Pacific Rubiales anuncia los resultados del cuarto trimestre y del cierre del año 2013: Informa resultados financieros y operativos récord
TORONTO, 14 de marzo de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados para el año completo y el trimestre cerrado el 31 de diciembre de 2013, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia). Estos documentos se publicarán en el sitio de la compañía en www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev y el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/. 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.
Aspectos destacados de las operaciones:
- La producción total de campo para el año fue de 311.177 bpe/d, un incremento de 26% en comparación con 2012.
- La producción bruta para el año fue de 157.976 bpe/d, un incremento de 33% en comparación con 2012.
- La producción neta para el año fue de 129.386 bpe/d, un incremento de 32% en comparación con 2012. La producción neta estuvo por encima del extremo superior de la guía anual de la compañía a pesar de tener en cuenta 1,3 MMbbl relacionados con la decisión arbitral PAP ("PAP").
- La producción neta promedio para el cuarto trimestre de 2013 llegó a un récord de 134.313 bpe/d, un incremento de 24% en comparación con el mismo período de 2012.
- Los volúmenes de ventas para el año fueron de 134.621 bpe/d, un incremento de 24% en comparación con 2012, a pesar de tener en cuenta 0,5 MMbbl asociados con el llenado, por una vez, del oleoducto Bicentenario.
- La compañía pudo aumentar sus netbacks por operaciones en comparación con el año anterior, lo cual fue un resultado de la implementación exitosa de iniciativas de reducción de costos, a pesar de un descenso de 3% en los precios concretados combinados en 2013. Los netbacks por operaciones en la producción combinada de petróleo crudo y gas natural para 2013 fueron de $60,77/bpe en comparación con $60,20/bpe en 2012.
- Los costos por operaciones de petróleo en el cuarto trimestre de 2013 se redujeron en $7,46/bbl en comparación con el mismo período de 2012, considerablemente en línea con el objetivo anunciado previamente por la compañía de una reducción de $8/bbl para el final del año 2013. Se espera que los costos disminuyan aún más en 2014.
Aspectos financieros destacados:
- Los ingresos para el año fueron de $4.600 millones, un incremento de 19% en comparación con 2012 a pesar de un descenso de los precios internacionales del petróleo.
- El EBITDA ajustado para el año fue de $2.600 millones, un incremento de 27% en comparación con 2012, representando un margen de 55% sobre los ingresos totales para el período.
- Flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) para el año fue de $1.900 millones, un incremento de 38% en comparación con 2012.
- Gastos totales de capital en exploración y desarrollo (E&D) de $2.100 millones, en comparación con $1.500 millones en 2012.
- En 2013, la compañía pagó un total de $196 millones en dividendos a los accionistas.
- La compañía comenzó la compra de sus acciones ordinarias de noviembre según una oferta de emisor de curso normal, lo cual ha continuado en 2014. Hasta la fecha de este comunicado de prensa, se han comprado aproximadamente 10,7 millones de acciones ordinarias para cancelación.
Aspectos destacados adicionales:
- Durante 2013 se perforó un total de 34 pozos de exploración, los que dieron como resultado 23 descubrimientos, alcanzándose un índice de éxito de 68% para el año.
- Las reservas totales Probadas más Probables netas después de regalías ("2P") aumentaron hasta 619,2 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2013, un incremento de 21% en comparación con 513,7 MMbpe a la fecha del 31 de diciembre de 2012, representando una relación de reemplazo de reservas de 324%. Las adiciones de reservas 2P netas totales de 153 MMbpe incluyen 89 MMbpe procedentes de adquisiciones y 66 MMbpe procedentes de exploración.
- Continuó la diversificación más allá del campo Rubiales, el cual ahora representa menos del 11% de las reservas 2P netas totales.
- En noviembre, la compañía completó la adquisición estratégica de Petrominerales Ltd. ("Petrominerales").
- En diciembre, la compañía alcanzó un acuerdo para vender su participación de 5% y derechos de transportación en el oleoducto OCENSA en Colombia (adquiridos a través de la adquisición de Petrominerales) por $385 millones.
