Pacific Rubiales Energy anuncia resultado financeiro do trimestre encerrado em 30 de setembro de 2010

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TORONTO, 12 de novembro de 2010 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje o seu resultado financeiro consolidado não auditado referente aos períodos de três meses e nove meses encerrados em 30 de setembro de 2010, juntamente com o seu documento "Management's Discussion and Analysis" ("MD&A") referente aos mesmos períodos. Os documentos estão publicados no site da empresa e no SEDAR em www.sedar.com.

"Com uma receita de $405,4 milhões neste trimestre, mais que o dobro da receita atingida no mesmo trimestre do ano passado, demonstramos a nossa liderança no que tange a um crescimento agressivo e sustentável da produção", afirmou o CEO da empresa, Ronald Pantin. "Este histórico de execução é o alicerce das nossas novas iniciativas estratégicas anunciadas no início desta semana. O compromisso da empresa é passar a ser a líder em E&P de petróleo e gás na região."

A receita acumulada nos nove primeiros meses de 2010 totalizou $1,15 bilhão, 168% superior à do mesmo período de 2009. Ela foi o resultado da considerável elevação da produção e da otimização das atividades de marketing, juntamente com a elevação combinada dos preços do petróleo bruto e do gás em 2010. O êxito operacional resultou não apenas no aumento da receita, mas também no aumento do lucro líquido nos nove primeiros meses, que chegou a $112,9 milhões em comparação com um prejuízo de $129,01 milhões no mesmo período de 2009.

A empresa também anunciou nesta segunda-feira, 8 de novembro de 2010, o lançamento da sua estratégia abrangente de crescimento, reforçando a ênfase na expansão do setor de E&P. A estratégia tem três importantes componentes: (i) crescimento baseado na descoberta, desenvolvimento e produção de reservas novas ou já existentes; (ii) acesso ao mercado por meio da participação em importantes projetos de transporte de gás e infraestrutura portuária; e (iii) integração de ativos de downstream à cadeia de valor juntamente com o fortalecimento dos vínculos com as partes envolvidas nos países anfitriões.

A diretoria realizará uma teleconferência ao vivo em inglês e espanhol na quarta-feira, 10 de novembro de 2010, a partir das 9h (EST), para tratar do resultado financeiro da empresa. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar pelos seguintes números:

A seguir apresentamos um resumo detalhado do resultado referente ao trimestre encerrado em 30 de setembro de 2010:

Resumo do resultado financeiro trimestral:

1. O faturamento líquido de petróleo e gás no terceiro trimestre de 2010 inclui uma receita de $32,9 milhões da negociação de petróleo bruto de terceiros. Veja mais detalhes explicados na seção "Commercial Activity" da página 12 do documento "Management Discussion and Analysis".
2. O resultado operacional representa a receita menos os custos operacionais de petróleo e gás e os custos operacionais de negociações, além de esgotamento, depreciação, amortização e despesas gerais e administrativas. Ele exclui o efeito do underlift, a remuneração em ações e outras receitas e despesas.
3. Calculado com base no fluxo de caixa operacional antes de alterações do capital de giro operacional não monetário.
4. Veja "Non-GAAP Financial Measures" na página 32 do documento "Management Discussion and Analysis".
5. O lucro líquido trimestral de $32,9 milhões inclui uma série de despesas não operacionais e itens não monetários que totalizam $50,6 milhões, correspondentes principalmente a:
   1. Itens não monetários no valor de $35,9 milhões (mesmo período de 2009 - $58,8 milhões) em função de prejuízos cambiais não realizados resultantes da valorização do dólar canadense e do peso colombiano em relação ao dólar americano e de um prejuízo não realizado em contratos de gerenciamento de risco em aberto no final de setembro de 2010 (o qual pode se materializar ou não no futuro), além de custos de remuneração em ações. A empresa firmou contratos de hedge cambial para reduzir a sua exposição cambial associada a despesas operacionais incorridas em pesos colombianos.
   2. Despesas não operacionais no valor de $20,2 milhões (mesmo período em 2009 - $15,9 milhões) que consistem em juros oriundos principalmente de custos financeiros associados a meios de financiamento para o desenvolvimento da infraestrutura necessária para elevar a capacidade de produção do campo de Rubiales, entre outros custos.
6. A média ponderada básica de ações ordinárias em circulação no terceiro trimestre de 2010 e 2009 foi de 264.065.489 (totalmente diluída - 295.603.818) e 214.158.123 (totalmente diluída - 214.158.123), respectivamente.  

