Pacific Rubiales informa sólido trimestre financiero y operativo: El EBITDA aumentó 48% hasta $538 millones, las utilidades netas aumentaron hasta $258 millones, la producción neta aumentó 17% hasta 93.573 bpe/d, se expandió la cartera de desarrollo y exploración mediante adquisiciones
TORONTO, 14 de mayo de 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados sin auditar para el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2012, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia) para el período correspondiente. Estos documentos se publicarán en el sitio web de la compañía en www.pacificrubiales.com y en SEDAR en www.sedar.com. Todos los valores en este comunicado de prensa se ofrecen en US$ a menos que se indique lo contrario. La compañía ha programado una llamada de teleconferencia para inversores y analistas el jueves 10 de mayo a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (hora de Toronto) / 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro), para discutir los resultados del primer semestre de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar que se ofrecen al final de este comunicado de prensa.
Aspectos destacados del primer trimestre de 2012
- El EBITDA fue de $538 millones, un aumento de 48% de año en año, impulsado por el crecimiento de la producción y mayores netbacks.
- Las utilidades netas fueron de $258 millones, en comparación con una pérdida neta de $70 millones un año anterior y de $81 millones en el cuarto trimestre.
- Las utilidades netas ajustadas por operaciones fueron de $293 millones, un aumento de 118% en comparación con $134 millones en el primer trimestre de 2011, y un incremento con respecto a los $172 millones informados en el cuarto trimestre.
- Los netbacks de operaciones por producción alcanzaron la cifra récord de $73,76/bpe, un incremento de 39% con respecto al primer trimestre de 2011, impulsados por precios más altos del petróleo y mayores márgenes de operación.
- La producción neta de regalías alcanzó un total de 93.573 bpe/d incluyendo 1.703 bbl/d* producidos a partir de la reciente adquisición en Perú, un aumento de 17% con respecto al primer trimestre de 2011, y un incremento en comparación con los 90.959 bpe/d producidos en el cuarto trimestre.
- Los gastos totales de capital fueron de $267 millones en comparación con $176 millones en el mismo período de 2011, de los cuales el 38% ($102 millones) se invirtió en infraestructura y el 34% ($90 millones) en exploración.
- Se alcanzó un éxito de exploración de 84%, perforándose un total bruto de 19 pozos exploratorios de los cuales 16 fueron exitosos.
- Se adquirió interés adicional en el Proyecto Portuario Puerto Bahía para desarrollar infraestructura estratégica para transportación y exportación de petróleo en Colombia.
- Se firmó un acuerdo con Exmar NV, con sede en Bélgica, para fomentar el desarrollo futuro de producción y exportación de gas natural licuado (GNL) desde Colombia, respaldado por las considerables reservas 2P de la compañía en La Creciente y el reciente éxito en la exploración en el bloque Guama.
- Adquisición de un 49% de participación no dividida en el bloque Z-1 en la costa de Perú, lo cual brinda a la compañía su primera producción en Perú y potencial para futuro desarrollo y exploración.
- Adquisición de un 10% de participación neta en el bloque con licencia PPL237 y la estructura Triceratops en territorio de Papúa Nueva Guinea, lo cual brinda a la compañía potencial para considerable captura de recursos.
- En el primer trimestre de 2012, la compañía incrementó su dividendo en 18% llegando hasta $0,11/acción, lo cual refleja confianza en la solidez continua de los negocios.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía comentó: "El primer trimestre fue muy sólido tanto desde el punto de vista financiero como operativo, y se alcanzó mayor EBITDA, utilidades netas y utilidades netas por operaciones, la producción aumentó 17% con respecto a un año atrás, y la compañía ejecutó varias pasos e inversiones estratégicas para fortalecer y expandir su cartera de exploración y desarrollo y brindar cimiento adicional para crecimiento futuro. A pesar de los retrasos generalizados con los permisos y las interrupciones en el transporte que afectaron a la industria del petróleo y el gas en Colombia durante el primer trimestre, Pacific Rubiales pudo aumentar su producción 3% en comparación con el cuarto trimestre de 2011.
