Pacific anuncia los resultados del cuarto trimestre y del cierre del año 2015

TORONTO, 20 de marzo de 2016 /PRNewswire/ -- Pacific Exploration & Production Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) anunció hoy la publicación de sus estados financieros consolidados auditados para el año y el trimestre cerrados el 31 de diciembre de 2015, junto con su Discusión y Análisis de la Gerencia ("MD&A"), el Formulario de Información Anual ("AIF") y el Formulario 51-101 F1 - Declaración de datos de reservas y otra información sobre petróleo y gas para la compañía (el "Informe F1") con respecto al año cerrado el 31 de diciembre de 2015. Estos documentos serán publicados en el sitio web de la compañía en www.pacific.energy, en el SEDAR en www.sedar.com y en el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las divulgaciones financieras de la compañía se expresan en US$, a menos que se indique lo contrario.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"El sector del petróleo y el gas ha resultado considerablemente alterado en momentos en que estamos firmemente anclados en el segundo año de bajos precios internacionales del petróleo. El entorno actual de precios prosigue amenazando la salud económica del sector y de muchos países, lo cual ha provocado que muchas compañías de exploración y producción hayan entrado en modo de supervivencia. Nuestra reacción inmediata, a principios de 2015, al entorno de bajos precios del petróleo, ha permitido que Pacific Exploration & Production Corp. continúe entregando resultados operativos competitivos.

"Estuvimos bien posicionados a lo largo de 2015 con un programa de cobertura activa de protección del flujo de caja, lo cual fue corroborado por nuestros resultados operativos. Continuamos concentrándonos en mantener e incrementar las eficiencias operacionales y en poder, una vez más, llevar los costos por operaciones en efectivo a niveles bajos sin precedentes. La compañía ha mantenido sus esfuerzos de reducción de costos por operaciones en efectivo hasta niveles récord y continúa controlando los gastos generales y administrativos.

"Nuestra producción aumentó ligeramente en 2015, año en el cual logramos una producción de 154,472 bpe/d procedentes de Colombia y Perú, entre los que se incluyen la contribución aportada por nuestra reciente adición del Bloque 192 en Perú. La compañía ha alcanzado su guía de producción de 150 a 156 Mbpe/d para 2015, lo cual constituye un modesto crecimiento con respecto a 2014.

"Continuamos enfocando nuestra producción hacia los activos de petróleo liviano y medio. Los descubrimientos de exploración que se realizaron en 2014, y que se delinearon con mayor precisión en 2015, en el Piedemonte llanero de Colombia, brindaron estabilidad productiva a corto plazo. La modesta actividad de exploración en 2015 también identificó algunos otros prospectos de petróleo liviano similares a los descubrimientos ya realizados, con un inventario potencial de desarrollo y delineado de ubicaciones para perforación.

"En 2015, generamos ingresos de $2.825 millones y generamos $1.031 millones en EBITDA ajustada¹ y $579 millones en flujo de fondos procedentes de operaciones¹. A pesar del descenso de los precios del petróleo, nuestro netback por operaciones para el año cerrado fue de $25,55/bpe, gracias a la reducción de los costos totales complementada por una sólida posición de cobertura, lo cual generó mayores precios concretados. 

"Proseguimos optimizando nuestras operaciones, generando reducciones de costos adicionales durante el cuarto trimestre de 2015 y costos por operaciones en efectivo a niveles bajos récord. La compañía alcanzó costos por operaciones subyacentes de $18,64/bpe y costos totales por operaciones (que incluyen extracción por exceso y otros costos) de $22,52/bpe, en comparación con $26,44/bpe y $27,28/bpe, respectivamente, para el cuarto trimestre de 2014. Los gastos generales y administrativos disminuyeron hasta $221 millones en 2015 desde $361 millones en 2014 en la medida en que la compañía continúa manteniendo sus esfuerzos para controlar los gastos. En el 2016, mediante reestructuración adicional de los procesos de trabajo, todavía es posible conseguir más ahorros en costos y reducciones en gastos generales y administrativos.

"La compañía desarrolló y puso en práctica una estrategia muy viable a finales de 2014 para enfrentar el colapso de los precios del petróleo – se disminuyeron los costos por operaciones en efectivo y los gastos generales y administrativos, y los gastos de capital se limitaron solo a proyectos prioritarios, lo cual nos permitió mantener la producción y proteger el valor de la base de activos. Sin embargo, el colapso acentuado de los precios del petróleo a principios del año nos ha llevado a iniciar un proceso de reestructuración del balance.

