Pacific anuncia resultados del tercer trimestre de 2015: exitosa cobertura del precio del petróleo y recortes sostenibles de costos fortalecen el balance y mitigan el efecto de los bajos precios

TORONTO, 6 de noviembre de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Exploration & Production Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREB) dio a conocer hoy sus estados financieros consolidados no auditados para el trimestre que cerró el 30 de septiembre de 2015, junto con su documento Discusión y Análisis de la Gerencia ("MD&A"). 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. Una presentación corporativa relacionada con los resultados del tercer trimestre también será presentada en el sitio web de la compañía. 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:

"La historia de 2015 ha sido y continúa siendo una de bajos precios del petróleo, exacerbados por una percepción de exceso de suministro de petróleo. Estos precios continúan representando desafíos para el sector y amenazan el bienestar económico de muchas compañías y de hecho, de países. No obstante, de forma consistente con la puesta en práctica de nuestra estrategia esbozada a principios de 2015, en Pacific continuamos brindando resultados competitivos a pesar del entorno de bajos precios del petróleo.

"A comenzar el año 2015, la compañía adoptó acciones decisivas e inmediatas para abordar el entorno de bajos precios mediante la reducción de los costos por operaciones, los gastos generales y administrativos y la reducción inmediata de los gastos de capital de forma que estuvieran en línea con el flujo de caja. A pesar de que no esperamos un entorno con precios más bajos del petróleo a largo plazo, las medidas adoptadas garantizan que mientras se mantenga el escenario de precios "más bajos durante más tiempo", la nueva estructura de costos de la compañía dará resultados positivos. Como parte de nuestra estrategia, nos hemos concentrado en aquellas áreas en las que podemos controlar (los costos) y hemos procurado mitigar el impacto de precios más bajos mediante protección estratégica de precios. La compañía se ha adaptado al entorno de bajos precios del petróleo y continúa produciendo petróleo de forma rentable.

Cobertura material del precio del petróleo

"Aunque los precios en el segundo trimestre de este año brindaron un destello de esperanza para el sector, el descenso de los precios en el tercer trimestre tomó por sorpresa tanto al mercado como a las compañías. Afortunadamente, a principios de este año ejecutamos con éxito una estrategia de cobertura que ha mitigado este evento inesperado, lo cual nos ha brindado una considerable protección de precios en 2015. Nuestro programa de cobertura para el tercer trimestre dio como resultado que el 96% de la producción de petróleo del trimestre contara con cobertura mediante el uso de collares de costo cero, intercambios y otros instrumentos, lo cual generó una ganancia por cobertura contra el precio del petróleo crudo de aproximadamente $125 millones. Nuestro programa de cobertura para el cuarto trimestre de 2015, a pesar de no ser tan agresivo, con solo el 74% de la producción de petróleo del trimestre contando con cobertura (aproximadamente 10,1 millones de barriles), tiene una protección de precio base promedio de $56/bbl WTI y $60/bbl Brent. Mirando hacia 2016, tenemos la intención de proteger tanto como el 40% de la producción en la primera mitad del año con cobertura contra mayor debilidad de los precios del petróleo.

Recorte sostenible de costos

"A principios de 2015, destacamos nuestras medidas para recortes considerables de costos y el impacto positivo que las mismas tendrían en nuestra rentabilidad a lo largo de 2015, en un entorno de bajos precios. En forma consistente con los dos primeros trimestres de 2015, compañía ha mantenido su impulso en la reducción de los costos por operaciones en efectivo y continúa controlando los gastos generales y administrativos. Nuestra estructura de costos es sostenible y es el nuevo normal para la compañía a lo largo de 2015 y en el futuro, lo cual protege a nuestras operaciones dentro de escenarios previsibles de precios del petróleo.

