Pacific Rubiales anuncia resultados financeiros do primeiro trimestre encerrado em 31 de março de 2011
TORONTO, 20 de maio de 2011 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje o lançamento de seus resultados financeiros consolidados e auditados para o trimestre findo em 31 de março de 2011, juntamente com sua Discussão e Análise da Administração ("MD&A") para o período correspondente. Estes documentos estão publicados no site da companhia em www.pacificrubiales.com e SEDAR em www.sedar.com.
Ronald Pantin, CEO da Companhia, comentou: "Para este trimestre, continuamos crescendo e nos estabelecendo sobre a sólida base de recursos e especialização técnica, aproveitando o aumento dos preços do petróleo. O volume médio líquido da produção comercializada no primeiro trimestre foi de 82.747 boe/d de uma plataforma forte de 61 novos poços de desenvolvimento, principalmente nos campos de Rubiales e Quifa. Nosso aumento da produção gerou receitas de US$ 583,5 milhões, um aumento de 54% do mesmo trimestre do ano passado de US$ 379,4 milhões, e o EBITDA encerrando o trimestre em US$ 362,5 milhões, 56% de aumento do mesmo trimestre do ano anterior de US$ 231,9 milhões."
O marco histórico de 225.000 boe/d alcançado em 12 de maio de 2011 é o resultado do crescimento contínuo da produção de óleo pesado nos Blocos Rubiales/Piriri e Quifa e incorpora o desenvolvimento dos blocos de petróleo leves e médios da Companhia, bem como o volume produzido de gás natural do campo de La Creciente e outros campos menores. Essa conquista significativa demonstra nossa capacidade de crescer rapidamente em uma região petrolífera competitiva e concentrada, e é o resultado de um esforço integrado de nossa empresa para garantir acesso ao mercado e flexibilidade, e gerar capacidade à frente de nossos objetivos de crescimento da cabeça do poço até o cliente final.
A estratégia da Companhia é continuar o seu crescimento por meio da exploração, desenvolvimento e produção de novas e existentes reservas e garantir o acesso ao mercado através da participação nos projetos principais de transporte de petróleo e gás e de infraestrutura.
A administração vai realizar uma teleconferência ao vivo em inglês na quinta-feira, 19 de maio de 2011, para discutir os resultados financeiros da Companhia, começando às 09:00 horas da manhã (horário do leste) / 08:00h. (horário de Bogotá). Haverá um tradutor de espanhol disponível. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar da seguinte forma:
Telefone para participante (Internacional / Local): (647) 427-7450
Telefone para Participante (ligação gratuita na Colômbia): 01-800-518-0661
Telefone para participante (ligação gratuita na América do Norte): 1-888-231-8191
ID da Conferência: 67112346
A conferência estará disponível para reprodução por duas semanas, começando às 12:00h. (horário do leste) / 11:00h. (horário de Bogotá), em 19 de maio de 2011.
O encore vai estar disponível em inglês e espanhol.
Telefone para participante (ligação gratuita): 1.800.642.1687
Telefones para participante (local): 403.451.9481
778.371.8506
416.849.0833
613.667.0035
514.807.9274
902.455.3955
ID da Conferência (inglês) 67112346
ID da Conferência (espanhol): 67185044
Apresentação aos Investidores
A Companhia postou uma apresentação com respeito aos resultados financeiros e operacionais da Companhia para o primeiro trimestre de 2011 no site da companhia em www.pacificrubiales.com.