- Hacia finales del año se obtuvieron los primeros resultados de prueba de petróleo y de producción de petróleo desde el bloque CPE-6.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:
"En Pacific Rubiales, nos enfocamos hacia el crecimiento de la producción y la generación de efectivo, considerando que estos son los parámetros individuales más importantes de creación de valor con el tiempo para una compañía de exploración y producción. Estoy muy complacido de que el 2013 represente el sexto año consecutivo de crecimiento en EBITDA, y el cuarto año consecutivo de crecimiento tanto en producción como en flujo de caja. Durante 2013, volvimos a entregar sólidos resultados operativos y financieros, con volúmenes de producción y de ventas, y todos los indicadores de flujo de caja, incluyendo EBITDA y flujo de fondos procedentes de operaciones, alcanzando niveles récord.
"Pudimos mantener un sólido netback por operaciones consistente con el del año pasado a pesar de un descenso en los precios de venta del petróleo y del gas natural, debido en buena medida a un descenso de los precios de referencia internacionales del petróleo. Estoy particularmente complacido con nuestro avance en la reducción de los costos por operaciones de petróleo. El objetivo era reducir estos costos (basados en una suma de los costos de producción más transportación más diluyente) en aproximadamente $8/bbl para el cierre del año 2013. La reducción real en el cuarto trimestre de 2013 en comparación con el mismo trimestre en 2012 fue de $7,46/bbl, impulsada en buena medida por la puesta en marcha del oleoducto Bicentenario y por una reducción de los volúmenes de diluyente comprado. La electrificación de la línea de transmisión eléctrica PEL en enero de 2014 (retrasada aproximadamente un mes debido al recibo tardío de las aprobaciones de las autoridades reguladoras), de conjunto con la puesta en funcionamiento prevista del proyecto de riego Agrocascada, contribuirán a mayores reducciones en los costos por operaciones en el año completo 2014.
"A finales de 2013, completamos la adquisición de Petrominerales. Es importante entender a cabalidad los impulsores estratégicos de valor, tanto de negocios como operativos, detrás de esta importante decisión, incluyendo: (1) producción adicional de petróleo liviano que podemos usar como un suministro de diluyente de menor costo y fiable para nuestra creciente producción de petróleo pesado, reemplazando los destilados comprados a un alto costo, (2) reservas de petróleo liviano que pudimos aumentar en aproximadamente 24% al cierre del año 2013, (3) 43 MMbbl de nuevas reservas de petróleo pesado 2P netas para desarrollar en el bloque Río Ariari 100% operado por la compañía y (4) participaciones de los oleoductos OCENSA y Bicentenario, también de importancia estratégica para nuestras expectativas de aumento de la producción de petróleo desde la cuenca Llanos en Colombia. A finales de 2013, anunciamos la venta de la participación de 5% adquirida en el oleoducto OCENSA por $385 millones, conservando capacidad de transporte a largo plazo, y esperamos cerrar la venta en el primer trimestre de 2014. Esperamos continuar con más ventas de activos midstream durante 2014 y 2015. Se espera que lo que se obtenga con estas ventas se use para reducir deuda y para recompras de acciones.
"Gracias a nuestro exitoso programa de exploración y estrategia de adquisición, pudimos aumentar nuestras reservas en 21% neto y continuar diversificando nuestra base de reservas más allá del campo Rubiales, del cual ahora representa menos del 11% de las reservas 2P netas totales. Como parte de nuestro objetivo a corto plazo de reemplazar la producción procedente del campo Rubiales, los descubrimientos de petróleo pesado en nuestros bloques CPE-6 y Río Ariari están ahora avanzando la etapa de desarrollo y esperamos que aporten un considerable aumento de la producción durante los próximos tres años.
"Desde que recibimos la licencia general para exploración y desarrollo del bloque CPE-6 en noviembre de 2013, la compañía ha perforado siete pozos y ha llevado a cabo pruebas exitosas en dos pozos a la vez que está realizando o tiene planificadas pruebas adicionales en otros pozos. En la actualidad, la compañía tiene dos plataformas de perforación operando en el bloque y tiene planes de perforar un total de 25 pozos de exploración y desarrollo durante 2014.
"Desde la adquisición del bloque Río Ariari a finales de noviembre de 2013, la compañía ha perforado dos pozos horizontales que dieron como resultado petróleo en pruebas y está optimizando equipos para ampliar las pruebas. En la actualidad, la compañía tiene dos plataformas de perforación operando en el bloque y tiene planes de perforar entre 17 y 20 pozos de exploración y producción (incluyendo pozos horizontales) durante 2014. En estos momentos se está trasladando otra plataforma de perforación.