Gestión de pasivos

"La compañía continúa siendo proactiva en lo que respecta a su estrategia de gestión de pasivos. Hemos conservado efectivo en el balance por valor de $489 millones y este año hemos reducido los pasivos corrientes en 40% o $900 millones. Además, la compañía también ha tenido éxito en la obtención de una reducción considerable de sus garantías bancarias sobre los gastos de capital para exploración con la entidad nacional reguladora de hidrocarburos en Colombia (ANH), desde $231 millones al cierre de 2014 hasta aproximadamente $115 millones a la fecha de este informe. Ahora contamos con capital de trabajo positivo de $118 millones, lo cual es un aumento con respecto al déficit de capital de trabajo de $125 millones que teníamos al cierre del segundo trimestre. La venta de activos proporcionará aún más efectivo, en adición al flujo de caja proveniente de operaciones, lo cual fortalecerá nuestro balance y brindará una protección contra mayor debilidad de los precios del petróleo. Sin embargo, nuestras expectativas de cierre de la venta de nuestra participación restante en Pacific Midstream durante el tercer trimestre no se han materializado. Brindaremos actualizaciones sobre avances en este sentido según sea pertinente, ya que se espera que esta venta aporte una cantidad considerable de efectivo al balance. Continuamos con nuestro proceso estratégico de desinversiones no fundamentales, en concreto, la venta de nuestra participación en Puerto Bahía en 2016, y a largo plazo el arrendamiento de parte de nuestra cartera de exploración. El enfoque hacia nuestros activos de alto valor nos permite optimizar el uso de nuestros recursos.

Enfoque en la producción

"Nuestra producción permaneció estable en el tercer trimestre de 2015 en comparación con los dos primeros trimestres de 2015, con una producción neta promedio de 152.915 bpe/d desde Colombia y Perú, la cual incluyó una contribución procedente de nuestra adición más reciente, el bloque 192 en Perú. La producción continúa a buen ritmo para cumplir con nuestros planes internos y nuestra guía de 150 a 156 Mbpe/d para 2015; lo cual representa un crecimiento modesto con respecto a 2014.

"La compañía continúa enfocando su cartera de producción hacia los activos de petróleo liviano y medio. Los descubrimientos de exploración que realizamos en 2014 en la región del Piedemonte llanero de Colombia continúan brindando estabilidad y crecimiento de la producción a corto plazo. La modesta actividad de exploración en 2015 hasta el momento ha identificado un número de otros prospectos de petróleo liviano similares a los descubrimientos ya realizados, y algo que es muy importante, nuestro programa está evaluando nuevas ubicaciones para perforación de desarrollo de petróleo liviano que añaden aproximadamente 14 Mbbl/d de producción de petróleo liviano y posibilitan que la producción continúe aumentando bien entrado 2016.

El enfoque brinda resultados desde el punto de vista financiero

"El impacto de nuestro enfoque colectivo en las áreas que podemos controlar y la mitigación de las fuerzas sobre las cuales no podemos influir se evidencia en nuestros resultados financieros. Para el tercer trimestre de 2015, obtuvimos ingresos de $670 millones y generamos $272 millones en EBITDA ajustada y $197 millones en flujo de fondos procedentes de operaciones. A pesar del relativo descenso de los precios del petróleo, nuestro netback por operaciones para el trimestre fue de $30,57/bpe, gracias a la reducción de los costos totales y a la sólida posición de cobertura, lo cual generó mayores precios concretados.

"Durante el trimestre continuamos optimizando nuestras operaciones y generamos reducciones de costos adicionales. La compañía alcanzó costos por operaciones subyacentes de $19,99/bpe y costos totales por operaciones (incluyendo extracción por exceso y otros costos) de $20,92/bpe, en comparación con $23,71/bpe y $21,08/bpe, respectivamente, para el segundo trimestre de 2015. En el 2016, mediante reestructuración adicional de los procesos de trabajo, es posible conseguir más ahorros en costos y reducciones en gastos generales y administrativos.

Posicionados para el futuro

"Las iniciativas emprendidas a principios de 2015 han posicionado a la compañía para avanzar de forma rentable en un entorno de bajos precios del petróleo. Además de los aspectos destacados mencionados anteriormente, el trimestre contó con otros aspectos positivos. Con efectivo en exceso en la hoja de avance, evaluamos continuamente las oportunidades de administrar de forma eficaz nuestro balance y asignar tan poco capital como sea apropiado. En segundo lugar, los gastos de capital en el trimestre fueron menores que el flujo de caja generado, a la vez que la producción se mantuvo estable. A pesar de que los gastos en la primera mitad del año sobrepasaron el flujo de caja, permanecemos según lo pronosticado para ser neutros en lo que a flujo de caja respecta para el año. Por último, nuestra junta directiva recibió la adición de cinco nuevos miembros, entre los que se incluyen representantes de nuestros dos mayores accionistas, al tiempo que tuvimos el retiro de uno de nuestros fundadores, el expresidente José Francisco Arata.