"Como anunciamos en enero de 2016, invocamos un período de gracia de 30 días para realizar los pagos de intereses en dos series de nuestros bonos en circulación, lo cual nos permitiría contratar asesores y evaluar alternativas estratégicas para la mejor adecuación de la estructura de capital de la compañía a las condiciones actuales del mercado. Luego de ese anuncio, hemos firmado acuerdos de indulgencia con ciertos tenedores de notas y bancos hasta el 31 de marzo de 2016, lo cual concede a la compañía tiempo para trabajar con el Comité Independiente de la Junta Directiva, los asesores de la compañía, los bancos y los tenedores de notas para alcanzar una reestructuración consensual e integral del balance de la compañía.

"En resumen, creemos firmemente en los activos de la compañía y estamos trabajando con diligencia para garantizar que el valor de esos activos se mantenga para mejoras en el futuro. Corren tiempos excepcionalmente difíciles para el sector petrolero, pero consideramos que la compañía puede capear el temporal y continuar avanzando mediante el uso sensato de nuestros recursos y el uso eficiente de nuestra pericia técnica y operativa. Estamos preparados a largo plazo así como para las oportunidades que tenemos ante nosotros y cualquier desafío que pueda aparecer".

Resultados para el año completo y el cuarto trimestre de 2015 

Aspectos operativos destacados:

• La producción neta después de regalías para el año completo totalizó 154.472 bpe/d, un aumento de 5% en comparación con 147.423 bpe/d para 2014 y dentro de la guía de la compañía para el año de 150.000-156.000 bpe/d. En el cuarto trimestre de 2015, la producción neta diaria promedio después de regalías aumentó hasta 159.831 bpe/d, un aumento de 9% en comparación con el mismo período de 2014.
• En 2015, la compañía pudo mantener niveles estables de producción en el campo Rubiales a pesar de los descensos esperados debido a agotamiento. La compañía continuó optimizando pozos e instalaciones para maximizar la producción y a la vez minimizando los gastos de capital y perforando solo un número mínimo de pozos. La producción del campo Rubiales constituyó el 35% de la producción neta para el año cerrado el 31 de diciembre de 2015.
• La compañía alcanzó un costo récord por operaciones subyacentes combinadas de $20,73/bpe y un costo total por operaciones combinadas (incluso extracción por exceso y otros costos) de $22,96/bpe, en comparación con $30,23/bpe y $30,51/bpe, respectivamente, en 2014. En el cuarto trimestre de 2015, el costo total por operaciones combinadas fue de $22,52/bpe en comparación con $27,28/bpe para el mismo período en 2014.

Aspectos financieros destacados:

• Los ingresos disminuyeron hasta $2.825 millones en comparación con $4.950 millones en 2014, lo cual reflejó el descenso de casi 45% de año en año en los precios concretados del petróleo crudo. Los ingresos para el cuarto trimestre de 2015 disminuyeron hasta $652 millones en comparación con $992 millones para el mismo período en 2014, también debido a precios concretados más bajos pero compensado parcialmente por mayores volúmenes vendidos en el período.
• En 2015, los ingresos incluyeron $290 millones en ganancias concretadas procedentes de contratos de cobertura de petróleo firmados en 2014 y a principios de 2015, lo cual ayudó a soportar los precios concretados de la compañía por encima de las tarifas del mercado durante el año.
• Las ventas promedio de petróleo y gas (que incluyen comercialización) para el año fueron de 159.113 bpe/d, un aumento de 1% con respecto a 158.026 bpe/d en 2014. En febrero de 2016, la compañía cerró anticipadamente sus posiciones de cobertura pendientes para una ganancia concretada total de $116 millones, aprovechando el reciente movimiento de valor de mercado positivo para mejorar la liquidez.
• Los netbacks por operaciones combinadas en petróleo y gas para el año fueron de $25,55/bpe, 53% más bajos que $54,84/bpe en 2014. La disminución fue atribuible principalmente al descenso en los precios de mercado del petróleo crudo, compensado en parte por la reducción que se alcanzó en los costos combinados por operaciones durante el año.
• El precio de venta promedio de la compañía por barril de petróleo crudo y gas natural fue de $48,51/bpe para el año y de $41,22/bpe para el cuarto trimestre de 2015, un descenso desde $85.35/bpe y $65,64/bpe, respectivamente hace un año.
• Los gastos generales y administrativos disminuyeron hasta $221 millones en 2015 desde $361 millones en 2014 según la compañía continúa con sus esfuerzos para controlar gastos generales y administrativos y todos los gastos y actividades no esenciales en vistas de la caída precipitada de los precios del petróleo.
• La EBITDA¹ ajustada para el año fue de $1.031 millones y el flujo de fondos¹ fue de $579 millones. La EBITDA ajustada y el flujo de fondos fueron 58% y 71% más bajos, respectivamente, en comparación con el año 2014.
• La pérdida neta para el año fue de $5.462 millones, en buena medida como resultado del cargo por deterioro no en efectivo de $4.907 millones asumido principalmente sobre los activos de petróleo y gas y los gastos por exploración, como reflejo del considerable descenso en los precios del petróleo crudo. Es importante resaltar que este deterioro es requerido por las regulaciones de contabilidad de las Normas Internacionales de Reportes Financieros ("IFRS", por sus siglas en inglés) y pueden revertirse en su totalidad o parcialmente una vez que las condiciones del mercado mejoren con una mejor tendencia de los precios del petróleo.
• El flujo de caja procedente de operaciones en 2015 fue de $220 millones, en comparación con $2.104 millones en 2014.
• Los gastos totales de capital disminuyeron hasta $726 millones en 2015 en comparación con $2.382 millones en 2014. Los gastos de capital continuarán coincidiendo aproximadamente con el flujo de caja, a la vez que el gasto será enfocado principalmente hacia trabajo de desarrollo de alto impacto y poco riesgo.

