunicado de prensa.

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FUENTE  PetroMagdalena Energy Corp.

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