Resumo dos resultados financeiros para os três meses findos em 31 de março de 2011
Três meses encerrados em 31 de março |
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(em milhares de US$, exceto quantias por ação ou conforme observação) |
2011 |
2010 |
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Vendas de petróleo e gás(1) |
583.549 |
379.431 |
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EBITDA(2) |
362.527 |
231.966 |
||||
Margem EBITDA (EBITDA / Receita) |
62% |
61% |
||||
Por ação |
- básico ($)(4) |
1,35 |
0,97 |
|||
Lucro líquido antes de não numerário itens(3) |
134.221 |
98.929 |
||||
Por ação |
- básico ($)(4) |
0,50 |
0,41 |
|||
Lucro líquido (prejuízo)(3) |
(69.593) |
76.127 |
||||
Por ação |
- básico ($)(4) |
(0,26) |
0,32 |
|||
- diluído ($) |
(0,26) |
0,30 |
||||
Fluxo de Recursos Operacionais |
319.803 |
257.599 |
||||
Por ação |
- básico ($)(4) |
1,19 |
1,07 |
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(1) Consulte os detalhes adicionais explicados na seção intitulada "Atividade Comercial" na página 13 da MD&A. |
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(2) Consulte "Medidas Financeiras Adicionais" na página 36 da MD&A. |
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(3) O lucro líquido do primeiro trimestre de 2011 foi impactado por vários itens não em numerário, totalizando US 203,8 milhões que geraram um prejuízo líquido de US$ 69,6 milhões para o período. Os itens de ajuste não em numerário são relacionados principalmente aos prejuízos a preço de mercado não realizados sobre derivativos de US$ 92,6 milhões, a equidade fiscal na Colômbia de US$ 68,5 milhões totalmente reconhecida neste trimestre, efeito de compensação baseada em ações de US$ 46,7 milhões, e ganho de câmbio não realizado de US$ 4 milhões (com a exceção da equidade fiscal na Colômbia, esses itens não em numerário podem ou não se materializar em períodos futuros). Consulte "Medidas Financeiras Adicionais" página 36 da MD&A. |
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(4) O número médio ponderado básico de ações ordinárias pendentes para o primeiro trimestre encerrado em 31 março de 2011 e 2010 foi de 267.946.959 (diluído por completo - 267.946.959) e 240.126.671 (diluído por completo - 251.582.984), respectivamente. |
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Netback operacional do petróleo bruto e gás:
A Companhia produz e vende petróleo bruto e gás natural. Também compra petróleo bruto de terceiros como solventes e para fins comerciais. A seguir, o netback para o primeiro trimestre de 2011, bem como uma comparação com o total combinado do primeiro trimestre de 2010:
Três meses findos em 31 de março de |
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2011 |
2011 |
2011 |
2010 |
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Petróleo |
Gás |
Combinado |
Combinado |
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Média de produção líquida (depois de royalties e consumo de campo)(1) |
68.991 |
10.657 |
79.648 |
52.227 |
||||||
Produção média diária vendido (boe/dia)(1) |
71.953 |
10.794 |
82.747 |
65.702 |
||||||
Netback operacional (US$ / boe) (2) |
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Preço de venda do petróleo bruto e gás natural |
85,58 |
30,21 |
78,36 |
64,17 |
||||||
Custo de produção (3) |
6,10 |
1,48 |
5,50 |
3,74 |
||||||
Transporte (de caminhão e por tubulações) |
12,44 |
0,52 |
10,88 |
5,96 |
||||||
Custo do diluente (4) |
15,38 |
- |
13,37 |
12,83 |
||||||
Outros custos (5) |
(2,36) |
1,58 |
(1,84) |
0,01 |
||||||
Overlift/Underlift (6) |
(2,18) |
(4,08) |
(2,43) |
(0,82) |
||||||
Netback operacional (US$/boe) |
56,20 |
30,71 |
52,88 |
42,45 |
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(1) Consulte os comentários adicionais na seção intitulada "Reconciliação dos Volumes Produzidos versus Volumes Vendidos", página 14 da MD&A. |
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(2) Dados de Netback Operacional Combinados com base em média ponderada diária de produção diária vendida, incluindo os diluentes necessários para o aprimoramento do blend Rubiales. |
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(3) O custo de produção inclui principalmente custos de extração e outros custos de produção como pessoal, energia, segurança, seguro e outros. |
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(4) O custo de blending é estimado em US$ 3,9 por barril do Rubiales bruto, considerando um preço médio de compra de diluente entregue no campo de Rubiales de US$ 92,83 por barril (Petróleo Bruto Leve API 38°) e gasolina natural (API 79°), além de tarifas de transporte por oleoduto do campo de Rubiales para Covenas de US$ 7,76 por barril, menos o preço médio de venda do blend Rubiales (Castilla) de US$ 84,38 por barril, vezes a taxa média do blend Rubiales de cerca de 24%. |