Aspectos destacados adicionales:

• Las reservas netas certificadas 2P totales después de regalías fueron de 290,8 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2015, un descenso de 43% en comparación con 510,9 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2014. Las reservas probadas (1P) fueron de 197,8 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2015 en comparación con 315,0 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2014. El descenso en reservas 2P fue atribuible principalmente a factores económicos y revisiones técnicas.
• Se perforaron quince pozos de exploración (incluso 11 pozos de evaluación) que dieron como resultado tres descubrimientos y la confirmación de otros diez descubrimientos previos para un total de 13 descubrimientos, o un índice de éxito de 87%. La actividad de exploración durante el año se enfocó principalmente hacia los Llanos Centrales y Orientales en Colombia lo cual añadió un promedio de 14.591 bbl/d de producción de petróleo liviano en 2015.
• El 28 de diciembre de 2015, la compañía obtuvo exenciones de las cláusulas sobre apalancamiento de deuda y patrimonio neto bajo su Facilidad de Crédito Rotativa de $1.000 millones y las facilidades de crédito de Bank of America, HSBC y Bladex (las "facilidades de crédito").
• El 14 de enero de 2016, la compañía anunció que había elegido utilizar el período de gracia de 30 días contemplado en las escrituras de las notas correspondientes y no realizar pagos de interés por un valor total de $66,2 millones sobre sus notas preferentes con maduración en 2019 ("Notas preferentes de 2019") y las que maduran en 2025 ("Notas preferentes de 2025", y de conjunto con las notas preferentes de 2019, las "Notas"). El 18 de febrero de 2016, la compañía firmó un acuerdo de prórroga (el "Acuerdo de prórroga con los tenedores de notas") con ciertos tenedores de las notas preferentes de 2019 y de las notas preferentes de 2025. Según los términos del Acuerdo de prórroga con los tenedores de notas, los tenedores de aproximadamente el 34% de la cantidad del principal total de notas preferentes de 2019 en circulación y del 42% de la cantidad principal total de notas preferentes de 2025 en circulación han acordado, dependiendo de ciertos términos y condiciones, conceder indulgencia con respecto a declarar las cantidades del principal de las Notas (y ciertas cantidades adicionales) vencidas y pagables como resultado de ciertos incumplimientos especificados hasta el 31 de marzo de 2016.
• El 19 de febrero de 2016, la compañía firmó acuerdos de indulgencia separados (los "Acuerdos de indulgencia de los prestamistas") con respecto a las facilidades de crédito. Según los términos de los Acuerdos de indulgencia de los prestamistas, los prestamistas que se requieren también han acordado, dependiendo de ciertos términos y condiciones, conceder indulgencia con respecto a declarar las cantidades del principal de dichos acuerdos de crédito vencidas y pagables como resultado de algunos incumplimientos especificados hasta el 31 de marzo de 2016.
• La compañía también ha incumplido varias cláusulas con respecto a clasificación crediticia mínima contempladas en ciertos acuerdos operativos que ha firmado como resultado de reducciones de las clasificaciones crediticias de la compañía durante 2015, aunque se han concedido exenciones relacionadas con estas cláusulas por diversos períodos limitados.
• La compañía continúa trabajando con sus deudores para formular un plan integral que aborde el entorno actual de precios del petróleo y garantice la viabilidad a largo plazo de sus negocios. La compañía prosigue y tiene intenciones de proseguir al corriente con sus proveedores, socios comerciales y contratistas. Las operaciones continuarán con normalidad en Colombia y en las otras jurisdicciones en las que la compañía opera. Como se señala en las notas a los estados financieros consolidados auditados de la compañía para el año y el trimestre cerrados el 31 de diciembre de 2015, no puede haber seguridad con respecto a la capacidad de la compañía para reestructurar con éxito sus deudas a largo plazo, enmendar los acuerdos operativos tanto como sea necesario para eliminar las cláusulas de clasificación crediticia, y obtener financiamiento nuevo si persistieran los bajos precios del crudo, y por consiguiente, hay una incertidumbre material que puede poner en duda la capacidad de la compañía para continuar como una empresa en funcionamiento.

