Pacific Rubiales Energy anuncia los resultados financieros para el año que cerró el 31 de diciembre de 2010
TORONTO, 14 de marzo de 2011 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: GCM) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados para el año que cerró el 31 de diciembre de 2010, junto con su documento Management's Discussion and Analysis ("MD&A") para dicho período. Estos documentos se publicarán en el sitio web de la Compañía y en SEDAR, en http://www.sedar.com.
Ronald Pantin, Director Ejecutivo de la Compañía, comentó: "2010 fue otro año en el que se logró nuestro objetivo de crecimiento en muchas áreas de la Compañía. Comenzando con nuestro rendimiento en producción, finalizamos el año 2010 con una producción neta promedio para el año, luego de regalías, de 56.974 bpe/d, una importante tasa de crecimiento del 67% a partir del promedio del 2009. Este importante aumento de producción fue acompañado por un significativo aumento del 160% en la facturación, que pasó de US$639,2 millones en 2009 a US$1.700 millones en 2010, y un aumento del 210% en el EBITDA, que finalizó el 2010 con US$922,8 millones.
Estos logros clave son el resultado de nuestros esfuerzos para mantener, de manera rápida y eficiente, el crecimiento de la producción y la capacidad de construcción, y para asegurar que podemos ofrecer nuestro producto en el mercado adecuado. Esto se ha logrado gracias al talentoso equipo que administra nuestro portafolio de activos de producción y exploración.
Durante el año 2010, perforamos 176 nuevos pozos de producción en Rubiales y Quifa, y finalizamos las Instalaciones Centrales de Procesamiento en esos dos yacimientos. Esto, junto con nuestras inversiones en infraestructura de oleoductos, no solamente contribuyó con un crecimiento de la producción de aproximadamente 80% en 2010, sino que también creó las condiciones apropiadas para apoyar el crecimiento esperado para el año 2011 y años siguientes".
Los directivos realizarán una teleconferencia en vivo en inglés, el viernes 11 de marzo de 2011, para discutir los resultados financieros de la Compañía, a partir de las 10:00 am (EST). Habrá un traductor de idioma español disponible. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar mediante estos números:
Número de participante (Internacional/Local): (416) 644-3424 |
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Número de participante (Llamada gratuita Colombia): 1-800-518-0337 |
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Número de participante (Llamada gratuita América del Norte): 1-877-974-0446 |
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ID de la conferencia: 4424497 |
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Una retransmisión de la conferencia en inglés estará disponible hasta las 23:59 pm (EST) del 25 de marzo de 2011, a la que se podrá acceder mediante estos números: |
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Llamada gratuita Encore: 1-877-289-8525 |
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Número Encore para llamadas locales: 416-640-1917 |
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ID de Encore: 4424497 |
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A continuación, un detallado resumen de los resultados financieros para los tres y doce meses que finalizaron el 31 de diciembre de 2010:
Resumen de los Resultados Financieros del cierre del año: |
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31 de diciembre de |
31 de diciembre de |
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(en miles de US$, excepto cifras por acción o según se indique) |
2010 |
2009 |
2010 |
2009 |
||
(Reexpresado)(4) |
(Reexpresado)(4) |
|||||
Ventas de petróleo y gas (1) |
515.901 |
211.650 |
1.661.544 |
639.201 |
||
Resultado de Operaciones |
200.499 |
55.726 |
643.119 |
99.545 |
||
Flujo de fondos de operaciones |
196.310 |
99.727 |
661.993 |
225.886 |
||
Por acción |
- básica ($) |
0,75 |
0,47 |
2,52 |
1,06 |
|
- diluida ($) |
0,68 |
0,47 |
2,28 |
1,06 |
||
EBITDA |
270.961 |
117.039 |
922.853 |
297.832 |
||
Por acción |
- básica ($) |
1,03 |
0,55 |
3,51 |
1,40 |
|
- diluida ($) |
0,93 |
0,55 |
3,18 |
1,40 |
||
Resultado neto (2) |
104.698 |
3.218 |
217.606 |
(125.793) |
||