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(5) Outros custos correspondem principalmente aos royalties sobre a produção de gás, manutenção rodoviária externa no campo de Rubiales, flutuação de estoque e o efeito líquido dos hedges cambiais de despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período. O custo negativo do petróleo de US$ 1,84 por barril pode ser atribuído principalmente ao ganho de hedge realizado, comparado com as despesas operacionais durante este período. Veja comentários adicionais na página 26 - Contratos de Gestão de Risco da MD&A. |
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(6) Corresponde ao efeito líquido da posição overlift para o período total de US$ 18,1 milhões, que geraram uma redução nos custos da produção combinada de US$ 2,43 por boe, conforme explicado na seção "Destaques de Desenvolvimento Corporativo - Posição Financeira - Custos Operacionais" na página 20 da MD&A. |
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Resultados, Análise e Destaques:
Durante o primeiro trimestre de 2011, a Companhia manteve a tendência de excelente crescimento da produção e de sucesso exploratório, alavancando seu know-how e expertise técnica operacional. Os resultados para este período realçam a força da atividade operacional da Companhia e sua capacidade de aumentar a produção, bem como o compromisso de sua diretoria de proporcionar resultados financeiros robustos. A diretoria está focada na realização de objetivos operacionais desafiadores ao mesmo tempo em que prossegue com o ambicioso programa de investimento em exploração e produção ("E&P") sob o guarda-chuva do principal foco estratégico da Companhia: o crescimento.
A receita aumentou 54% para US$ 583,5 milhões contra US$ 379,4 milhões no mesmo período de 2010. O aumento resultou da maior produção, otimização das atividades de marketing e elevação combinada dos preços do petróleo bruto e do gás. A receita no primeiro trimestre de 2011 foi impactada pelo timing do reconhecimento da receita de 732.934 barris da produção de petróleo bruto exportado na primeira semana de abril de 2011.
O EBITDA do primeiro trimestre de 2011 totalizou US$ 363 milhões, representando um significativo aumento de 56% em comparação ao EBITDA do primeiro trimestre do ano anterior de US$ 232 milhões. O EBITDA do primeiro trimestre de 2011 representa uma margem de 62% em comparação com o total das receitas para o período.
O ganho líquido, antes de itens não em numerário, chegou a US$ 134,2 milhões, ou US$ 0,50 por ação, comparado aos US$ 98,9 milhões do ano anterior. O lucro líquido após os itens não numerário de US$ 203,8 milhões, apresentou um prejuízo líquido de US$ 69,6 milhões para o período. Os itens não em numerário incluem os prejuízos não realizados a preços de mercado sobre derivativos de US$ 92,6 milhões, o imposto sobre capital próprio na Colômbia de US$ 68,5 milhões plenamente reconhecidos neste trimestre, a compensação baseada em ações de US$ 46,7 milhões, e o ganho cambial de US$ 4 milhões.
A produção bruta média no primeiro trimestre de 2011 atingiu 196,272 boe/d, 51% maior que no mesmo período de 2010, e é o resultado do rendimento da produção de mais de 61 novos poços de desenvolvimento, principalmente nos campos de Rubiales e Quifa. A produção operada no primeiro trimestre de 2011 foi impactada negativamente pela logística de transporte terrestre, causada por fortes chuvas que ocasionaram um estado de emergência no país, e os atrasos na expansão OCENSA de 450.000 bbl/d para 560.000 bbl/d. Após a resolução dos problemas de transporte, a produção da companhia alcançou 225.000 boe/d de produção operada bruta até 12 de maio de 2011, que continua fazendo com que sejamos a Companhia de petróleo e gás de maior crescimento na Colômbia, bem como a segunda maior operadora do país.
O netback operacional do petróleo bruto durante o primeiro trimestre de 2011 foi de US$ 56,20/bbl, superior em 22% em comparação ao mesmo período de 2010, devido aos superiores preços realizados e diferenciais mais baixos em relação ao WTI. O netback operacional do gás natural foi de US$ 30,71/boe, superior em 44% em comparação ao mesmo período de 2010.
As despesas de capital no primeiro trimestre de 2011 totalizaram US$ 175,7 milhões (2010 - US$ 80,8 milhões), dos quais US$ 75,5 milhões foram investidos na expansão e na construção de infraestrutura de produção, US$ 41,5 milhões foram para atividades de exploração, inclusive sísmica, aerogravimétrica, aeromagnetométrica e de perfuração, US$ 56,1 milhões foram investidos em atividades de perfuração de produção, e US$ 2,6 milhões foram investidos em outros projetos.
