A Pacific Rubiales reporta forte trimestre financeiro e operacional para o período encerrado em 30 de setembro de 2011
TORONTO, 10 de novembro de 2011 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados e sem auditoria para o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2011, juntamente com a sua Discussão e Análise da Administração ("MD&A") para o período correspondente. Estes documentos serão publicados no Web Site da Companhia no endereço www.pacificrubiales.com e no SEDAR no endereço www.sedar.com.
Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia comentou:
"Estamos muito satisfeitos com os resultados do terceiro trimestre que continuam a demonstrar forte crescimento da produção de base e dos resultados financeiros. A Companhia apresentou aumentos significativos por todas as medidas financeiras, causados por maior produção e netbacks (valores), com mais do que o dobro de Receita de Vendas, EBITDA, Lucros Líquidos Ajustados e Fluxo de Recursos Operacionais, comparados com o mesmo período do ano passado. A produção bruta em campo atingiu um recorde de 242 mil boe/d em setembro, e a produção liquida média para o trimestre aumentou 54%, alcançando mais de 87 mil boe/d apesar de duas interrupções operacionais não programadas em Rubiales/Quifa que reduziram a produção líquida em mais de cinco mil barris por dia. No presente momento a produção continua a crescer nestes dois campos".
A administração irá realizar uma teleconferência ao vivo em inglês com tradução simultânea em espanhol na quarta-feira, 9 de novembro de 2011, para discutir os resultados financeiros da Companhia, começando às 09:30 horas (horário de Toronto/Bogotá).
A Companhia irá publicar uma apresentação no Web Site antes da conferência, que poderá ser acessada no endereço www.pacificrubiales.com.
Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar da seguinte forma:
Telefone para Participante (Internacional/Local): (647) 427-7450
Telefone para Participante (Ligação gratuita na Colômbia): 01-800-518-0661
Telefone para Participante (Ligação gratuita na América do Norte): 1-888-231-8191
ID da Conferência (inglês): 24677939
ID da Conferência (espanhol): 25573167
A conferência será transmitida pela Web e pode ser acessada no seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html
Uma reprodução da conferência estará disponível até às 23:59 horas (horário de Toronto/Bogotá) de 23 de novembro de 2011, que poderá ser acessada da seguinte forma:
Encore número gratuito: |
1-855-859-2056 |
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Resumo Financeiro
Resumo dos resultados financeiros para os três e nove meses encerrados em 30 de setembro de 2011:
Três meses encerrados em |
Nove meses encerrados em |
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30 de setembro |
30 de setembro |
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(em milhares de US$ exceto quantias por ação ou conforme observação) |
2011 |
2010 |
2011 |
2010 |
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Venda de petróleo e gás (1) |
$ |
828.285 |
$ |
408.534 |
$ |
2.369.343 |
$ |
1.144.813 |
|||||||
EBITDA (2) |
465.057 |
218.152 |
1.385.923 |
648.703 |
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Margem EBITDA (EBITDA/Receita) |
56,1% |
53,4% |
58,5% |
56,7% |
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Por ação |
- básico ($) (4) |
1,72 |
0,83 |
5,15 |
2,48 |
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Lucro líquido |
193.720 |
113.152 |
473.502 |
203.717 |
|||||||||||
Por ação |
- básico ($) (4) |
0,71 |
0,43 |
1,76 |
0,78 |
||||||||||
- diluído ($) |
0,68 |
0,41 |
1,68 |
0,75 |
|||||||||||
Lucro líquido ajustado das operações (3) |
176.039 |
104.599 |
576.967 |
253.438 |
|||||||||||
Por ação |
- básico ($) (4) |
0,65 |
0,40 |
2,13 |
0,96 |
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Fluxo de Recursos Operacionais |
349.930 |
161.428 |
1.016.839 |
459.198 |
|||||||||||
Por ação |
- básico ($) (4) |
1,29 |
0,61 |
3,78 |
1,76 |
||||||||||
1) |
Consulte detalhes adicionais na MD&A na Seção 5: "Discussões sobre os Resultados Operacionais do Terceiro Trimestre de 2011 – Atividade Comercial". |
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2) |
Consulte a MD&A na Seção 10: "Discussão dos Resultados Financeiros do Terceiro Trimestre de 2011 – EBITDA" e na Seção 18: "Medidas Financeiras Adicionais". |
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3) |
Lucros ajustados das operações é uma medida financeira fora do padrão IFRS que representa lucros líquidos ajustados para certos itens de natureza não operacional incluindo itens não em numerário. A Companhia avalia seu desempenho com base em lucros líquidos ajustados das operações. A reconciliação "Lucros líquidos ajustados das operações", lista os efeitos de certos itens não operacionais que estão incluídos nos resultados financeiros da Companhia. Lucros líquidos ajustados das operações possivelmente não poderão ser comparados com medidas similares apresentadas por outras companhias. Consulte a discussão adicional na MD&A na Seção 3: "Resumo Financeiro Operacional – Lucros líquidos ajustados das operações". |