"Desde 2007, la compañía ha podido convertir más de 150 MMbpe de reservas 2P netas a producción y también ha podido más que quintuplicar las reservas 2P netas, manteniendo el paso con el aumento de la producción. Tenemos los bienes, la pericia técnica y el historial probado para reemplazar en buena medida la producción neta actual desde el campo Rubiales para el momento en que expire contrato primario en 2016.
"En 2013, la compañía fue capaz de demostrar operación térmica sostenida de su tecnología de recuperación secundaria STAR en el proyecto piloto Quifa SW. Mediante la aplicación de STAR en el área piloto se obtuvo una duplicación del factor de recuperación primaria, certificada por tres ingenieros independientes, y a la compañía se le concedieron dos patentes por veinte años para la aplicación exclusiva de la tecnología STAR en Colombia. En 2014, tenemos planes de extender el proyecto piloto a su primera escala completamente comercial mediante la conversión de plataformas adyacentes adicionales actualmente produciendo bajo flujo primario. Pacific Rubiales en la actualidad posee una de las mayores posiciones en cuanto a área a lo largo del rumbo de recursos de petróleo pesado de Colombia. Con un volumen muy grande de Petróleo Inicialmente en el Lugar en un número de yacimientos ya descubiertos, STAR es tanto el futuro potencial de la industria petrolera de Colombia como es el futuro de Pacific Rubiales.
"En mayo de 2013, la compañía incrementó su dividendo trimestral en 50% y posteriormente en el año comenzó a recomprar sus acciones ordinarias según una oferta de emisor de curso normal, comprando hasta la fecha aproximadamente 10,7 millones de acciones ordinarias para cancelación. Esta es una demostración palpable de nuestro compromiso con equilibrar crecimiento con retornos, nuestra confianza en la sustentabilidad de las utilidades y el flujo de caja en el futuro, lo cual está apuntalado por nuestras expectativas de crecimiento continuo de la producción y nuestra creencia que las acciones de la compañía están actualmente muy subvaluadas.
"Durante el año hicimos un número de descubrimientos de exploración considerables, incluyendo los descubrimientos Kangaroo y Bilby en los bloques Karoon costa afuera en la cuenca Santos en Brasil, y el descubrimiento Los Ángeles en el bloque 131 en tierra firme en Perú. La compañía tiene planes de perforar pozos de evaluación en estos descubrimientos durante los próximos 12 meses; y tiene planificado un vasto y emocionante programa de perforación de exploración para 2014.
"A modo de resumen, estamos complacidos por cerrar un año exitoso en 2013 y esperamos otro año de sólido desempeño operativo y financiero. Esperamos que este año estará caracterizado por un regreso al desarrollo de gran yacimiento de petróleo pesado en Colombia, crecimiento modesto en la producción de petróleo liviano en tierra firme en Colombia y costa afuera del Perú y un emocionante programa de exploración que tiene como objetivos la evaluación de los descubrimientos durante el pasado año y nuevos objetivos de exploración de alto impacto; creando para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otros interesados, la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".