Em 10 de março de 2011, o Conselho de Administração da Companhia aprovou um dividendo em valor agregado de US$ 25 milhões, ou US$ 0,093 por ação ordinária. O dividendo foi pago em 30 de março de 2011 para acionistas registrados a partir de 16 de março de 2011.
Em 6 de março de 2011, a Companhia anunciou que havia registrado junto à Bolsa de Toronto (a "TSX") uma notificação de intenção de iniciar um lance emitente de curso normal de compra para o cancelamento até um máximo de 11.598.513. ou 4,3% do total emitido e ações ordinárias pendentes do capital da Companhia a partir de 31 de março de 2011. A Companhia não adquiriu quaisquer ações ordinárias até a presente data de acordo com o lance de emitente de curso normal.
Em 31 de março de 2011, a Companhia anunciou a aquisição de 49,999% das participações detidas pela Maurel et Prom nos blocos Sabanero, Muisca, SSJN-9, CPO-17 e COR-15, que estão todos localizados em terra na Colômbia. O Contrato de Compra e Venda foi executado em 28 de abril de 2011, sujeito às aprovações legais e regulamentares da ANH e certas homologações contratuais com os parceiros na Colômbia. A Companhia vai pagar em dinheiro a Maurel et Prom uma consideração de no máximo US$ 66 milhões como reembolso dos custos de exploração anterior nos blocos incorridos a partir de 31 de março de 2011. Além disso, a Companhia assumirá: (i) uma obrigação integralmente executada de até US$ 120 milhões em três anos pelas atividades de exploração nos blocos SSJN-9, CPO-17 e Muisca, e (ii) obrigação integralmente executada das atividades de exploração nos blocos Sabanero e COR-15, com uma saída de reembolso do fluxo de caixa livre.
Em 27 de abril de 2010, a Companhia encerrou o sindicação da linha de crédito inseguro rotativo no valor de US$ 250 milhões (a "Linha de Crédito Rotativo"). Em 13 de abril de 2011, a Companhia fechou uma alteração na Linha de Crédito Rotativo. Como resultado da demanda gerada entre o sindicato de crédito, o montante da Linha de Crédito Rotativo foi aumentada de US$ 250 milhões inicialmente comprometidos pelos credores, para US$ 350 milhões, e a Companhia ampliou o prazo da Linha de Crédito Rotativo para abril de 2013 e reduziu as comissões aplicáveis e a margem aplicável. A partir de 31 de março de 2011, nenhum empréstimo foi feito no âmbito da Linha de Crédito Rotativo. A Companhia considera dispor dos recursos adequados para financiar o seu plano de capital para 2011, com os fluxos de caixa de operações e as facilidades de crédito atuais da Companhia. Com respeito à estratégia de integração mais ampla da Companhia, a Companhia vai pagar o plano de expansão com seu próprio fluxo de caixa. No entanto, se recursos adicionais forem necessários, as possíveis fontes de recursos disponíveis para a Companhia financiar adicionais despesas de capital e operações incluem uma Linha de Crédito Rotativo, capital de giro existente e nova dívida incorrente, e a emissão de ações ordinárias adicionais, caso necessário.
Em 13 de abril de 2011, a Companhia e a Ecopetrol anunciaram um acordo para realizar um projeto piloto da tecnologia de Recuperação Adicional Térmico Sincronizado ("STAR"), fornecido pela Companhia, no campo de Quifa nas planícies orientais de Llanos na Colômbia. As duas empresas, após um período de estudos e testes nos laboratórios de pesquisa da Universidade de Calgary, chegaram à conclusão que a implementação de tecnologias baseadas em combustão in-situ, tais como a STAR, é uma das melhores opções para aumentar o fator de recuperação de campos de petróleo pesado da Colômbia. Ambas as empresas concordam em iniciar um projeto piloto logo que possível sob as condições de campo no campo de Quifa, nos termos, condições e obrigações estabelecidas no Contrato da Associação de Quifa existente entre as duas empresas.