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4) |
O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação para o terceiro trimestre encerrado em 30 de setembro de 2011 e 2010 foi de 270.967.710 (completamente diluído – 298.413.561) e 264.065.489 (completamente diluído – 276.961.528), respectivamente. |
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Netback (valor) Operacional do petróleo bruto e gás:
Três meses encerrados em 30 de setembro, |
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2011 |
2011 |
2011 |
2010 |
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Petróleo |
Gás |
Combinado |
Combinado |
||||||
Produção líquida média (depois dos royalties e consumo de campo)(1) |
75.853 |
11.306 |
87.159 |
56.404 |
|||||
Produção média diária vendida (boe/dia)(1) |
90.341 |
11.212 |
101.553 |
71.257 |
|||||
Netback operacional (US$/boe) (2) |
|||||||||
Preço de venda do petróleo bruto e do gás natural |
95,09 |
36,81 |
88,66 |
62,32 |
|||||
Custo de produção (3) |
5,59 |
2,83 |
5,29 |
3,83 |
|||||
Transporte (caminhão e dutos ) (4) |
12,44 |
0,08 |
11,08 |
6,54 |
|||||
Custo do diluente (5) |
16,23 |
- |
14,44 |
10.94 |
|||||
Outros custos (6) |
2,57 |
(0,54) |
2,23 |
4.09 |
|||||
Overlift/Underlift (7) |
2,14 |
0,29 |
1,94 |
(0,19) |
|||||
Netback Operacional (US$/boe) |
56,12 |
34,15 |
53,68 |
37,11 |
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(1) |
Consulte os comentários adicionais na MD&A na seção 5: "Discussões sobre os Resultados Operacionais do Terceiro Trimestre de 2011 - Reconciliação de Barris Produzidos e Comprados vs. Barris Vendidos" |
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(2) |
Dados Combinados de Netback Operacional baseados na média ponderada da produção diária vendida, que inclui os diluentes necessários para o aprimoramento do blend Rubiales. |
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(3) |
O custo de produção inclui principalmente custos de extração e outros custos de produção como pessoal, energia, segurança, seguro e outros. |
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(4) |
Inclui os custos de transporte de petróleo bruto e gás através de dutos e de caminhões-tanque incorridos pela Companhia para levar os produtos para os pontos de entrega aos clientes. O aumento sobre o período anterior de 2010 é principalmente devido ao maior volume de petróleo bruto transportado por caminhões-tanque devido ao aumento na produção, juntamente com um aumento nos custos dos transportes rodoviários em geral na Colômbia durante 2011. |
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(5) |
O custo líquido de mistura é estimado em US$ 4,20 por barril do Rubiales bruto, considerando um preço médio de compra de diluente entregue no campo de Rubiales de US$ 104,80/bbl (Petróleo Bruto Leve API 37º e gasolina natural API 81,6º), além de tarifas de transporte por oleoduto do campo de Rubiales para Coveñas de US$ 7,76 por bbl, menos o preço médio de venda do blend Rubiales (Castilla) de US$ 93,97 por bbl, multiplicado pela taxa média do blend Rubiales de cerca de 22,7%. O aumento no custo da diluição sobre o período anterior de 2010 (US$ 3,24/bbl) é principalmente devido ao aumento no preço de compra dos diluentes, em linha com os aumentos nos preços do WTI. |
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(6) |
Outros custos correspondem principalmente aos royalties sobre a produção de gás, manutenção rodoviária externa no campo de Rubiales, flutuação de estoque, custos de armazenagem e o efeito líquido dos hedges cambiais de despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período. Consulte os comentários adicionais na MD&A na seção 12: "Contratos de Gestão de Risco". |
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(7) |
Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift para o período no total de US$ 18 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de produção de US$ 1,94/boe, conforme explicado na Seção 10 da MD&A: "Discussão sobre os Resultados Financeiros do Terceiro Trimestre de 2011 – Posição Financeira – Custos Operacionais". |
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Destaques do Terceiro Trimestre
Durante o terceiro trimestre de 2011, a Companhia continuou sua tendência de crescimento da produção e sucesso exploratório, alavancando seu know-how técnico e experiência operacional. Apesar disso, a produção do terceiro trimestre de 2011 foi afetada por dois distúrbios laborais que causaram interrupções operacionais não programadas nos campos de Rubiales e Quifa, conforme anunciado anteriormente em 20 de julho, 20 e 22 de setembro e em 26 de outubro de 2011. Apesar destas interrupções, os resultados para este período enfatizam a força da atividade operacional da Companhia e sua capacidade de aumentar a produção, bem como o compromisso da administração de obter robustos resultados financeiros. A administração está concentrada em alcançar objetivos operacionais desafiadores, bem como em continuar com um ambicioso plano de investimento em exploração e produção ("E&P"), sob o escopo do principal foco estratégico da Companhia: Crescimento.