"Al tiempo que mantenemos nuestro enfoque en los niveles de producción y en la adecuada actividad de exploración, nuestra estrategia financiera y de capital permanece dirigida hacia el mantenimiento de un balance sólido mediante: (1) mantenimiento de costos por operaciones y gastos generales y administrativos reducidos; (2) reducción de los gastos de capital para que coincidan con el flujo de caja bajo el entorno prevaleciente de precios del petróleo; (3) asignación de capital a los proyectos más materiales y con los retornos más altos; (4) mantenimiento de la liquidez; (5) cobertura con volúmenes adecuados de nuestro volumen de producción; y (6) puesta en práctica de iniciativas estratégicas de gestión de pasivos, todo esto dirigido a garantizar el financiamiento para el crecimiento futuro y la generación de retornos sólidos para nuestros accionistas.

"En resumen, a pesar de que en este trimestre todo el sector decidió asumir reducciones de valor debido al entorno de precios imperante, esto no tiene un impacto sobre el potencial a largo plazo de los bienes de la compañía ni sobre las oportunidades para el aumento de la producción en el futuro. Estamos preparados a largo plazo así como para las oportunidades que tenemos ante nosotros y cualquier desafío que pueda aparecer".

Resultados para el tercer trimestre 

Aspectos operativos destacados:

• La producción neta después de regalías para el trimestre totalizó 152.915 bpe/d, con lo cual permaneció estable en comparación con 152.428 bpe/d en el trimestre anterior. Esto representó un aumento de 6% en comparación con 144.722 bpe/d para el tercer trimestre de 2014, y estuvo dentro de la guía de la compañía (150.000-156.000 bpe/d).
• La compañía pudo mantener niveles estables de producción desde el campo Rubiales a pesar del agotamiento del campo. La compañía continúa optimizando pozos e instalaciones para maximizar la producción a la vez que minimiza los gastos de capital. La producción en el campo Rubiales fue 36% de la producción neta total en el tercer trimestre de 2015, y están en marcha planes para devolver el campo en junio de 2016.
• El 30 de agosto de 2015, Perupetro S.A. concedió a la compañía un contrato por dos años para la operación del bloque 192, el mayor bloque productor de petróleo en Perú. En la actualidad el bloque produce aproximadamente 12.000 bbl/d con API promedio de 18°.
• La compañía alcanzó costos por operaciones subyacentes de $19,99/bpe y costos totales por operaciones (incluyendo extracción por exceso y otros costos) de $20,92/bpe, en comparación con $23,71/bpe y $21,08/bpe, respectivamente, para el segundo trimestre de 2015.

Aspectos financieros destacados:

• El capital de trabajo neto mejoró hasta $118 millones positivos a la fecha de 30 de septiembre de 2015 desde $125 millones negativos al cierre del segundo trimestre de 2015, como resultado del esfuerzo de la compañía en la administración del flujo de caja y la reducción de gastos no esenciales.
• En el tercer trimestre de 2015 los ingresos disminuyeron hasta $670 millones desde $703 millones en el segundo trimestre de 2015, lo cual se debió principalmente a menores volúmenes de petróleo para comercialización vendidos. Entre los ingresos se incluyen $125 millones de ganancias concretadas gracias a cobertura durante el trimestre.
• Las ventas promedio de petróleo y gas (incluyendo comercialización) para el tercer trimestre de 2015 fueron de 141.492 bpe/d, 14% más bajas en comparación con 163.617 bpe/d para el mismo período de 2014 y 1% menores que los 143.225 bpe/d en el segundo trimestre de 2015.
• El netback por operaciones combinado en petróleo y gas para el tercer trimestre de 2015 fue de $30,57/bpe, 6% menor que los $32,64/bpe en el segundo trimestre de 2015. La disminución fue atribuible principalmente al descenso en los precios de mercado del petróleo crudo, ya que los costos combinados por operaciones han permanecido estables.
• El precio concretado promedio para el trimestre fue de $51,49/bpe, menor que los $53,72/bpe para el segundo trimestre de 2015.
• Los gastos generales y administrativos disminuyeron hasta $53 millones en el tercer trimestre de 2015 desde $97 millones en el tercer trimestre de 2014 en momentos en que la compañía continúa su reducción de todos los gastos y actividades no esenciales en vistas del vertiginoso descenso de los precios del petróleo.
• La EBITDA ajustada para el tercer trimestre de 2015 fue de $272 millones y el flujo de fondos fue de $197 millones. La EBITDA ajustada fue 12% menor y el flujo de fondos fue 17% mayor, respectivamente, en comparación con el trimestre anterior.
• La pérdida neta para el tercer trimestre de 2015 fue de $617 millones, principalmente como resultado del cargo por deterioro de $568 millones no en efectivo (antes de impuestos) asumido sobre los activos de petróleo y gas y los gastos por exploración, lo cual refleja el considerable impacto del entorno actual de precios del petróleo. Entre otras partidas no en efectivo que afectan las utilidades se incluyen la compensación basada en acciones y las pérdidas por cambio de divisas no concretadas, aunque las utilidades operacionales netas antes de deterioro y agotamiento, depreciación y amortización totalizaron $280 millones.
• Los gastos totales de capital disminuyeron hasta $154 millones en el tercer trimestre de 2015, en comparación con $185 millones en el segundo trimestre de 2015 y $645 millones en el tercer trimestre de 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:

• La compañía consiguió de sus prestamistas exenciones con respecto a la cláusula que requiere que la compañía mantenga su patrimonio neto consolidado en una cifra superior a US$1.000 millones. Las exenciones se obtuvieron con respecto a: (i) crédito rotativo por $1.000 millones y acuerdo de garantía con un consorcio de prestamistas y Bank of America, N.A. como agente administrativo; (ii) crédito por $250 millones y acuerdo de garantía con HSBC Bank USA, N.A., como prestamista; (iii) crédito por $109 millones y acuerdo de garantía con Bank of America, N.A., como prestamista; y (iv) acuerdo de crédito maestro por $75 millones con Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. Estas exenciones expirarán el 28 de diciembre de 2015. Durante este período, la compañía entablará conversaciones con sus prestamistas para abordar preocupaciones acerca de este entorno de bajos precios del petróleo.
• En el trimestre se perforaron cuatro pozos de exploración (incluidos pozos estratigráficos y de evaluación) lo cual dio como resultado un descubrimiento y la confirmación de otros tres descubrimientos previos, para un índice de éxito de 100% en el trimestre. Los éxitos de exploración, localizados principalmente en los Llanos Centrales y Orientales en Colombia han añadido aproximadamente 14.000 bbl/d de producción de petróleo liviano durante los pasados nueve meses. En el pasado trimestre, se tuvo éxito con tres pozos, Zural-1, Ceibo-2 y Avispa-6 que según las pruebas iniciales tienen una producción potencial de aproximadamente 5.100 bbl/d.
• El 26 de agosto de 2015, la compañía anunció el retiro de José Francisco Arata como presidente y director de la compañía y el nombramiento de Mónica de Greiff como una directora independiente. Para obtener información adicional, consulte el documento MD&A.
• El 31 de agosto de 2015, la compañía firmó un acuerdo de nominación con (i) ALFA, S.A.B. de C.V. ("ALFA"); y (ii) Alejandro Betancourt, O'Hara Administration Co., S.A. ("O'Hara") y los diversos accionistas a los que representan (colectivamente, el "O'Hara Group"), con respecto al nombramiento de cuatro nuevos directores a la junta directiva. ALFA posee 59.897.800 acciones ordinarias en el capital de la compañía ("Acciones Ordinarias") que representan aproximadamente el 18,95% de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. El O'Hara Group ejerce control y dirección sobre 63.050.510 acciones ordinarias, que representan aproximadamente el 19,95% de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. Conforme a los términos del acuerdo de nominación, tanto ALFA como el O'Hara Group nominaron a dos candidatos para integrar la junta directiva. Conforme a los términos del acuerdo de nominación, ALFA nominó a José de Jesús Valdez Simancas y Raúl Millares mientras que el O'Hara Group nominó a Alejandro Betancourt y Orlando Alvarado.