Resultados financieros

Producción

Durante 2015, la producción neta después de regalías totalizó 154.472 bpe/d, un aumento de 5% en comparación con 147.423 bpe/d para 2014, dentro de la guía de la compañía para el año (150.000-156.000 bpe/d). En el cuarto trimestre de 2015, la producción neta diaria promedio después de regalías aumentó hasta 159.831 bpe/d, un 9% más alta en comparación con el mismo período de 2014. La compañía pudo mantener niveles estables de producción en el campo Rubiales a pesar de los descensos, esperados previamente. La compañía continuó optimizando pozos e instalaciones para maximizar la producción y la vez minimizar los gastos de capital. La producción neta de petróleo liviano y medio para el año totalizó 57.022 bbl/d, un aumento de 16% en comparación con 2014. Parte del aumento corresponde a la producción procedente del Bloque 192 en Perú, donde la compañía se convirtió en la operadora el 30 de agosto de 2015. La producción de petróleo pesado procedente de Quifa y otros campos también aumentó en 9% durante 2015 en comparación con 2014. La producción de petróleo liviano y medio y de petróleo crudo pesado (con la exclusión del campo Rubiales) ahora representa 37% y 35%, respectivamente, del total de la producción neta de petróleo y gas, mientras que la producción procedente del campo Rubiales representó 35% de la producción neta total, un descenso con respecto a 41% en 2014.

Producción y volúmenes de ventas

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y destilado para mezclar como diluyentes con la producción de petróleo pesado, los cuales se incluyeron en la partida "volúmenes vendidos" informada. Los volúmenes de ventas también resultan afectados por el movimiento relativo en inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos aparecen reconocidos en los volúmenes respectivos vendidos durante el período.

Los volúmenes de diluyente para el año disminuyeron hasta 323 bbl/d desde 2.405 bbl/d en 2014. Los volúmenes de diluyente han disminuido en 94% desde el cierre del año 2013 ya que la compañía utiliza con éxito la producción de petróleo liviano y medio procedente de adquisiciones previas y descubrimientos nuevos, además del acceso a nuevos arreglos para el servicio de diluyente a menor costo.

Los volúmenes de petróleo para comercialización en 2015 disminuyeron hasta 7.307 bbl/d desde 12.085 bbl/d en 2014. El descenso en los volúmenes vendidos en 2015 fue atribuible principalmente a la reducción en la producción petrolera en Colombia, lo cual aumentó la capacidad disponible en los oleoductos para que otros comercializadores compitieran con mejores condiciones. La acumulación de inventario y otros usos fue de 6.647 bbl/d en 2015 en comparación con 2.655 bbl/d en 2014.

Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para venta, volúmenes de diluyente comprados, volúmenes de petróleo para comercialización y cambios de balance en el inventario, aumentaron hasta 159.113 bpe/d en 2015 desde 158.026 bpe/d en 2014.

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas

A lo largo de 2015 la compañía continuó optimizando sus operaciones para generar más reducciones de costos. La compañía alcanzó un costo récord por operaciones subyacentes combinadas de $20,73/bpe y un costo total por operaciones combinadas (incluso extracción por exceso y otros costos) de $22,96/bpe, en comparación con $30,23/bpe y $30,51/bpe, respectivamente, en 2014. El menor costo unitario se debe principalmente a la optimización de los costos por operaciones y a una depreciación de 32% del peso colombiano contra el dólar estadounidense. Durante el año, el oleoducto Bicentenario estuvo interrumpido durante 204,5 días. No obstante, la compañía pudo contratar capacidad operativa disponible en el oleoducto OCENSA a precios unitarios similares.

