Pacific Rubiales relata trimestre financeiro e operacional sólido: o EBITDA subiu 48%, para $ 538 milhões, o lucro líquido aumentou para $ 258 milhões, a produção líquida subiu 17%, para 93.573 boe/d, o portfólio de desenvolvimento e exploração expandiu através de aquisições
TORONTO, 14 de maio de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros consolidados, não auditados, para o trimestre encerrado em 31 de março de 2012, juntamente com sua "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's Discussion and Analysis) para o período correspondente. Os documentos serão publicados no website da empresa (www.pacificrubiales.com) e no SEDAR (www.sedar.com). Todos os valores contidos neste comunicado são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário. A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 10 de maio, às 8h (horário de Bogotá) / 9h (horário de Toronto) / 10h (horário de Brasília), para discutir os resultados do primeiro trimestre da empresa. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando as instruções de discagem apresentadas no final deste comunicado à imprensa.
Destaques do primeiro trimestre de 2012
- O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) foi de $538 milhões, com aumento de 48% no ano, resultante do crescimento da produção e maiores netbacks (valor de venda de petróleo ou gás, deduzidos os custos de produção, transporte, etc.).
- O lucro líquido foi de $258 milhões, comparado com uma perda líquida de $ 70 milhões no ano passado e $ 81 milhões no quarto trimestre.
- O lucro líquido ajustado de operações foi de $ 293 milhões, um aumento de 118% sobre o de $ 134 milhões no primeiro trimestre de 2011, e um aumento de mais de $ 172 milhões relatados no quarto trimestre.
- Os netbacks operacionais de produção atingiram um recorde de $ 73,76/boe, um aumento de 39% sobre o primeiro trimestre de 2011, resultante de preços do petróleo mais elevados e maiores margens operacionais.
- A produção líquida após deduzir royalties foi um total de 93.573 boe/d, incluindo 1.703 bbl/d* produzidos na recente aquisição no Peru, com aumento de 17% sobre o primeiro trimestre de 2011, e comparado com 90.959 boe/d produzidos no quarto trimestre.
- Os dispêndios totais de capital foram de $ 267 milhões, comparados com $ 176 milhões no mesmo período de 2011, com 38% ($ 102 milhões) investidos em infraestrutura e 34% ($ 90 milhões), em exploração.
- Sucesso de exploração de 84%, perfurando um total de 19 poços exploratórios brutos, dos quais 16 foram bem-sucedidos.
- Participação adicional adquirida no projeto do porto "Puerto Bahia", para desenvolver transporte estratégico de petróleo e infraestrutura de exportação na Colômbia.
- Um acordo foi assinado com a empresa belga Exmar NV, para promover a futura produção de gás liquefeito de petróleo (GLP) e exportar desenvolvimento da Colômbia, com suporte das grandes reservas 2P da empresa em La Creciente e o recente sucesso da exploração no bloco de Guama.
- A aquisição de uma quota de participação não dividida de 49% no bloco Z-1 na plataforma continental do Peru, garantindo à empresa sua primeira produção no Peru e futuro desenvolvimento e potencial exploração.
- A aquisição de 10% de participação líquida no bloco da licença PPL237 e na estrutura de Triceratops em terra firme, em Papua-Nova Guiné, dando à empresa o potencial de capturar recursos significativos.
- No primeiro trimestre de 2012, a empresa aumentou seu dividendo 18%, para $ 0,11/ação, refletindo a confiança na solidez contínua dos negócios.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, comentou: "O primeiro trimestre foi muito forte, tanto do ponto de vista financeiro quanto operacional, como o EBITDA, lucro líquido e lucros operacionais, todos apresentando ganhos, a produção subiu 17%, em comparação com um ano atrás, e a empresa executou algumas ações e investimentos estratégicos para fortalecer e expandir seu portfólio de exploração e desenvolvimento, além de garantir uma base adicional para futuro crescimento. Apesar de atrasos costumeiros na concessão de permissões e problemas com transportes, que afetaram o setor de petróleo e gás na Colômbia no primeiro trimestre, a Pacific Rubiales conseguiu aumentar sua produção em 3%, em comparação com o quarto trimestre de 2011.
No bloco de exploração e produção CPE-6, esperamos receber a licença de permissão de exploração no atual trimestre, o que vai nos permitir continuar nossas atividades de exploração, consistindo de perfuração, teste de poços e aquisição de dados de sísmica, durante o restante do ano.