Resultados financieros
Resumen financiero |
|||||
Año cerrado |
Tres meses cerrados |
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2013 |
2012 |
2013 |
2012 |
||
Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones) |
4.626,9 |
3.884,8 |
1.202,6 |
1.046,7 |
|
EBITDA ajustado ($ millones)1, 4 |
2.567,0 |
2.020,0 |
655,3 |
429,6 |
|
Margen EBITDA ajustado |
55% |
52% |
54% |
41% |
|
EBITDA ajustado por acción1, 4 |
7,95 |
6,85 |
2,02 |
1,45 |
|
Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) |
1.913,1 |
1.387,5 |
476,9 |
231,5 |
|
Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1 |
5,92 |
4,71 |
1,47 |
0,78 |
|
Utilidades netas ajustadas por operaciones ($ millones)1 |
490,2 |
650,9 |
152,1 |
58,7 |
|
Utilidades netas ajustadas por operaciones por acción1 |
1,52 |
2,21 |
0,47 |
0,20 |
|
Utilidades netas ($ millones) 2 |
430,4 |
527,7 |
143,0 |
(23,8) |
|
Utilidades netas por acción |
1,33 |
1,79 |
0,44 |
(0,08) |
|
Producción neta (bpe/d) |
129.386 |
97.657 |
134.313 |
108.149 |
|
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
134.621 |
108.980 |
143.864 |
120.141 |
|
Tasa de cambio (COP$ / US$)3 |
1.926,83 |
1.768,23 |
1.926,83 |
1.768,23 |
|
Acciones promedio en circulación - básicas (millones) |
323,0 |
294,6 |
324,2 |
296,3 |
1Los términos EBITDA ajustado, flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) y utilidades netas ajustadas por operaciones, son parámetros no contemplados en las Normas Internacionales de Reportes Financieros (IFRS, por sus siglas en inglés). Consulte las advertencias y conciliaciones en el documento MD&A. |
Producción
Resumen de la producción neta |
||||||
Año cerrado |
Tres meses cerrados |
|||||
2013 |
2012 |
2013 |
2012 |
|||
Petróleo y líquidos (bbl/d) |
||||||
Colombia |
117.089 |
85.123 |
122.190 |
95.526 |
||
Perú |
1.355 |
1.573 |
1.244 |
1.457 |
||
Total de petróleo y líquidos (bbl/d) |
118.444 |
86.696 |
123.434 |
96.983 |
||
Gas natural (bpe/d)1 |
||||||
Colombia |
10.942 |
10.961 |
10.879 |
11.166 |
||
Total de gas natural (bpe/d) |
10.942 |
10.961 |
10.879 |
11.166 |
||
Producción equivalente total (bpe/d) |
129.386 |
97.657 |
134.313 |
108.149 |
1Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana. |
En 2013, la producción neta de la compañía de 129.386 bpe/d aumentó 32% en comparación con un año atrás, impulsada por crecientes volúmenes de producción en los campos de petróleo pesado y volúmenes añadidos y aumento de la producción de petróleo liviano.
La producción neta desde el campo Rubiales aumentó 18% hasta 70.214 bbl/d desde 59.285 bbl/d hace un año, y desde el campo Quifa SW aumentó 7% hasta 23.610 bbl/d desde 22.070 bbl/d hace un año, debido principalmente a los permisos ambientales recibidos en agosto de 2012 los cuales permitieron mayor inyección de agua en el campo Rubiales.
La producción total neta de petróleo ligero más que se quintuplicó hasta 21.783 bbl/d desde 4.243 bbl/d hace un año, principalmente como resultado de la adquisición de los bienes de C&C Energia Ltd. y PetroMagdalena Energy Corp. adquiridos respectivamente en julio y diciembre de 2012, y del crecimiento mediante exploración y desarrollo exitosos de estos bienes. La compañía espera de la producción de petróleo liviano se incremente aún más en 2014 con la producción adicional derivada de la adquisición de Petrominerales y del crecimiento como resultado de la perforación de desarrollo en curso en el bloque Z-1 costa afuera en Perú.
Producción y volúmenes de ventas
Conciliación de producción a ventas totales |
||||||
Año cerrado |
Tres meses cerrados |
|||||
2013 |
2012 |
2013 |
2012 |
|||
Producción neta (bpe/d) |
||||||
Colombia |
128.031 |
96.084 |
133.069 |
106.692 |
||
Perú |
1.355 |
1.573 |
1.244 |
1.457 |
||
Producción neta total (bpe/d) |
129.386 |
97.657 |
134.313 |
108.149 |
||
Volúmenes de ventas (bpe/d) |
||||||
Producción disponible para la venta (bpe/d) |
129.386 |
96.463 |
134.313 |
107.071 |
||
Volúmenes de diluyente (bbl/d) |
5.085 |
9.609 |
2.261 |
9.671 |
||
Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d) |
3.832 |
4.937 |
3.399 |
1.718 |
||
Acuerdo PAP (bbl/d) 1 |
(3.492) |
(1.499) |
(6.363) |
- |
||
Llenado del oleoducto Bicentenario (bbl/d) |
(1.344) |
- |
(920) |
- |
||
Movimiento de inventario y otros (bpe/d) |
1.154 |
(530) |
11.174 |
1.681 |
||
Total de volúmenes vendidos (bpe/d) |
134.621 |
108.980 |
143.864 |
120.141 |
1Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013. Para el cuarto trimestre, incluye el inventario separado para saldar volúmenes PAP acumulados previamente. |
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y para usar como diluyentes para mezclar 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.