Em 5 maio de 2011 a Moody's Investors Service atribuiu à Companhia a primeira Classificação Familiar Corporativa de Ba3, com uma perspectiva positiva.
Marcos Exploratórios
Durante o primeiro trimestre de 2011, os resultados da campanha exploratória, incluíram a perfuração de 20 poços exploratórios, e a aquisição de 649,5 km de sísmica 2D e 130 km2 de sísmica 3D.
- No Bloco Rubiales-Piriri, os poços Rub-243, Rub-446, Rub-447 e Rub-448 estenderam o campo de Rubiales para a parte mais meridional da área do contrato de Rubiales, enquanto os poços Rub-363, Rub-404 e Rub-534 estenderam o campo para a fronteira oriental do Contrato de Piriri.
- Na área do sudoeste de Quifa do Bloco Quifa, os poços de avaliação no Prospecto "H", Quifa-36, Quifa-45, Quifa-48, Quifa-49 e Quifa-53, confirmaram a extensão do reservatório para o nordeste e sudoeste, e os poços de avaliação Quifa-DW1 e Quifa-77 estenderam o reservatório Quifa SO para o sul e sudeste no Prospecto "J".
- Na parte norte do Bloco Quifa, o poço de avaliação Jaspe-2 e o poço estratigráfico Jaspe-3 foram perfurados no Prospecto "A". Este último poço confirmou a extensão do Prospecto "A" para o nordeste. O poço de avaliação Jaspe-2 apresentou apenas 2 pés de espessura (net pay). O poço estratigráfico Zircon-1 foi perfurado no Prospecto "Q", mas o poço não mostrou qualquer intervalo perspectivo. A Companhia também terminou a perfuração do poço estratigráfico Ambar-3 no Prospecto "F", que apresentou 3 pés de net pay.
- No Bloco CPE-6, o poço estratigráfico Guairuro-5 foi perfurado na parte nordeste do bloco. O Guairuro-5 confirmou a presença de hidrocarbonetos no poço com 14 pés de net pay na unidade de areia basal do intervalo C-7.
- No Bloco La Crescente, a Companhia concluiu a perfuração do poço exploratório Apamate-1X. O poço apresentou 53 pés de net pay e resultou em uma nova descoberta de gás para o bloco. Os testes iniciais de produção apresentaram uma média de 24 MMscfd de gás com uma pressão de fluxo de cabeça de 3.730 psig.
- Nos Blocos Arrendajo e SSJN-3, a Companhia concluiu a aquisição de 130 km2 de sísmica 3D e 112,5 km de sísmica 2D respectivamente.
- No Bloco Peru 138, a Companhia prosseguiu com a aquisição de 537 km de um programa sísmico 2D.
- A atividade de exploração para o restante de 2011 inclui: 1) a continuação da campanha de perfuração na Colômbia com 40 poços adicionais, que incluem a atividade de perfuração nos blocos recém-adquiridos de Maurel et Prom e nos poços de avaliação na zona tampão do Bloco Rubiales-Piriri e Quifa sudoeste, 2) a aquisição de 2.811 km de sísmica 2D em cinco blocos na Colômbia e no Bloco 135, no Peru, e 3) a aquisição de 1.486 km2 de sísmica 3D em três blocos na Colômbia e nos dois blocos exploratórios da Guatemala.
O programa de exploração da Companhia para 2011 está orçado em US$ 340 milhões e inclui a exploração em 26 blocos, nos quais serão perfurados 20 poços exploratórios, 36 poços de avaliação e 3 poços estratigráficos. Além disso, 539 km de sísmica 2D e 440 km2 de sísmica 3D estão planejados durante o ano. A atividade de exploração para os próximos meses de 2011 inclui a perfuração dos poços planejados e a Companhia está avaliando atividades de exploração adicionais.
A Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia, que explora os campos de petróleo Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia nacional de petróleo da Colômbia. A Companhia se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Llanos da Colômbia, assim como em outras regiões na Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participação em 40 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.
As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
Boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de boe de 5,7 mpc: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
Advertência com relação às Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas.Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente ao alcance da Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado, possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações da Companhia datado de 10 de março de 2011 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Para obter mais informações:
Sr. Ronald Pantin
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Relações com Investidores, Canadá
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Srta. Carolina Escobar V
Relações com Investidores, Colômbia
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FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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