En el bloque de exploración y producción CPE-6, esperamos recibir licencia de permiso de exploración en el trimestre actual lo cual nos permitirá continuar nuestras actividades de exploración consistentes en perforación, prueba de pozos y adquisición de datos sísmicos durante el resto del año.
En Colombia la compañía acordó invertir capital en acciones para adelantar Proyecto Portuario Puerto Bahía que cuando se termine en 2014 ofrecerá nueva infraestructura para almacenamiento de petróleo y capacidad de exportación en la costa del Caribe, lo cual reviste importancia estratégica para los planes de crecimiento futuro de la compañía que contemplan duplicar su producción. Además, firmamos un Acuerdo de Servicios de Licuefacción, Regasificación, Almacenamiento y Carga de gas natural con Exmar NV, con sede en Bélgica, lo cual conducirá a la construcción de instalaciones para la exportación de GNL en la costa del Caribe, un aspecto estratégico para el desarrollo futuro de las considerables reservas y recursos de gas natural de la compañía en el norte de Colombia.
La compañía llegó a un acuerdo con BPZ Resources para adquirir un 49% de participación en el bloque de exploración y desarrollo Z-1, en la costa de Perú. Esto brindará a la compañía su primera producción de petróleo en Perú, tiene considerables oportunidades de expansión de producción mediante desarrollo y exploración, y complementa nuestra área de exploración existente en el país. Estamos muy emocionados con respecto al potencial de este bloque y esperamos trabajar con nuestro nuevo socio.
En Papúa Nueva Guinea, firmamos un acuerdo farm-in para adquirir un 10% de interés neto en la licencia del prospecto PPL237 en tierra y la estructura Triceratops. Esta constituye para la compañía una oportunidad emocionante de participación en una inversión de poco riesgo y alta recompensa con potencial para capturar recursos considerables en el umbral de grandes mercados del sudeste asiático.
En resumen, proseguimos confiados en el avance de la actividad y la guía de producción establecida a principios del año, todo esto a la vez que posicionamos estratégicamente a la compañía para crecimiento futuro".
Resumen financiero
El resumen de los resultados financieros para los tres meses cerrados el 31 de marzo de 2012 y de 2011 es el siguiente (se puede encontrar discusión y análisis con más detalles en el documento MD&A):
Tres meses cerrados el 31 de marzo |
||||
(En miles de $US excepto las cantidades por acción o según se indique) |
2012 |
2011 |
||
Ventas de petróleo y gas |
$ 931.850 |
$ 583.549 |
||
EBITDA (1) |
538.191 |
362.527 |
||
Margen EBITDA (EBITDA/ingresos) |
58% |
62% |
||
Por acción - básica ($) (3) |
1,84 |
1,35 |
||
- diluida ($) |
1,78 |
1,35 |
||
Utilidades netas |
258.345 |
(69.593) |
||
Por acción - básica ($) (3) |
0,88 |
(0,26) |
||
- diluida ($) |
0,85 |
(0,26) |
||
Flujo de caja por operaciones |
576.099 |
319.803 |
||
Por acción - básica ($) (3) |
1,97 |
1,19 |
||
- diluida ($) |
1,90 |
1,19 |
||
Utilidades netas ajustadas por operaciones (2) |
292.768 |
134.221 |
||
Por acción - básica ($) (3) |
1,00 |
0,50 |
||
- diluida ($) |
0,97 |
0,50 |
||
Partidas no operacionales |
34.423 |
203.814 |
||
Flujo de fondos por operaciones (1) |
392.464 |
266.707 |
||
Por acción- básica ($) (3) |
1,34 |
1,00 |
||
- diluida ($) |
1,30 |
1,00 |
||
(1) Consulte la sección 14 del documento MD&A, titulada "Additional Financial Measures" (Medidas financieras adicionales). |
||