La producción disponible para la venta para el año aumentó hasta 129.386 bpe/d desde 96.463 bpe/d en 2012 (un incremento de 34%), debido a mayores volúmenes en los campos productores. A pesar de un incremento en la producción neta de petróleo pesado de la compañía en comparación con los niveles de 2012, los volúmenes de diluyente comprados disminuyeron 47% como resultado del reemplazo de diluyente comprado por su propio petróleo crudo liviano. El petróleo para los volúmenes de comercialización para el año disminuyó hasta 3.832 bbl/d desde 4.937 bbl/d hace un año, mientras que los balances de inventario para el año disminuyeron a 1.154 bpe/d extraídos desde 530 bpe/d acumulados en comparación con 2012.
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 134.621 bpe/d en el año actual desde 108.980 bpe/d hace un año (un incremento de 24%). Los volúmenes totales vendidos durante 2013 estuvieron afectados por dos eventos:
- Acuerdo PAP - Durante el año, la compañía entregó 3.492 bbl/d (aproximadamente 1,3 Mbbl en total) a Ecopetrol S.A. como parte del acuerdo de arbitraje PAP en Quifa SW. Los volúmenes se contaron contra las provisiones financieras registradas a la fecha de diciembre de 2012 y junio de 2013. El balance restante de aproximadamente 0,5 MMbbl será entregado para el cierre del primer trimestre de 2014.
- Llenado del oleoducto Bicentenario - Durante el año, la compañía entregó 1.344 bbl/d (aproximadamente 0,5 Mbbl en total) de su cuota del llenado del oleoducto Bicentenario. El llenado del oleoducto se completó durante el tercer trimestre y los costos asociados con esta operación se capitalizaron como un activo fijo.
Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas
Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks |
||||||||||||
|
|
|
|
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Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Petróleo |
Gas |
Combinado |
|
Volúmenes vendidos (bpe/d) |
120.002 |
10.787 |
130.789 |
93.141 |
10.902 |
104.043 |
129.547 |
10.918 |
140.465 |
107.392 |
11.031 |
118.423 |
Precio de las ventas del petróleo crudo y el gas natural ($/bpe) |
99,05 |
37,27 |
93,95 |
102,94 |
42,19 |
96,58 |
95,54 |
32,69 |
90,66 |
99,83 |
43,80 |
94,61 |
Costos de producción ($/bpe) |
15,24 |
5,11 |
14,41 |
11,71 |
4,60 |
10,96 |
14,80 |
4,24 |
13,98 |
14,78 |
6,61 |
14,02 |
Costos por transportación ($/bpe) |
14,54 |
0,10 |
13,35 |
13,95 |
0,20 |
12,51 |
13,29 |
- |
12,26 |
14,57 |
0,01 |
13,22 |
Costos del diluyente ($/bpe) |
5,46 |
- |
5,01 |
11,08 |
- |
9,92 |
2,32 |
- |
2,14 |
8,52 |
- |
7,72 |
Subtotal de costos ($/bpe) |
35,24 |
5,21 |
32,77 |
36,74 |
4,80 |
33,39 |
30,41 |
4,24 |
28,38 |
37,87 |
6,62 |
34,96 |
Otros costos ($/bpe) |
1,77 |
2,62 |
1,84 |
1,12 |
2,65 |
1,28 |
4,53 |
3,02 |
4,42 |
5,14 |
2,99 |
4,94 |
Costos por extracción por exceso/por defecto ($/bpe) |
(1,56) |
- |
(1,43) |
1,94 |
(0,27) |
1,71 |
(1,71) |
0,07 |
(1,57) |
9,21 |
(0,89) |
8,27 |
Costos totales ($/bpe) |
35,45 |
7,83 |
33,18 |
39,80 |
7,18 |
36,38 |
33,23 |
7,33 |
31,23 |
52,22 |
8,72 |
48,17 |
Netback por operaciones ($/bpe) |
63,60 |
29,44 |
60,77 |
63,14 |
35,01 |
60,20 |
62,31 |
25,36 |
59,43 |
47,61 |
35,08 |
46,44 |
Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y los netbacks en el documento MD&A. |
En un comunicado de prensa con fecha 9 de abril de 2013, la compañía divulgó planes para una reducción estructural de sus costos de operaciones de petróleo (costos por producción, transportación y diluyente) sobre una base proforma para el cierre del año 2013, como resultado de diversas iniciativas y proyectos, incluyendo una nueva línea de transmisión de electricidad suministrando energía menos cara para alimentar las operaciones en el campo, más transportación mediante oleoducto reemplazando la transportación más cara de petróleo crudo en camiones cisterna, y eficiencias y optimizaciones relacionadas con los costos y el suministro de diluyente.