La compañía comercializó un promedio de 7.307 bbl/d en 2015 en comparación con 12.085 bbl/d en 2014. Sin embargo, el netback promedio para volúmenes comercializados en 2015 fue de $2,81/bbl, un margen bruto de $7,5 millones en comparación con el netback capturado en 2014 de $0,67/bbl, un margen bruto de $2,9 millones. Una tendencia similar de mejores netbacks se observó durante el cuarto trimestre de 2015. Los volúmenes para comercialización varían dependiendo de las oportunidades en el mercado y un trimestre dado no es un buen indicador del potencial de comercialización futuro. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.

Reservas en 2015

Las siguientes tablas ofrecen un resumen de la información contenida en los informes independientes sobre reservas elaborados por RPS Energy Canada Ltd.; Netherland, Sewell & Associates, Inc.; y Degolyer and MacNaughton Limited, con fecha efectiva del 31 de diciembre de 2015.

Estos informes sobre reservas se elaboraron de acuerdo con las definiciones, normas y procedimientos que se contemplan en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (Manual Canadiense para Evaluación de Petróleo y Gas y el Instrumento Nacional 51-101 – Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas ("NI 51-101") y se incluyen en el Informe F1 presentado ante el SEDAR. Se incluye información adicional sobre reservas según se requiere bajo el NI 51-101 en el Formulario de Información Anual (AIF) de la compañía con fecha 18 de marzo de 2016.

Todas las reservas presentadas se basan en los precios pronosticados y los costos estimados efectivos a la fecha del 31 de diciembre de 2015 según fueron determinados por los evaluadores de reservas independientes de la compañía. Las reservas netas después de regalías de la compañía incorporan todas las regalías aplicables bajo las legislaciones tributarias de Colombia y Perú basándose en el pronóstico de precios y tasas de producción, incluyendo cualquier interés de participación adicional ("PAP") relacionado con el precio del petróleo aplicable a determinados bloques colombianos, al cierre del año 2015.

En 2015, las reservas de la compañía resultaron afectadas por los pronósticos de precios del petróleo considerablemente más bajos, lo cual dio como resultado revisiones económicas además del impacto de revisiones técnicas de curso normal según fueron evaluadas por los evaluadores independientes de reservas de la compañía. El descenso en reservas 2P fue atribuible principalmente a factores económicos y revisiones técnicas. Las revisiones económicas como resultado de precios más bajos del petróleo por lo general pueden revertirse con precios más altos del petróleo, lo cual pudiera resultar en revisiones económicas positivas en el futuro.

Actualización sobre la exploración

La actividad de exploración durante el año se enfocó principalmente hacia los Llanos Centrales y Orientales en Colombia y añadió un promedio de 14.591 bbl/d de producción de petróleo liviano en 2015. En 2015, la compañía perforó o se asoció en 15 pozos de exploración (incluso 11 pozos de evaluación) que dieron como resultado tres descubrimientos y la confirmación de otros diez descubrimientos previos para un total de 13 descubrimientos, o un índice de éxito de 87%. Durante el cuarto trimestre de 2015 no se llevaron a cabo actividades de perforación.

Acerca de Pacific:

Pacific Exploration & Production Corp. es una compañía pública canadiense que es líder en la exploración y producción de gas natural y petróleo crudo, con operaciones enfocadas hacia América Latina. La compañía tiene una cartera diversificada de activos con participaciones en más de 70 bloques de exploración y producción en varios países, incluso Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Belice. La estrategia de la compañía está enfocada hacia el crecimiento sostenible en producción y reservas y hacia la generación de efectivo. Pacific Exploration & Production está comprometida con llevar a cabo sus actividades comerciales de forma segura y de una manera social y medioambientalmente responsable.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos PRE y PREC, 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, objetivos y estrategia 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: la capacidad de la compañía para continuar como una empresa en funcionamiento; volatilidad en los precios de mercado para el petróleo y el gas natural; un entorno continuo de depresión en el precio del petróleo con potencial de mayor declinación; incumplimiento en el marco de las facilidades de crédito de la compañía y/o las notas preferentes de la compañía debido a un incumplimiento de las cláusulas al respecto; rescisión anticipada de uno o más de los Acuerdos de indulgencia de los prestamistas y/o el Acuerdo de prórroga con los tenedores de notas; cantidades vencidas y pagables según las facilidades de crédito y/o notas preferentes, a pesar de la firma de los Acuerdos de indulgencia de los prestamistas y el Acuerdo de prórroga con los tenedores de notas, sea a través de las acciones de los tenedores de las notas preferentes de 2019 y de las notas preferentes de 2025 o del fideicomisario bajo cada escritura respectiva u otra; el impacto de casos de impago con respecto a las facilidades de crédito, las notas preferentes de 2019 y las notas preferentes de 2025 sobre otros contratos materiales de la compañía, incluso, pero sin limitarse a, impagos cruzados que den como resultado la aceleración en las cantidades pagables al respecto o la terminación de dichos acuerdos; que la compañía no pueda llegar a un acuerdo con sus acreedores para la restructuración de la estructura de capital de la compañía; que no se pueda satisfacer cualquiera de los términos o condiciones de cualquier acuerdo con los acreedores de la compañía con respecto a una restructuración propuesta; cualquier impacto negativo sobre las operaciones actuales de la compañía como resultado de cualquier restructuración propuesta o de que no se pueda llegar a un acuerdo con los acreedores al respecto; que no se puedan satisfacer los términos y condiciones de cualquiera de los acuerdos de exenciones de la compañía con los acreedores o contrapartes correspondientes o de cualquier otra exención, que no se puedan obtener más prórrogas de dichas exenciones, o que no se puedan obtener exenciones de otras cláusulas, siempre y cuando que se requieran; los términos de cualquiera de las exenciones, incluso el impacto sobre la compañía de cualquier restricción impuesta a la misma en relación con cualquier exención; que no se puedan obtener recursos financieros adicionales para evitar la necesidad de buscar alivio bajo las leyes de bancarrota e insolvencia en una o más de las jurisdicciones de Canadá, Estados Unidos, Colombia y/u otras (o para evitar una petición involuntaria de alivio por bancarrota o una acción similar de acreedores presentada contra la compañía); las percepciones de los inversores de las perspectivas de la compañía y las perspectivas de la industria del petróleo y el gas en Colombia y en los otros países donde la compañía opera y/o tiene inversiones; expectativas con respecto a la capacidad de la compañía para recaudar capital y de continuamente agregar a las reservas a través de adquisiciones y desarrollo; la incapacidad para continuar satisfaciendo los requisitos para listado en las bolsas de valores en las cuales se cotizan las acciones de la compañía; que el valor de las acciones de la compañía se reduzca a cero como resultado de una solicitud de insolvencia y que dicho procedimiento pueda en última instancia conducir a la cancelación de las acciones de la compañía; el efecto de reducciones en las calificaciones del negocio y las operaciones de la compañía; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Guyana y México; pasivos inherentes en operaciones de petróleo y gas; incertidumbres asociadas con la estimación de reservas de petróleo y gas natural; la competencia por, entre otras cosas, capital, adquisiciones de reservas, tierras no desarrolladas y personal capacitado; evaluaciones incorrectas del valor de las adquisiciones y/o anteriores problemas de integración; problemas geológicos, técnicos, de perforación y de procesamiento; fluctuaciones en cambio de divisas o tasas de interés y volatilidad del mercado bursátil; demoras en la obtención de las licencias ambientales u otras licencias requeridas; 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 diferirán de los estimados y las suposiciones; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; cambios en las leyes en materia de impuesto a la renta o cambios en las leyes impositivas, principios contables y programas de incentivos relacionados con el sector del petróleo y del gas; y los otros factores analizados bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del AIF de la compañía de fecha 18 de marzo de 2016, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. La información relacionada con "reservas" o "recursos" también se considera como información a futuro, y la misma incluye una evaluación implícita basada en determinados estimados y suposiciones acerca de la producción rentable de los recursos y las reservas que se describen. 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 materialmente 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.

Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y gas natural ofrecidos en este comunicado de prensa tomados de los reportes independientes sobre reservas son solo estimados, y no hay garantías de que se recuperarán las reservas estimadas. Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural al final pueden ser mayores o menores que los estimados ofrecidos.

Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los 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.

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. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y su contraparte traducida, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

Para obtener información adicional: Frederick Kozak, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 705-8816, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298, +507 (6) 205-1400; Richard Oyelowo, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO PARA LOS MEDIOS: Tom Becker, Sitrick & Company, +1 (212) 573-6100

FUENTE Pacific Exploration & Production Corporation

Related Links

http://www.pacific.energy