Netbacks:

1. Dados de netback operacional combinados com base na média ponderada de produção diária vendida, incluindo os diluentes necessários para o aprimoramento do blend Rubiales.
2. O custo de produção inclui principalmente custos de extração e outros custos de produção como pessoal, energia, segurança e seguro. O custo de produção de gás inclui uma manutenção no valor de $2,1 milhões ($0,4 por boe) executada durante este trimestre.
3. O custo líquido de blending é estimado em $3,24 por boe, considerando um preço médio de compra de diluente entregue no campo de Rubiales de $75,21 por boe (Petróleo Bruto Leve - API 43 com um fator de mistura em torno de 21%), tarifas de transporte manual e por oleoduto de Rubiales a Covenas no valor de $7,49 por boe e um preço médio do blend Rubiales (Castilla) de $67,44 por barril.
4. Outros custos correspondem principalmente a 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 $0,22 por bbl pode ser atribuído principalmente ao ganho de hedge realizado em compensação às despesas operacionais durante este período. Veja mais comentários na seção "Foreign Currency Derivatives" do documento "Management Discussion and Analysis".
5. Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift referente ao período, no valor de $1,8 milhão, a qual gerou uma redução dos custos de produção combinados no valor de $0,20 por boe, como explicado na seção "Corporate Development Highlights - Financial Position - Operating Costs" do documento "Management Discussion and Analysis".

Resultados, análises e destaques:

O resultado do terceiro trimestre de 2010 ressalta a força da atividade operacional da empresa, a sua capacidade de elevar a produção e o seu compromisso com finanças robustas.

A diretoria está focada na realização de objetivos operacionais desafiadores ao mesmo tempo em que prossegue com o ambicioso programa de investimento em E&P da empresa sob o guarda-chuva do seu principal foco estratégico: crescimento.

O preço médio WTI NYMEX no terceiro trimestre de 2010 foi de $76,26/bbl em comparação com $67,88/bbl no mesmo período de 2009, o que representa uma elevação de 12%. O preço de venda realizado combinado de petróleo e gás no terceiro trimestre de 2010 foi de $60,91/bbl contra $55,31 no terceiro trimestre de 2009, representando uma elevação de 10%.

A elevação da produção operada bruta da empresa durante o terceiro trimestre de 2010 foi uma conquista significativa, com média de 144.115 boe/d (56.404 boe/d líquido após royalties), superior em 64.703 boe/d (23.762 boe/d líquido após royalties) à produção operada do mesmo período de 2009. O crescimento de 81% da produção operada é resultado principalmente da elevação da produção nos campos de petróleo pesado de Rubiales e Quifa e da construção de novas instalações de processamento de petróleo bruto em ambos os campos.

A produção continua crescendo, e, no dia de hoje, a empresa atingiu um marco histórico ao superar 163.877 boe/d de produção operada bruta, equivalente a 68.704 boe/d liquido após royalties, o que, como em trimestres anteriores, continua fazendo dela a empresa de petróleo e gás que mais cresce na Colômbia, assim como a segunda maior operadora do país.

Na execução da sua estratégia comercial, a empresa continuou exportando a sua produção de petróleo a Estados Unidos e Europa, mas mantendo uma presença no mercado local com vendas diretas ao setor de combustível para navios e industrial. No terceiro trimestre de 2010, a empresa exportou 5,4 milhões bbl de petróleo bruto e vendeu 0,4 milhão bbl de petróleo ao mercado interno colombiano. Além disso, as vendas de gás no mercado interno ficaram em uma média de 58 mmscf/d de gás natural produzido no campo de La Creciente.

No terceiro trimestre de 2010, a empresa prosseguiu com a campanha de exploração nos blocos de Quifa e CPE-6 e começou perfurações nos blocos de Guama e Topoyaco, totalizando cinco poços exploratórios perfurados durante o período. O poço de avaliação Jaspe-1 ST2 foi perfurado no prospecto "A" na parte setentrional do bloco de Quifa, enquanto o poço estratigráfico Guairuro-2 foi perfurado na parte setentrional do bloco CPE-6. Ambos os poços confirmaram a presença de colunas de hidrocarboneto nos arenitos basais no intervalo C-7 da Formação Carbonera. Nos blocos de Guama e Topoyaco, começamos a perfurar três poços exploratórios no terceiro trimestre de 2010, e a expectativa é de que a profundidade final seja atingida no quarto trimestre.

O programa de exploração durante o terceiro trimestre de 2010 resultou em dois novos êxitos exploratórios: 1) o poço Guairuro-2, localizado no bloco CPE-6, que mostrou a presença de hidrocarbonetos e 31,5 pés de espessura produtiva, e 2) o poço Jaspe-1 ST2, localizado no bloco de Quifa, que está em processo de conclusão.