Para el cuarto trimestre de 2013, la compañía pudo alcanzar un costo por operaciones de petróleo de $30,41/bbl en comparación con $37,87/bbl en el cuarto trimestre de 2012, una reducción de $7,46/bbl, en comparación con el mismo período de 2012, dando como resultado un logro considerable de la reducción de $8/bbl que se tenía como objetivo. Con la electrificación de la línea de transmisión de energía eléctrica PEL (entregando energía eléctrica de menor costo para la operación de los campos Rubiales y Quifa) luego de la aprobación ministerial colombiana en enero, la compañía espera concretar un año completo de reducción de costos de producción en 2014 y ahora tiene costos de operación objetivo de $28 a $30/bpe para el año, por debajo de la guía anual original de $30 a $33/bpe.
La compañía también reporta por separado el netback en petróleo crudo para comercialización el cual fue de $1,54/bbl en 2013, en comparación con $3,38/bbl en 2012. El netback en las actividades de comercialización de crudo durante el cuarto trimestre y el año completo 2013 fue inferior al de 2012, debido principalmente a un incremento en el costo de las compras en relación con el precio de las ventas. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.
Reservas en 2013
En la siguiente tabla se resume información contenida en los reportes sobre reservas preparados por las firmas independientes de ingeniería de reservas contratadas por la compañía: RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., Netherland Sewell & Associates Inc. y DeGolyer McNaughton, con una fecha efectiva del 31 de diciembre de 2013. Estos reportes sobre reservas se prepararon de acuerdo con el Instrumento Nacional 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (Normas de divulgación para actividades de petróleo y gas) ("NI 51-101") y se incluyeron en el Formulario NI51-101 F1 - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp. (Declaración de Datos de Reservas y Otra Información sobre Petróleo y Gas para Pacific Rubiales Energy Corp.) (el "Reporte FI") de la compañía presentado ante el SEDAR.
Las reservas 2P netas totales, expresadas en bpe, aumentaron ligeramente en el Reporte F1, en relación con las anunciadas previamente, como resultado de un pequeño movimiento neto no material de regalías pagadas en especie a regalías pagadas en efectivo.
Reservas a la fecha del 31 de diciembre de 2013 (MMbpe1) |
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País |
Campo |
Probadas totales (P1) |
Probables (P2) |
Probadas más Probables (2P) |
Tipo de hidrocarburo |
||||||
100% |
Bruta |
Neta |
100% |
Bruta |
Neta |
100% |
Bruta |
Neta |
|||
Colombia |
Rubiales |
197,8 |
83,5 |
66,8 |
- |
- |
- |
197,8 |
83,5 |
66,8 |
Petróleo pesado |
Quifa SW |
133,8 |
80,3 |
64,8 |
11,8 |
7,1 |
5,8 |
145,6 |
87,3 |
70,5 |
Petróleo pesado |
|
CPE-6 |
34,1 |
17,0 |
15,6 |
104,5 |
52,3 |
47,3 |
138,6 |
69,3 |
62,9 |
Petróleo pesado |
|
Río Ariari2 |
10,3 |
10,3 |
9,7 |
35,7 |
35,7 |
33,5 |
46,1 |
46,1 |
43,2 |
Petróleo pesado |
|
Otros bloques de petróleo pesado3 |
99,3 |
69,5 |
58,2 |
76,6 |
48,3 |
39,8 |
175,9 |
117,8 |
98,0 |
Petróleo pesado |
|
Bloques de Petrominerales4 |
49,5 |
32,0 |
28,4 |
27,7 |
19,6 |
17,5 |
77,2 |
51,6 |
45,9 |
Petróleo liviano y medio |
|
Otros bloques de petróleo liviano5 |
47,7 |
34,4 |
29,7 |
17,6 |
11,4 |
9,6 |
65,3 |
45,8 |
39,4 |
Petróleo liviano y medio, gas natural asociado |
|
Bloques de gas natural6 |
107,2 |
107,2 |
100,2 |
20,5 |
20,5 |
19,2 |
127,6 |
127,6 |
119,3 |
Gas natural |
|
Subtotal |
679,6 |
434,1 |
373,3 |
294,4 |
194,8 |
172,6 |
974,0 |
629,0 |
546,0 |
Petróleo y gas natural |
|
Perú |
Bloques Z-1 y 131 |
42,7 |
20,8 |
20,8 |
106,6 |
52,2 |
52,4 |
149,3 |
73,0 |
73,2 |
Petróleo liviano y medio, gas natural |
Total a la fecha de 31 de dic. de 2013 |
722,3 |
454,9 |
394,1 |
400,9 |
247,1 |
225,1 |
1.123,3 |
702,0 |
619,2 |
Petróleo y gas natural |
|
Total a la fecha de 31 de dic. de 2012 |
670,4 |
389,8 |
335,5 |
373,9 |
209,8 |
178,2 |
1.044,4 |
599,6 |
513,7 |
||
Diferencia |
51,9 |
65,2 |
58,6 |
27,0 |
37,2 |
46,9 |
78,9 |
102,4 |
105,5 |
||
Producción en 2013 |
113,6 |
57,7 |
47,2 |
Reservas totales |
192,4 |
160,1 |
152,7 |
Notas: |
Actualización sobre la exploración
Durante 2013 se perforó un total de 34 pozos de exploración (incluyendo pozos de evaluación y estratigráficos), los que dieron como resultado 23 descubrimientos, alcanzándose un índice de éxito de 68% para el año. Dieciocho de estos pozos de exploración se perforaron durante el cuarto trimestre del año. Esta campaña de perforación de exploración dio como resultado nuevos descubrimientos en los bloques CPE-6, Río Ariari, Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, La Creciente y Guama en Colombia, en el bloque 131 en Perú, y en los bloques Karoon en Brasil. Pueden encontrarse detalles adicionales en el documento MD&A trimestral y para el año cerrado en 2013 de la compañía.