(2) Las utilidades ajustadas por operaciones son una métrica financiera no IFRS que representa utilidades netas ajustadas para ciertas partidas de una naturaleza no operativa incluyendo partidas no en efectivo. La compañía evalúa su desempeño basada en utilidades netas ajustadas por operaciones. La conciliación "Utilidades netas ajustadas por operaciones", lista los efectos de algunas partidas no operacionales que están incluidas en los resultados financieros de la compañía y puede que no sean comparables a métricas similares presentadas por otras compañías. |
||
(3) El número promedio ponderado básico de acciones ordinarias en circulación para el primer trimestre cerrado el 31 de marzo de 2012 y de 2011 fue de 292.413.849 (completamente diluidas – 303.034.514) y de 267.946.959 (completamente diluidas– 267.946.959), respectivamente. |
||
Netbacks por operaciones de petróleo crudo y gas natural
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra petróleo crudo a terceras partes como diluyentes y para propósitos de comercialización, los cuales se incluyeron en el "volumen diario vendido" informado. El netback de producción por operaciones de petróleo crudo y gas natural combinadas durante el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2012 fue de $73,76/bpe, 39% mayor que en el mismo período en 2011. La mayor parte del incremento se debe a precios más altos alcanzados para petróleo y gas.
Volúmenes de producción y ventas (bpe/día)(1) |
Tres meses cerrados el 31 de marzo |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Petróleo |
Gas |
Combinados |
Combinados |
||||
Producción promedio total en el campo |
221.351 |
11.725 |
233.076 |
196.272 |
|||
Producción bruta promedio (antes de regalías) |
96.912 |
10.914 |
107.826 |
93.748 |
|||
Inventario inicial |
26.803 |
- |
26.803 |
13.378 |
|||
Producción neta promedio (después de regalías y consumo en el campo) |
80.955 |
10.915 |
91.870 |
79.648 |
|||
Compras de diluyentes y petróleo para comercialización (1) |
19.012 |
- |
19.012 |
14.095 |
|||
Otros movimientos en el inventario (1) |
(3.749) |
(57) |
(3.806) |
(3.014) |
|||
Inventario final el 31 de marzo de 2012 |
(34.971) |
- |
(34.971) |
(21.360) |
|||
Volumen diario promedio vendido (bpe/día) |
88.050 |
10.858 |
98.908 |
82.747 |
|||
Desglose del volumen promedio diario vendido (bpe/día) |
|||||||
Petróleo y gas vendido |
77.829 |
10.858 |
88.687 |
82.477 |
|||
Petróleo crudo comercializado vendido |
10.221 |
- |
10.221 |
270 |
|||
Volumen diario promedio vendido total |
88.050 |
10.858 |
98.908 |
82.747 |
|||
(1) Consulte detalles adicionales en la tabla "Movimientos de inventario" en la sección 4 del documento MD&A |
|||||||
Los netbacks por operaciones para los trimestres cerrados el 31 de marzo de 2012 y de 2011 son los siguientes (se puede encontrar discusión y análisis con más detalles, junto con los netbacks segmentados del primer trimestre en el documento MD&A):
Netback por petróleo y gas |
Tres meses cerrados el 31 de marzo |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Combinado |
||||
Promedio diario vendido (bpe/día) (1) |
77.829 |
10.858 |
88.687 |
82.477 |
|||
Netback por operaciones ($/bpe) |
|||||||
Precio de venta del petróleo crudo y el gas natural |
110,96 |
41,45 |
102,45 |
78,33 |
|||
Costo de producción de los barriles vendidos (2) |
9,42 |
2,59 |
8,58 |
5,52 |
|||
Transportación (en camiones cisterna y por oleoducto) (3) |
13,47 |
0,06 |
11,83 |
10,92 |
|||
Costo del diluyente (4) |
13,99 |
- |
12,27 |
13,14 |
|||
Otros costos (5) |