Por acción(3) |
- básica ($) |
0,40 |
0,02 |
0,83 |
(0,59) |
|
- diluida ($) |
0,35 |
0,02 |
0,75 |
(0,59) |
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(1) |
El resultado de las ventas de petróleo y gas incluye la facturación de la comercialización de petróleo crudo de terceros por un total de US$25,6 millones para el cuarto trimestre de 2010 y US$58,5 millones para todo el año 2010. |
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(2) |
El resultado neto para el año de US$217,6 millones incluye una serie de gastos no operativos y rubros no en efectivo que totalizan US$222,5 millones, que principalmente corresponden a: |
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a) |
Rubros no en efectivo de US$143,5 millones (mismo período de 2009 - US$107,6 millones), debido a pérdidas cambiarias no realizadas resultantes del fortalecimiento del dólar canadiense y del peso colombiano en comparación con el dólar estadounidense, y pérdidas no realizadas en contratos de gestión de riesgo pendientes a fines del 2010 (que pueden o no materializarse en períodos futuros) y costos de compensación basados en acciones. La Compañía firmó contratos de cobertura de riesgo cambiario para reducir su exposición cambiaria internacional, asociada con los gastos operativos incurridos en pesos colombianos. |
|||
b) |
Gastos no operativos por US$79 millones (mismo período en 2009 -US$71,7 millones) consistentes en intereses principalmente debidos a costos financieros asociados con medios de financiamiento para el desarrollo de infraestructura requerida para aumentar la capacidad de producción del yacimiento Rubiales, y otros costos. |
|||
(3) |
La cantidad promedio ponderada básica de acciones ordinarias en circulación para el año que cerró el 31 de diciembre de 2010 y 2009 fue de 262.945.271 (totalmente diluidas – 289.836.191) y 213.294.237 (totalmente diluidas -213.294.237), respectivamente. |
|||
(4) |
La Compañía ha reexpresado sus estados contables consolidados de 2009 para corregir un error que dio como resultado una sobrevaloración de las cuentas a pagar y pasivo devengado al 31 de diciembre de 2009. Esto ocurrió en el cuarto trimestre de 2009 como resultado de la amalgama de varias subsidiarias operativas de la Compañía y la conversión del sistema de planeamiento de recursos empresariales. |
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Netback Operativo de petróleo crudo y gas: |
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Año cerrado el 31 de diciembre de |
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2010 |
2010 |
2010 |
2009 |
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Petróleo |
Gas |
Combinado |
Combinado |
|||||||
(Reexpresado) |
||||||||||
Producción diaria promedio vendida (bpe/día) |
58.055 |
10.021 |
68.076 |
35.374 |
||||||
Netback operativo ($/bpe) (1) |
||||||||||
Precio de venta de petróleo crudo y gas natural |
70,64 |
29,03 |
64,51 |
49,47 |
||||||
Costo de producción (2) |
5,01 |
4,10 |
4,87 |
5,20 |
||||||
Transporte |
6,98 |
0,32 |
6,00 |
9,05 |
||||||
Costo diluyente (incluye transporte) (3) |
13,69 |
- |
11,67 |
7,07 |
||||||
Otros costos (4) |
(0,78) |
1,99 |
(0,37) |
(0,28) |
||||||
Overlift/Underlift (5) |
0,90 |
(0,09) |
0,76 |
(0,17) |
||||||
Netback operativo |
44,84 |
22,71 |
41,58 |
28,60 |
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(1) Datos de netback operativo combinados basados en promedio ponderado de producción diaria vendida, que incluye diluyentes necesarios para mejoramiento del blend Rubiales. |
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(2) El costo de producción principalmente incluye costos de extracción y otros costos de producción como personal, energía, seguridad, seguros, y otros. El costo de producción de gas incluye mantenimiento por US$2,1 millones (US$0,4 por bpe) realizado durante este trimestre. |
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(3) El costo neto de blending se estima en US$3,12 por bpe, considerando un precio promedio de compra de diluyente entregado en el yacimiento Rubiales de US$77,58 por bpe (Petróleo Crudo Ligero - API 45 con un factor de blend de aproximadamente 18,95%), costos de transporte por oleoducto y manejo desde el yacimiento Rubiales hasta Covenas de US$7,16 por bpe, y un precio promedio de venta de Rubiales Blend (Castilla) de US$70.72 por barril |