A despesa total líquida de exploração no terceiro trimestre de 2010 foi de $23,8 milhões.

Marcos

• Devido a uma elevação substancial do volume de produção nos nove primeiros meses de 2010, a empresa obteve uma receita de mais de $1,1 bilhão ($1.146 milhões), 168% superior ao mesmo período do ano passado.
• O EBITDA nos nove meses de 2010 totalizou $651,9 milhões, que representam uma elevação significativa de 261% em comparação com o EBITDA de $180,8 milhões no mesmo período de 2009. No terceiro trimestre de 2010, o EBITDA ficou em $219,6 milhões, gerados principalmente de exportações (88%), enquanto o gás e o faturamento no mercado interno contribuíram com 6,5% e 5,5%, respectivamente.
• No dia de hoje, a empresa atingiu mais de 163.877 boe/d de produção operada bruta, equivalente a aproximadamente 68.704 boe/d líquido após royalties. O marco resultou do crescimento contínuo da produção de petróleo pesado nos blocos de Rubiales/Piriri e Quifa, e ainda com o apoio do início das operações do oleoduto ODL. Este volume também incorpora o desenvolvimento dos blocos de petróleo leve e médio da empresa, além do volume de gás natural produzido (a uma taxa de conversão de 6.000 pés cúbicos padrão por barril) no bloco de La Creciente e em outros campos menores.
• A empresa exportou oito cargas (sete Castilla e uma Vasconia), representando um volume total de 5,4 milhões bbl de petróleo, sete cargas aos EUA e uma à Europa, em comparação com 1,62 milhão bbl (Vasconia) exportado no mesmo período de 2009. O volume total exportado no terceiro trimestre de 2010 representa mais que o dobro em relação ao mesmo período de 2009.
• No terceiro trimestre de 2010, a venda de gás aumentou para uma média de 58 mmscf/d de gás natural em comparação com 40 mmscf/d no mesmo período de 2009 (elevação de 45%), vendida principalmente do campo de La Creciente a um preço médio de $4,82/mmbtu (equivalente a $4,80/mmscf), representando um ágio de 22% sobre o preço interno regulado ponderado de $3,96/mmbtu e 13% sobre o preço de gás natural Henry Hub nos Estados Unidos.
• No terceiro trimestre de 2010, a empresa transportou 72.022 bbl/d por meio de diferentes oleodutos e caminhões, inclusive 10.761 bbl/d de diluentes. No total, 80% do volume foi transportado via oleoduto, gerando uma economia de $15,99/bbl em custos de transporte para a empresa.
• No terceiro trimestre de 2010, cinco poços exploratórios foram perfurados, dos quais quatro poços tiveram sucesso e um ainda está em avaliação.
• No terceiro trimestre de 2010, a empresa concluiu com sucesso nove testes de taxa de combustão, oxidação e aceleração (ICT/RTO/ARC), os quais confirmaram os benefícios em potencial ao campo de Rubiales com o processo STAR. Os testes confirmaram a viabilidade e o potencial da tecnologia e deixaram o caminho livre para os próximos estágios do projeto.
• No final de setembro de 2010, foi informada a conclusão de 45% do projeto de expansão do oleoduto OLD ("Oleoducto de Los Llanos"), planejado em 340.000 bbl/d. O projeto inclui a construção de duas estações de recompressão, a elevação da capacidade de armazenagem na Estação de Bombeamento de Rubiales e a construção de um ramal do oleoduto para a Estação de Cusiana. A conclusão está prevista para março de 2011.
• No terceiro trimestre de 2010, foram construídas as novas instalações a seguir, principalmente no campo de Rubiales: i) 6,5 km de novas estradas, ii) 37,4 km de linhas de fluxo entre 10" e 30", iii) cinco novas subestações de energia, iv) novo tanque separador no CPF-1 para dar conta de um volume incremental de 325.000 bbl/d de líquidos, v) novas instalações de tratamento de água no CPF-1 para dar conta de um volume incremental de 100.000 bbl/d de água e vi) mais 80.000 bbl/d de capacidade de descarte de água nas unidades de injeção existentes.
• Também no terceiro trimestre, foi relatado progresso significativo na construção do CPF-2. O CPF-2 acrescentará 70.000 bbl/d de capacidade de produção de petróleo ao campo de Rubiales. Conforme planejado, o CPF-2 deverá estar funcionando no quarto trimestre de 2010.
• O início do funcionamento da instalação de processamento central de Quifa está planejado para o começo de novembro de 2010. As novas instalações em Quifa reunirão a produção do bloco ocidental de Quifa. O petróleo bruto desidratado será bombeado diretamente à estação de bombeamento do ODL. A capacidade prevista destas novas instalações é de 30.000 bbl/d de petróleo bruto do campo de Quifa.
• As despesas de capital no terceiro trimestre de 2010 totalizaram $200 milhões, dos quais $131,8 milhões foram investidos na expansão e construção de infraestrutura de produção; $23,8 milhões foram para atividades de exploração, como atividades sísmicas, aerogravimetria, aeromagnetometria e perfuração; $43,5 milhões foram investidos em atividades de perfuração de produção e US$ 1 milhão foi investido em outros projetos.
• Os custos operacionais de petróleo e gás no terceiro trimestre de 2010 foram de $128,6 milhões ($75,4 milhões em 30 de setembro de 2009). A elevação sobre o período anterior deve-se principalmente ao aumento de 84% da produção líquida de petróleo no campo de Rubiales. Contudo, os custos de produção por boe foram reduzidos para $21,03, ou 21% abaixo do mesmo período de 2009, o que se explica principalmente pelo maior volume de produção e por um efeito positivo de US$ 10,5 milhões reconhecido no terceiro trimestre de 2010 resultante de contratos de gestão de risco cambial registrados contra despesas operacionais. O valor de $21,03 por boe consiste em um custo de produção de $4,10, custo de transporte de $6,13, custo de diluição de $11,72 e outros custos de recuperação de $0,93.
• A empresa consolidou a sua posição na Bolsa de Valores da Colômbia e está atualmente em segundo lugar nos três principais índices (COLCAP, COL20 e IGBC).