- A produção continua a crescer. A produção bruta média em campo no terceiro trimestre de 2011 foi de 219.136 boe/d, 87.159 boe/d líquidos após royalties e consumo de campo, 55% mais alto do que o mesmo período de 2010. Entretanto, a produção do terceiro trimestre foi afetada por dois distúrbios laborais que causaram interrupções operacionais não programadas nos campos de Rubiales e Quifa, que resultou em uma perda bruta total na produção de 1.343.084 bbl durante este período, representando 491.933 bbl líquidos para a Companhia (5.347 bbl/d).
- Melhoria significativa nos netbacks operacionais. O netback operacional do petróleo bruto durante o terceiro trimestre de 2011 foi de US$ 56,12/bbl, 44% mais alto em comparação com o mesmo período de 2010 (US$ 38,89), devido aos preços superiores praticados. O netback operacional do gás natural foi de US$ 34.15/boe, 34% mais alto em comparação com o mesmo período de 2010.
- Fortes resultados financeiros. O terceiro trimestre confirmou a capacidade da Companhia de obter fortes resultados financeiros, refletidos por um aumento significativo na produção e melhoria nos preços praticados. Os lucros líquidos consolidados para o terceiro trimestre de 2011 foram de US$ 193,7 milhões, ou US$ 0,71 por ação ordinária, comparados com os lucros líquidos de US$ 113,2 milhões para o terceiro trimestre de 2010, ou US$ 0,43 por ação ordinária. Os lucros líquidos ajustados para o terceiro trimestre de 2011 foram de US$ 176 milhões, comparados com US$ 104,6 milhões no terceiro trimestre de 2010. A receita aumentou para US$ 828,3 milhões comparada com US$ 408,5 milhões registrados para o mesmo período em 2010.
- O EBITDA dobrou. O EBITDA para o terceiro trimestre de 2011 totalizou US$ 465 milhões, o que representa um aumento em dobro quando comparado com o EBITDA para o terceiro trimestre do ano anterior de US$ 218,1 milhões. O EBITDA do terceiro trimestre de 2011 representa uma margem de 56% quando comparada com o total da receita para o período. O fluxo de recursos operacionais aumentou para US$ 350 milhões no terceiro trimestre de 2011, comparado com US$ 161 milhões no terceiro trimestre de 2010.
- Foco contínuo nas atividades exploratórias com taxa de sucesso de 83%. Durante o terceiro trimestre, a Companhia perfurou um total de 18 poços exploratórios, 15 dos quais obtiveram sucesso. Adicionalmente, a Companhia iniciou a aquisição de 526 km2 de sísmica em 3D e 739 km de sísmica em 2D com um investimento líquido total de US$ 64,5 milhões.
- Importante crescimento nas reservas líquidas provadas e prováveis (2P) da Companhia. Durante o terceiro trimestre, a Companhia recebeu relatórios independentes de avaliação das reservas para os blocos de Rubiales-Piriri, Quifa e Sabanero, os quais estabeleceram que as reservas líquidas provadas e prováveis ("2P") aumentaram para um total de 350 milhões de barris de óleo equivalente ("MMboe") nas datas das avaliações (30 de junho e 15 de setembro de 2011), um aumento de 15,2% (sem dedução da produção para o período) quando comparado com os relatórios de reservas datados de 28 de fevereiro de 2011.
- Avaliação de recursos de 25 blocos exploratórios. Durante o terceiro trimestre, a Companhia recebeu relatórios independentes de avaliação de recursos para os blocos exploratórios da Companhia na Colômbia (21), Peru (3) e Guatemala (1), resultando em uma Melhor Estimativa Líquida para Recursos Contingentes e Prospectivos de 2.777,45 MMboe para aqueles blocos exploratórios. A prospectividade do portfólio de exploração juntamente com as reservas 2P estabelece a base da construção do crescimento futuro da Companhia.
- Níveis de inventário. O inventário operacional padrão da Companhia é 1,9 milhão de bbls e durante o terceiro trimestre o inventário da Companhia aumentou em uma quantidade líquida de 734.219 bbl que permaneceu não extraída no final do trimestre e desde então foi vendida em cargas para outubro e dezembro. Durante outubro de 2011, 800.000 bbls do inventário do terceiro trimestre foram vendidos a um preço realizado médio de US$ 104,4 por bbl, gerando uma receita bruta de US$ 83,5 milhões, o que refletirá, juntamente com os custos relacionados, nos lucros do quarto trimestre de 2011.