(2,40) |
2,28 |
(1,83) |
(1,85) |
|||
Overlift/Underlift (6) |
(2,45) |
(0,04) |
(2,16) |
(2,43) |
|||
Netback por operaciones ($/bpe) |
78,93 |
36,56 |
73,76 |
53,03 |
|||
Netback por comercialización de petróleo crudo |
Tres meses cerrados el 31 de marzo |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Volumen promedio diario vendido (bpe/día) |
10.221 |
270 |
|||||
Netback por operaciones ($/bpe) |
|||||||
Petróleo crudo comercializado |
112,94 |
88,43 |
|||||
Costo de las compras del petróleo crudo comercializado (7) |
109,31 |
85,59 |
|||||
Netback por operaciones ($/bpe) |
3,63 |
2,84 |
|||||
(1) Los datos de netback por operaciones combinadas se basan en el volumen diario promedio ponderado vendido que incluye los diluyentes necesarios para la mejora de la mezcla Rubiales. |
||
(2) El costo de producción incluye principalmente costos de extracción y otros costos de producción como personal, energía, consumo de combustible, seguridad, aseguramiento y otros. |
||
(3) Incluye los costos de transportación de petróleo crudo y gas mediante oleoductos y camiones cisterna incurridos por la compañía para llevar los productos a los puntos de entrega a los clientes. El incremento sobre el período previo de 2011 se debe principalmente a un volumen mayor de petróleo crudo transportado mediante camiones cisternas debido a mayor producción, de conjunto con un incremento en los costos generales de transportación terrestre en Colombia durante el primer trimestre de 2012. |
||
(4) El costo neto de la mezcla se estima en $3,69 por barril de crudo Rubiales ($3,89 por barril en el primer trimestre de 2011) según se indica en la siguiente tabla: |
||
Costo neto ajustado del diluyente |
Tres meses cerrados el 31 de marzo |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Precio promedio de compra del diluyente |
122,21 |
92,83 |
|||||
Cargos por uso de oleoducto |
11,66 |
7,76 |
|||||
Precio de venta promedio de la mezcla Rubiales |
110,34 |
84,38 |
|||||
Costo neto del diluyente por barril |
23,53 |
16,21 |
|||||
Proporción de mezcla promedio |
15,70% |
24% |
|||||
Costo neto de la mezcla |
3,69 |
3,89 |
|||||
(5) Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de caminos externos en el campo Rubiales, fluctuación del inventario, costo de almacenamiento y el efecto neto de coberturas de riesgo cambiario de los gastos de operación incurridos en pesos colombianos durante el período. |
|||||||
(6) Corresponde al efecto neto de la posición overlift para el período totalizando $17,4 millones, lo cual generó una reducción en los costos de producción combinados de $2,16/bpe como se explicó en la página 15, "Discussion of 2012 First Quarter Financial Results - Financial Position - Operating Costs" (Discusión de los resultados financieros del primer trimestre de 2011- Posición financiera – Costos de operación). |
|||||||
(7) El aumento de los costos de comercialización durante el primer trimestre de 2012 en relación con el mismo período de 2011 está en línea con el incremento general de precios del WTI. |
|||||||
Resumen de la producción
La compañía produce petróleo crudo y gas natural desde un número de campos diferentes, 98% de los cuales se encuentran en Colombia. La compañía opera la mayor parte de su producción. La producción promedio neta después de regalías durante el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2012 fue de 93.573 bpe/d incluyendo 1.703 bbl/d*producidos de la reciente adquisición en Perú, 17% mayor que en el mismo período de 2011.