A Pacific Rubiales, empresa canadense produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, é proprietária de 100% da Meta Petroleum Corp., operadora de petróleo colombiana que gerencia os campos petrolíferos de Rubiales e Piriri na bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a petroleira nacional colombiana. A Pacific Rubiales tem foco na identificação de oportunidades principalmente dentro da bacia de Llanos no leste da Colômbia, mas também em outras áreas do país e do norte do Peru. A Pacific Rubiales tem uma produção líquida atual de aproximadamente 69.000 barris de equivalente de petróleo por dia, após royalties, com participações efetivas em 40 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.

As ações ordinárias da empresa são negociadas nas bolsas de valores de Toronto e da Colômbia com os códigos PRE e PREC, respectivamente.

O barril equivalente de petróleo (boe, na sigla em inglês) pode ser enganoso, especialmente se usado isoladamente. Pelo boe, uma taxa de conversão de 6 mcf para 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta queimadora e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.

Observação cautelar sobre previsões

Este boletim de imprensa contém previsões. Todas as declarações que não sejam fatos históricos e que tratem de atividades, acontecimentos ou novidades que a empresa acredite, espere ou preveja que ocorram ou possam ocorrer no futuro (por exemplo, declarações sobre estimativas ou suposições de produção, receita, fluxo de caixa, custos, estimativas de reservas e recursos, reservas e recursos em potencial e planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa) são previsões. Estas previsões refletem as expectativas ou crenças atuais da empresa com base em informações a que a própria empresa tem acesso. As previsões estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos comentados nelas. Mesmo que esses resultados sejam atingidos, substancialmente ou não, não há nenhuma garantia de que eles venham a ter as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Entre os fatores que podem fazer com que os resultados ou acontecimentos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais estão incerteza quanto a estimativas de custos de capital, custos operacionais, produção e retorno econômico; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e suposições; a incapacidade de estabelecer os recursos ou reservas estimados; flutuações cambiais e do preço do petróleo; inflação; mudanças dos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia ou Peru; mudanças de regulamentações que afetem as atividades da empresa; incertezas sobre a disponibilidade e os custos de financiamentos necessários no futuro; incertezas envolvidas na interpretação de resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados no título "Risk Factors" e em outras partes do informativo anual da empresa datado de 12 de março de 2010 e registrado no SEDAR em www.sedar.com. Qualquer previsão só vale para a data em que é feita e, exceto se houver exigência das leis aplicáveis de títulos mobiliários, a empresa se isenta de qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer previsão, seja como resultado de novas informações, acontecimentos ou resultados futuros ou outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às previsões sejam razoáveis, as previsões não são garantias de desempenho futuro. Portanto, ninguém deve confiar indevidamente em tais previsões devido à incerteza inerente a elas.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

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