||||||||||
(4) Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre producción de gas, mantenimiento de caminos externos en el yacimiento Rubiales, fluctuación del inventario, y el efecto neto de coberturas de riesgo cambiario de los costos operativos incurridos en pesos colombianos durante el período. El costo negativo para petróleo de US$0,78 por bbl se atribuyó, principalmente, a la ganancia de cobertura realizada contra los gastos operativos durante este período. |
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(5) Corresponde al efecto neto de la posición de overlift para el período que totaliza US$1,8 millones, que generó una reducción en los costos de producción combinados de US$0.20 por bpe |
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Resultados, análisis y puntos destacados:
En 2010, la Compañía experimentó otro notable crecimiento de la producción y éxitos en materia exploratoria, aprovechando su conocimiento técnico y la experiencia operativa. Los resultados del año destacan la fortaleza de la actividad operativa de la Compañía y su capacidad para aumentar la producción, así como el compromiso de los directivos de lograr resultados financieros sólidos. La directiva está focalizada en lograr resultados operativos desafiantes, mientras persigue un ambicioso programa de inversión en exploración y producción ("E&P") bajo el paraguas del principal foco estratégico de la Compañía: el crecimiento. Durante el año que cerró el 31 de diciembre de 2010, la Compañía aumentó su facturación en un 160% (4to. trimestre de 2010 - 245%) hasta US$1.700 millones (4to. trimestre de 2010 - US$516 millones), comparado con los US$639,2 millones durante el mismo período en 2009 (4to. trimestre de 2009 - US$211,7 millones). Esto fue el resultado de un considerable aumento en la producción y optimización de actividades de marketing, junto con un aumento combinado en los precios de petróleo crudo y gas. Este importante aumento en facturación también dio como resultado un aumento en los ingresos netos después de los impuestos para el año a US$216,3 millones (4to. trimestre de 2010 - US$103,4 millones), comparados con una pérdida de US$125,8 millones en 2009 (4to. trimestre de 2009 - US$3 millones de resultado neto).
El EBITDA durante el año que cerró el 31 de diciembre de 2010 totalizó US$923 millones, lo que representa un aumento importante de 210%, en comparación con el EBIDTA de 2009 de US$298 millones. Para el cuarto trimestre de 2010, el EBITDA fue de US$271 millones, principalmente generados de las ventas internacionales (88%), mientras que las ventas de gas y domésticas contribuyeron con un 6,5% y 5,5%, respectivamente.
En el año 2010, la Compañía firmó contratos de administración de riesgos cambiario, en la forma de collars sin costo, para reducir la exposición cambiaria asociada con gastos operativos, y los gastos generales y administrativos, incurridos en pesos colombianos. Estos contratos fuero designados como coberturas contables de riesgo (accounting hedges) y tuvieron el impacto positivo de reducir los gastos operativos y administrativos de la Compañía en US$21,7 millones para el año 2010. A fines del 2010, la Compañía firmó nuevos contratos de derivados cambiarios por un total de US$240 millones, en monto teórico, para manejar los riesgos cambiarios en el período enero a diciembre de 2011.
Durante el cuarto trimestre de 2010, la Compañía comenzó a pagar dividendos trimestrales a los titulares de acciones ordinarias. En diciembre de 2010, una cantidad total de US$25,1 millones (o US$0,094 por acción común) se pagó como dividendos a los accionistas de la Compañía. Las disposiciones de varios contratos de custodia y créditos, de los que la Compañía es parte, restringen la capacidad de la Compañía de declarar y pagar dividendos a los accionistas en determinadas circunstancias, y si dichas restricciones se aplican, pueden, a su vez, tener un impacto sobre la capacidad de la Compañía de declarar y pagar dividendos. En opinión de los directivos, dichas disposiciones no restringen actualmente ni alteran la capacidad de la Compañía de declarar o pagar dividendos.