Na Colômbia, a empresa concordou em investir recursos financeiros para adiantar o projeto do porto "Puerto Bahia" que, quando concluído em 2014, vai fornecer nova capacidade de armazenamento de petróleo e infraestrutura para exportação no litoral do Caribe, o que é altamente estratégico para os planos de futuro crescimento da empresa, que espera dobrar sua produção. Além disso, assinamos um Acordo de Serviços de Liquefação, regaseificação, armazenamento e carregamento (Liquefaction, Regasification, Storage and Loading Services Agreement) com a empresa belga Exmar NV, que vai conduzir a construção de instalações para exportação de GNL na costa do Caribe, uma providência estratégica para o futuro desenvolvimento das grandes reservas e recursos de gás natural da empresa no norte da Colômbia.
A empresa firmou um acordo com a BPZ Resources para adquirir uma participação de 49% no bloco de exploração e desenvolvimento Z-1, na plataforma continental do Peru. Isso vai garantir à empresa sua primeira produção de petróleo no Peru, além de trazer oportunidades significativas para expandir a produção, através do desenvolvimento e da exploração, e de complementar nossa propriedade de terras no país. Estamos muito satisfeitos sobre o potencial desse bloco e estamos ansiosos para trabalhar com nossa nova parceira.
Na Papua-Nova Guiné, assinamos um acordo de direitos de concessão (farm-in) para adquirir uma participação de 10% da licença de prospecção de petróleo 237 (PPL237) e da estrutura de Triceratops. Isso representa uma oportunidade excelente para a empresa participar de um investimento de baixo risco e alta rentabilidade, com o potencial de capturar grandes recursos à porta de entrada dos grandes mercados do Sudeste da Ásia.
No sumário, permanecemos confiantes na progressão da diretriz de atividades e de produção estabelecida no início do ano, ao mesmo tempo em que posicionamos estrategicamente a empresa para futuro crescimento".
Sumário financeiro
O sumário dos resultados financeiros para os três meses encerrados em 31 de março de 2012 e de 2011 é o seguinte (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):
Três meses encerrados em 31 de março |
|||
(em milhares de USDs, exceto pela quantidade de ações ou como apontado |
2012 |
2011 |
|
Vendas de petróleo e gás |
$ 931.850 |
$ 583.549 |
|
EBITDA (1) |
538.191 |
362.527 |
|
Margem de EBITDA (EBITDA/Receitas) |
58% |
62% |
|
Por ação - básica ($) (3) |
1,84 |
1,35 |
|
- diluída ($) |
1,78 |
1,35 |
|
Lucro líquido |
258.345 |
(69.593) |
|
Por ação - básica ($) (3) |
0,88 |
(0,26) |
|
- diluída ($) |
0,85 |
(0,26) |
|
Fluxo de caixa de Operações |
576.099 |
319.803 |
|
Por ação - básica ($) (3) |
1,97 |
1,19 |
|
- diluída ($) |
1,90 |
1,19 |
|
Lucro líquido ajustado de Operações (2) |
292.768 |
134.221 |
|
Por ação - básica ($) (3) |
1,00 |
0,50 |
|
- diluída ($) |
0,97 |
0,50 |
|
Itens não operacionais |
34.423 |
203.814 |
|
Fluxo de fundos de Operações (1) |
392.464 |
266.707 |
|
Por ação - básica ($) (3) |
1,34 |
1,00 |
|
- diluída ($) |
1,30 |
1,00 |
|
(1) Ver "Métrica Financeira Adicional", seção 14 da MD&A. |
||
(2) Lucros ajustados de operações constituem uma métrica financeira não IFRS, que representa o lucro líquido ajustado para certos itens, de natureza não operacional, incluindo itens não disponíveis. A empresa avalia seu desempenho com base em lucro líquido ajustado de operações. A reconciliação "Lucro Líquido Ajustado de Operações" lista os efeitos de certos itens não operacionais, que são incluídos nos resultados financeiros da empresa e podem não ser comparáveis com métricas similares apresentadas por outras empresas. |
||
(3) O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação no primeiro trimestre, encerrado em 31 de março de 2012 e 2011, foi de 292.413.849 (totalmente diluído -- 303.034.514) e 267.946.959 (totalmente diluído -- 267.946.959), respectivamente. |
||
Netbacks operacionais de óleo cru e gás natural
A empresa produz e vende óleo cru e gás natural. Ela também compra óleo cru de terceiros, como diluentes e para fins de comercialização, que são incluídos no relatório de "volume vendido diariamente". O netback combinado da produção operacional de óleo cru e gás natural, durante o trimestre encerrado em 31 de março de 2012, foi de $ 73,76/boe, 39% maior do que o do mesmo período de 2011. A maior parte do aumento é devido aos preços mais altos de petróleo e gás realizados.