Resultados financieros

Producción

En el tercer trimestre de 2015, la producción neta de la compañía después de regalías de 152.915 bpe/d permaneció estable en comparación con 152.428 bpe/d en el trimestre anterior. Esto representó un aumento de 6% en comparación con 144.722 bpe/d para el tercer trimestre de 2014, y estuvo dentro de la guía de la compañía (150.000-156.000 bpe/d). La compañía pudo mantener niveles estables de producción desde el campo Rubiales a pesar del agotamiento del campo. La compañía continúa optimizando pozos e instalaciones para maximizar la producción a la vez que minimiza los gastos de capital. La producción en el campo Rubiales fue 36% de la producción neta total en el tercer trimestre de 2015, y están en marcha planes para devolver el campo en junio de 2016. La producción neta de petróleo liviano y medio aumentó 14% en comparación con el tercer trimestre de 2014 y permaneció estable en comparación con el segundo trimestre de 2015, a 55.254 bbl/d. Con el aumento de la producción procedente de los campos de petróleo liviano y medio, que representa el 36% de la producción neta total de la compañía en el tercer trimestre, continúa disminuyendo la dependencia de la producción del campo Rubiales.

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 trimestre disminuyeron hasta 53 bbl/d desde 601 bbl/d en el segundo trimestre de 2015 y 2.395 bbl/d en el mismo período hace un año. Los volúmenes de diluyente han disminuido en 99% desde el primer trimestre de 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 para el trimestre disminuyeron hasta 2.222 bbl/d desde 14.827 bbl/d hace un año. El balance de inventario ha aumentado como resultado de los 11.187 bbl/d acumulados en el tercer trimestre en comparación con una extracción de 1.673 bbl/d en el mismo período hace un año.

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, disminuyeron hasta 141.492 bpe/d en el trimestre actual desde 143.225 bpe/d en el trimestre anterior.

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas

Los costos totales combinados por operaciones disminuyeron desde $21,08/bpe en el segundo trimestre hasta un promedio de $20,92/bpe en el tercer trimestre. Los costos combinados por operaciones, incluyendo costos por producción, transportación y dilución, disminuyeron hasta $19,99/bpe durante el trimestre con respecto a $23,71/bpe en el segundo trimestre de 2015. El menor costo unitario en el trimestre se debe principalmente a la optimización continua de los costos por operaciones y a una depreciación de 21% del peso colombiano contra el dólar estadounidense. Durante este período, ocurrió una interrupción en el oleoducto Bicentenario durante 89,5 días. No obstante, la compañía pudo utilizar capacidad operativa disponible en el oleoducto OCENSA a precios unitarios similares.

Durante el tercer trimestre de 2015, el volumen total de petróleo vendido para comercialización disminuyó hasta 2.222 bbl/d desde 10.808 bbl/d en el segundo 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. Los volúmenes vendidos durante el tercer trimestre de 2015 concretaron un netback de $2,70/bbl en comparación con un netback de $0,10/bbl en el mismo período de 2014. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.

Actualización sobre la exploración

Durante el tercer trimestre de 2015, la compañía perforó o estuvo asociada en un pozo de exploración y en tres pozos de evaluación. Todos los pozos encontraron hidrocarburos económicamente explotables, para una tasa de éxito general de 100% para el período y de 87% en lo que va de año (13 de los 15 pozos fueron exitosos). Un nuevo descubrimiento en el pozo Zural-1 en el bloque Corcel y localizado al suroeste del descubrimiento realizado por el pozo Espadarte-1, extendió la prospección de esta oportunidad más hacia el suroeste. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la exploración en el documento MD&A.

Detalles de la conferencia telefónica del tercer trimestre de 2015

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 5 de noviembre de 2015 a las 8:00 a.m. (hora de Toronto y Bogotá) para analizar los resultados del tercer trimestre de 2015 de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, y miembros selectos del equipo de alta gerencia.

La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada estará disponible una presentación en el sitio web de la compañía, al cual se puede tener acceso en www.pacific.energy.

Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:

Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 p.m. (hora de Toronto y Bogotá) del jueves 19 de noviembre de 2015, a la cual se podrá tener acceso marcando los siguientes números:

Acerca de Pacific:

Pacific 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 85 bloques de exploración y producción en ocho países, que son Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Guyana, Papúa Nueva Guinea, México 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 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 17 de marzo de 2015 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.

Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y gas natural ofrecidos en este comunicado de prensa tomados de los reportes sobre reservas independientes 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 valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

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.

Frederick Kozak, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 705-8816, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior Corporativo, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735

FUENTE Pacific Exploration and Production Corporation

Related Links

http://www.pacific.energy