- Investimento em atividades de despesas de capital. As despesas de capital durante o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2011 totalizaram uma quantia líquida de US$ 276,7 milhões (2010 – US$ 200,0 milhões), dos quais US$ 124,9 milhões foram investidos na expansão e construção de infraestrutura de produção; US$ 64,5 milhões foram direcionados para atividades de exploração incluindo sísmica, aerogravimetria, aeromagnetometria e perfuração na Colômbia, Peru e Guatemala; US$ 52,9 milhões para perfuração de desenvolvimento e US$ 34,4 milhões foram investidos em outros projetos, incluindo o STAR.
- Desenvolvimento contínuo das instalações produtoras. Durante o terceiro trimestre de 2011, novas instalações foram construídas nos campos de Rubiales e Quifa para alcançar um total de 197.000 bbl/d de nível de produção operada e 40.000 bbl/d, respectivamente.
- Joint-Venture no Peru. Em 12 de outubro de 2011, a Companhia anunciou a assinatura de uma carta de intenção com a Les Establisssements Maurel & Prom S.A. ("Maurel & Prom") para adquirir 50% de participação no contrato de exploração do Bloco 116, localizado no nordeste do Peru, pelo qual a Companhia assumirá uma obrigação total de até US$ 75 milhões, que inicialmente deverá cobrir o primeiro e o segundo poço do contrato para o Bloco 116. Conforme os termos da carta de intenção, quando a transferência da operação do bloco for feita para a Companhia, teremos direito a receber um reembolso destes custos, através de fluxos de caixa oriundos de produção futura de hidrocarbonetos a partir do bloco. A transação está sujeita a aprovações governamentais e regulatórias, bem como a uma auditoria legal e financeira para aquisição para satisfazer as exigências da Companhia.
- Investimento na Guiana. Em 13 de Outubro de 2011, a Companhia comprou 58.720.000 ações ordinárias do capital da CGX Energy Inc. ("CGX"), uma companhia listada na TSX Venture Exchange ao preço de C$ 0,70 por ação ordinária, para um investimento agregado de C$ 41,1 milhões. A CGX é uma companhia de exploração de petróleo e gás baseada no Canadá, concentrada na exploração de petróleo na Bacia Guiana/Suriname. A Companhia possui aproximadamente 18% das ações ordinárias emitidas e em circulação do capital da CGX.
- Registro para negociação de BDRs no Brasil. Em 6 de outubro de 2011, a Companhia anunciou que registrou na Comissão de Valores Mobiliários (a "CVM"), a entidade regulatória brasileira responsável pela supervisão de emissores públicos, e na Bolsa de Valores brasileira a BM&F BOVESPA S.A., a documentação necessária para a negociação de Certificados de depósito de valores mobiliários emitidos no Brasil (os "BDRs"), representando as ações ordinárias da Companhia. Incentivo temporário de aumento da taxa de conversão para Debêntures. Em 25 de outubro de 2011, a Companhia enviou um aviso para todos os detentores dos C$ 240 milhões de debêntures conversíveis, não garantidos e subordinados da Companhia, devidos em 24 de agosto de 2013 (os "Debêntures") sobre um programa de incentivo para converter seus Debêntures à taxa atual de conversão mais um número adicional de ações ordinárias da Companhia com valor igual a C$ 200 pelo valor de face de C$ 1.000 dos Debêntures.
- Dividendo em dinheiro pago aos acionistas em 30 de setembro de 2011. Em 8 de setembro de 2011, a Companhia anunciou um dividendo em dinheiro no valor agregado de US$ 25 milhões, ou US$ 0,093 por ação ordinária. O dividendo foi pago em 30 de setembro de 2011, ou data próxima, aos acionistas registrados na data de 20 de setembro de 2011.
Mais detalhes sobre as atividades operacionais e de exploração da companhia podem ser consultados na MD&A.
A Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia, que opera os campos de petróleo Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a Companhia nacional de petróleo da Colômbia e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente. A Companhia se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Llanos da Colômbia, assim como em outras regiões na Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participação em 46 blocos na Colômbia, Peru e na Guatemala.
As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
O Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganador, especialmente se usado isoladamente. Uma taxa de conversão 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.
Advertência com relação às Declarações Prospectivas
Este comunicado para a imprensa contém certas 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 disponíveis atualmente para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes dos 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 materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado, a 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 ou no Peru, alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento 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 de informações da Companhia datado de 10 de março de 2011 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 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. Embora a Companhia acredite 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.
Para mais informações:
Sr. Christopher (Chris) LeGallais
Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores
(647) 295-3700
Sra. Carolina Escobar V
Gerente de Relações com Investidores
+ (571) 628-3970
Sra. Belinda Labatte
(647) 428-7035
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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