Detalles de la conferencia telefónica del cuarto trimestre y el año cerrado en 2013
La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 13 de marzo de 2014 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá), 9:00 a.m. (hora de Toronto) y 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del cuarto trimestre y del año cerrado en 2013 de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, José Francisco Arata, presidente, y miembros selectos de la alta gerencia.
La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada la compañía colocará una presentación en su sitio web, al cual se puede tener acceso en www.pacificrubiales.com.
Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:
Número de participante (Internacional/Local): |
(647) 427-7450 |
Número de participante (Llamada gratuita en Colombia): |
01-800-518-0661 |
Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte): |
(888) 231-8191 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés): |
23639502 |
ID de la conferencia (Participantes en idioma español): |
23580209 |
La teleconferencia se transmitirá en la web, y a la misma se puede tener acceso a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Una repetición de la llamada estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 27 de marzo de 2014, a la cual se podrá tener acceso marcando los siguientes números:
Número de marcación gratuito para la repetición: |
1-855-859-2056 |
Número de marcación local: |
(416)-849-0833 |
ID de la repetición (Participantes en idioma inglés): |
23639502 |
ID de la repetición (Participantes en idioma español): |
23580209 |
Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.
Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.
Advertencias
Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o 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 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, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; 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; el impacto de reclamaciones medioambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichas reclamaciones puedan causar los planes de desarrollo esperados de la compañía y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2014 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.
Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.
Conversión de bpe
En este comunicado de prensa se utiliza el término "bpe". La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.
Las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, de 5,626 Mpc, y para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión peruana de 5,6 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
Bpc |
Mil millones de pies cúbicos. |
Bpce |
Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. |
bbl |
Barril de petróleo. |
bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
bpe |
Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La norma colombiana es 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. |
bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
Mbbl |
Mil barriles. |
Mbpe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
MMbbl |
Millón de barriles. |
MMbpe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
Mpc |
Mil pies cúbicos. |
Millón de toneladas GNL |
Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de m3 de gas natural. |
Producción neta |
Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías. |
Producción total en el campo |
100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación y regalías. |
Producción bruta |
Producción correspondiente a la participación de la compañía antes de la deducción de regalías |
WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
Traducción
Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.
PDF disponible en: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37883-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponible en: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37884-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponible en: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37885-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
Para obtener información adicional:
Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700
Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298
Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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