La producción promedio para los principales campos productores de la compañía para los años cerrados el 31 de marzo de 2012 y de 2011 se muestra a continuación (se puede encontrar discusión y análisis con más detalles en el documento MD&A):
Producción promedio en el 1T (en bpe/d) |
||||||||||
Producción total en el campo |
Cuota antes de regalías (1) |
Cuota neta después de regalías |
||||||||
Campos productores - Colombia |
1T 2012 |
1T 2011 |
1T 2012 |
1T 2011 |
1T 2012 |
1T 2011 |
||||
Rubiales / Piriri |
172.455 |
146.003 |
71.943 |
60.935 |
57.555 |
48.748 |
||||
Quifa(2) |
45.746 |
33.690 |
23.276 |
20.098 |
21.885 |
18.461 |
||||
La Creciente (3) |
10.803 |
10.575 |
10.598 |
10.409 |
10.596 |
10.406 |
||||
Abanico (4) |
1.615 |
2.463 |
487 |
684 |
469 |
652 |
||||
Río Ceibas (5) |
- |
1.813 |
- |
491 |
- |
393 |
||||
Dindal / Río Seco (6) |
1.075 |
1.026 |
594 |
710 |
497 |
588 |
||||
Otros campos productores = (7) |
1.382 |
702 |
928 |
421 |
868 |
400 |
||||
Producción total - Colombia |
233.076 |
196.272 |
107.826 |
93.748 |
91.870 |
79.648 |
||||
Campos productores - Perú (consulte la nota debajo) |
||||||||||
Bloque Z-1 (8) |
3.882 |
- |
1.798 |
- |
1.703 |
- |
||||
Producción total - Perú |
3.882 |
- |
1.798 |
- |
1.703 |
- |
||||
Producción total en Colombia y Perú |
236.958 |
196.272 |
109.624 |
93.748 |
93.573 |
79.648 |
||||
(1) La cuota antes de regalías es neta de consumo interno en el campo. |
||
(2) Incluye el campo Quifa SW y producción anticipada de los prospectos Quifa Norte. La cuota de la compañía antes de regalías en el campo Quifa SW es de 60% y disminuye de acuerdo a la cláusula de precios altos que asigna producción adicional a Ecopetrol. La cuota neta después de regalías incluye el volumen neto de 61.194 barriles reconocido por Ecopetrol como una indemnización pactada durante el primer trimestre de 2012 representando un incremento de 672 bbl/d. |
||
(3) Las regalías sobre la producción de gas del campo La Creciente se pagan en efectivo y se cuentan como parte del costo de producción. Las regalías sobre los condensados se pagan en especie, representando un impacto pequeño en la cuota neta después de regalías. La compañía inició actividades para incrementar la capacidad de procesamiento hasta 120 MMpc/d en la Estación La Creciente y también en el proyecto Abocol para aumentar en 4,5 MMpc/d de gas las ventas desde este campo. |
||
(4) Ecopetrol acordó perforar un pozo de desarrollo y uno inyector durante el primer trimestre de 2012. La compañía comenzó el proceso de Ingeniería, Adquisición y Construcción (EPC) para una nueva planta de tratamiento de agua. |
||
(5) El contrato de asociación Caguán, donde la compañía tiene un interés del 27,3%, fue terminado el 31 de diciembre de 2011, debido a la expiración del período de explotación. El campo Río Ceibas está ahora bajo operación directa por parte de Ecopetrol, que tiene un interés del 100%. |
||
(6) El aumento en la producción bruta en comparación con 2011 se debe a las ventas de gas natural producido en el campo, las cuales comenzaron y se incluyeron en este informe en el segundo trimestre de 2011. Las ventas de gas comprimido promediaron 62 MMpc/d en marzo de 2012. El gas restante en estos momentos se está inyectando y usando para generación de electricidad para consumo interno. El aumento en la producción también se debe a mantenimientos completados en algunos de los pozos productores. |
||
(7) Otros campos productores corresponden a activos produciendo localizados en los bloques Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guásimo, Buganviles y Sabanero (el poseedor de la licencia es Maurel et Prom Colombia). La compañía está explorando la desinversión de su participación en los bloques Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guásimo y Chipalo. |
||
(8) El Bloque Z-1 incluye los campos Corvina y Albacora los cuales son operados por BPZ E&P. Una vez que ocurra el cierre de la transacción, la compañía o cualquiera de sus subsidiarias tendrán a su cargo la gerencia de operaciones técnicas según el Acuerdo de Servicios de Operación. Las regalías en Perú se pagan en dólares, el volumen de las regalías aquí es un estimado basado en la producción fiscalizada de líquidos de acuerdo con los términos y regulaciones fiscales de Perú. |
||
(9) En este documento MD&A 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. Un factor de conversión de bpe de pies cúbicos a barriles 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. En este documento MD&A hemos expresado bpe usando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc por 1 barril (bbl) requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. |
||
Producción de petróleo promedio diaria - Bloque Z-1 Perú
La producción mostrada en la tabla anterior corresponde al 49% de cuota de producción por la presunta participación atribuible a la compañía procedente del Bloque Z-1 para el período del 1 de enero al 31 de marzo de 2012, según los términos de un Acuerdo de Compra de Acciones ("SPA", por sus siglas en inglés) firmado el 27 de abril de 2012 entre la compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). Bajo los términos del SPA (i) al cierre los ingresos y gastos por operación se asignaran entonces a las respectivas participaciones de cada socio y (ii) una vez que se concedan las aprobaciones por parte de las autoridades peruanas correspondientes, la compañía recibirá una participación del 49% en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1. En los resultados de la compañía no se han reconocido todavía ingresos y costos relacionados con la producción del Bloque Z-1 ya que su derecho pleno depende de la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.