Hitos
Durante todo el año 2010, la campaña exploratoria de la Compañía incluyó la perforación de 29 pozos exploratorios, la adquisición de 1.609 km de encuestas sísmicas en 2D y 401 km² de encuestas sísmicas en 3D, y la adquisición de 13.133 km de encuestas aeromagnéticas y aerogravimétricas de alta resolución. Durante el cuarto trimestre de 2010, se perforaron 7 pozos exploratorios (3 de estos comenzaron a funcionar durante el tercer trimestre del 2010) y se adquirieron 502 km de sísmica en 2D.
- La Compañía logró una tasa de éxito de exploración de 83%: de 29 pozos perforados, 24 fueron exitosos en 2010. Este desempeño permitió la incorporación de 45 mmbbl de 2P de reservas brutas o 25 mmbbl de reservas netas luego de regalías. La tasa de reemplazo de reservas aumentó solamente por los trabajos de exploración, incorporando 1,2 barriles de petróleo por cada barril producido durante el 2010.
- En el Bloque Quifa, el pozo exploratorio Ambar-1 fue perforado en el prospecto "F" que confirmó la extensión del prospecto hacia el sudoeste con 16 pies de arena neta (net pay), ubicado en la parte norte de Quifa. Además, se adquirieron un total de 294 km de sísmica de 2D en las partes norte y oriental del bloque.
- En el Bloque CPE-6, se perforaron los pozos estratigráficos Guairuro-3 y Guairuro-4 en la parte norte del bloque. El Guairuro-3 confirmó la presencia de hidrocarburos con 6,5 pies de arena neta en el intervalo C-7.
- El 6 de octubre de 2010, la Compañía cerró un Acuerdo de Farm-in (de exploración y producción) por el que PRE posee el 55% de la participación y actúa como operadora, en el Contrato "A-7-98". Este contrato corresponde al área conocida como "A-7-96", conformada por los bloques "N-10-96" y "O-10-96" en Guatemala.
- El 4 de noviembre de 2010, la Compañía anunció los resultados del pozo exploratorio Visure-1X, perforado en el prospecto Visure y ubicado al sur del Bloque Buganviles. El pozo dio como resultado el descubrimiento de un total de arena neta de 114 pies, en tres intervalos: Barzalosa (24,5 pies), Guadalupe Superior (45,5 pies) y Guadalupe Inferior (44 pies).
- El programa de exploración planificado para el primer trimestre de 2011 incluye la perforación de los pozos Guairuro-5 y Guairuro-6 en el Bloque CPE-6; la perforación de los pozos Jaspe-2, Jaspe-3, y Zircon-1 en el Bloque Quifa; y la finalización de la perforación del Ambar-3 en el Bloque Quifa, el Tuqueque-1X en el Bloque Buganviles, y el pozo Apamate-1X del Bloque La Creciente. Además, para el primer trimestre de 2011, la Compañía finalizará la adquisición de 130 km² de encuesta sísmica de 3D en el Bloque Arrendajo.
El 3 de febrero de 2011, se anunció información detallada de los resultados exploratorios de la Compañía en Colombia, Perú y Guatemala.
Pacific Rubiales, una compañía productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales y Piriri en la Cuenca de Llanos junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene una producción neta actual de aproximadamente 85.000 barriles de petróleo equivalente por día, luego de las regalías, con participación en 40 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia, bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.
El bpe (barril de petróleo equivalente) puede ser engañoso, en especial, si se lo utiliza en forma aislada. Una tasa de conversión bpe de 6 mcf: 1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.
Advertencia con relación a las Declaraciones a Futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean 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 (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas 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 incertidumbre que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente 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 los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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; imposibilidad de establecer estimados de recursos o reservas; fluctuaciones en el precio del petróleo y tipos de cambio; inflación; cambios en el mercado bursátil; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que implican la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual de la Compañía, de fecha 10 de marzo del 2011, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Todas las declaraciones a futuro hace referencia solo a la fecha en la cual se emitieron, y excepto si así lo requieren 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 a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a su inherente incertidumbre .
Para más información: |
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Ronald Pantin |
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CEO y Director |
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Jose Francisco Arata |
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Presidente y Director |
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(416) 362 7735 |
||
Belinda Labatte |
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Relaciones con los Inversores, Canadá |
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(647) 428 7035 |
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Carolina Escobar V |
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Relaciones con los Inversores, Colombia |
||
+ (57 1) 628 3970 |
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FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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