La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 10 de mayo de 2012 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (hora de Toronto) / 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del primer trimestre de 2012 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; se puede tener acceso a la misma 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): Número de participante (Llamada gratuita en Colombia): Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte): ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés): ID de la conferencia (Participantes en idioma español): |
(647) 427-7450 01-800-518-0661 1-888-231-8191 75984758 76009739 |
||
La conferencia telefónica se transmitirá en la web y a la misma se podrá 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 (EDT) del 23 de mayo de 2012, a la cual se podrá tener acceso mediante:
Número de marcación gratuito para la repetición: Número de marcación local para la repetición: ID de la repetición (Participantes en idioma inglés): ID de la repetición (Participantes en idioma español): |
1-855-859-2056 416-849-0833 75984758 76009739 |
||
Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es propietaria del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los campos petroleros Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol, S.A., la petrolera nacional colombiana, y es propietaria del 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente. 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 de Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 43 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
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 acontecimientos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran 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 efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 14 de marzo de 2012 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 pueden 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.
Producción promedio diaria de petróleo - Bloque Z-1 Perú
La producción en Perú a la que se hace referencia en el comunicado de prensa corresponde al 49% de cuota de producción por la presunta participación atribuible a la compañía procedente del Bloque Z-1 para el período del 1 de enero al 31 de marzo de 2012, según los términos de un Acuerdo de Compra de Acciones ("SPA", por sus siglas en inglés) firmado el 27 de abril de 2012 entre la compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). Bajo los términos del SPA (i) al cierre los ingresos y gastos por operación se asignaran entonces a las respectivas participaciones de cada socio y (ii) una vez que se concedan las aprobaciones por parte de las autoridades peruanas correspondientes, la compañía recibirá una participación del 49% en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1. En los resultados de la compañía no se han reconocido todavía ingresos y costos relacionados con la producción del Bloque Z-1 ya que su derecho pleno depende de la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.
Conversión de 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 por 1 barril (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. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.
Definiciones
Bpc |
Mil millones de pies cúbicos. |
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Bpce |
Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. |
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bbl |
Barril de petróleo. |
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bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
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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 por 1 barril (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. |
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bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
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Mbbl |
Mil barriles. |
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Mboe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
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MMbbl |
Millón de barriles. |
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MMboe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
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Mpc |
Mil pies cúbicos. |
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WTI |
Petróleo Crudo West Texas Intermediate. |
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* Consulte la referencia a Producción promedio diaria – Bloque Z-1 Perú en Advertencias
Para más información:
Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con Inversionistas
+1 (647) 295-3700
Carolina Escobar V
Gerente Corporativa, Relaciones con los Inversionistas
+57 (1) 628-3970
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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