Produção e volume de vendas (boe/dia)(1) |
Três meses encerrados em 31 de março |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
óleo |
gás |
combinado |
combinado |
||||
Total da produção média do campo |
221.351 |
11.725 |
233.076 |
196.272 |
|||
Produção média bruta (antes dos royalties) |
96.912 |
10.914 |
107.826 |
93.748 |
|||
Inventário inicial |
26.803 |
- |
26.803 |
13.378 |
|||
Produção líquida média (após royalties e consumo do campo) |
80.955 |
10.915 |
91.870 |
79.648 |
|||
Compras de diluentes e óleo para comercialização (1) |
19.012 |
- |
19.012 |
14.095 |
|||
Outros movimentos de inventário (1) |
(3.749) |
(57) |
(3.806) |
(3.014) |
|||
Inventário final em 31 de março de 2012 |
(34.971) |
- |
(34.971) |
(21.360) |
|||
Volume de venda média diária (boe/dia) |
88.050 |
10.858 |
98.908 |
82.747 |
|||
Desdobramento do volume de venda média diária (boe/dia) |
|||||||
Venda de petróleo e gás |
77.829 |
10.858 |
88.687 |
82.477 |
|||
Venda de óleo cru comprado para comercializar |
10.221 |
- |
10.221 |
270 |
|||
Total do volume de venda média diária |
88.050 |
10.858 |
98.908 |
82.747 |
|||
(1) Veja mais informações no quadro "Movimentos de Inventário", seção 4 da MD&A |
|||||||
Netbacks operacionais do trimestre encerrado em 31 de março de 2012 e 2011 são os seguintes (discussões e análises mais detalhadas, junto com os netbacks segmentados do primeiro trimestre, podem ser encontradas na MD&A):
Netback de óleo e gás |
Três meses encerrados em 31 de março |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
óleo |
gás |
combinado |
combinado |
||||
Venda média diária (boe/dia) (1) |
77.829 |
10.858 |
88.687 |
82.477 |
|||
Netback operacional ($/boe) |
|||||||
Preço de venda de óleo cru e gás natural |
110,96 |
41,45 |
102,45 |
78,33 |
|||
Custo de produção de barris vendidos (2) |
9,42 |
2,59 |
8,58 |
5,52 |
|||
Transporte (caminhão e dutos) (3) |
13,47 |
0,06 |
11,83 |
10,92 |
|||
Custo dos diluentes (4) |
13,99 |
- |
12,27 |
13,14 |
|||
Outros custos (5) |
(2,40) |
2,28 |
(1,83) |
(1,85) |
|||
Overlift/Underlift (6) |
(2,45) |
(0,04) |
(2,16) |
(2,43) |
|||
Netback operacional ($/boe) |
78,93 |
36,56 |
73,76 |
53,03 |
|||
Netback da comercialização de óleo cru |
Três meses encerrados em 31 de março |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Volume médio diário vendido (boe/day) |
10.221 |
270 |
|||||
Netback operacional ($/boe) |
|||||||
Óleo cru comercializado |
112,94 |
88,43 |
|||||
Custo de compras de óleo cru comercializado (7) |
109,31 |
85,59 |
|||||
Netback operacional ($/boe) |
3,63 |
2,84 |
|||||
(1) Dados do netback operacional combinado baseados no volume médio ponderado vendido diariamente, que inclui diluentes necessários para aperfeiçoar a mistura da Rubiales. |
|
(2) Custo de produção inclui principalmente custos de exploração (lifting) e outros custos de produção, tais como pessoal, energia, consumo de combustível, segurança, seguro e outros. |
|
(3) Inclui custos de transporte de óleo cru e gás por dutos e caminhões-tanque, incorridos pela empresa para levar os produtos aos pontos de entrega aos clientes. O aumento sobre o período anterior de 2011 é atribuível principalmente ao maior volume de óleo cru transportado via caminhão-tanque, devido à maior produção, combinada com um aumento dos custos gerais de transporte terrestre na Colômbia, durante o primeiro trimestre de 2012. |
|
(4) Custo líquido da mistura (blending) é estimado em $ 3,69 por bbl de óleo cru da Rubiales ($ 3,89 por bbl no primeiro trimestre de 2011), conforme indicado na tabela abaixo: |
|
Custo líquido ajustado de diluentes |
Três meses encerrados em 31 de março |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Preço médio de compra de diluentes |
122,21 |
92,83 |
|||||
Taxas do duto |
11,66 |
7,76 |
|||||
Preço médio de venda da mistura da Rubiales |
110,34 |
84,38 |
|||||
Custo líquido do diluente por barril |
23,53 |
16,21 |
|||||
Coeficiente médio de mistura (blending) |
15,70% |
24% |
|||||
Custo líquido da mistura |
3,69 |
3,89 |
|||||
(5) Outros custos correspondem principalmente aos royalties na produção de gás, manutenção de estradas externas no campo Rubiales, flutuação do estoque, custo de armazenamento e o efeito líquido dos hedges cambiais das despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período. |
|||||||
(6) Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift para o período no total de $ 17,4 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de $ 2,16/boe, conforme explicado na página 15 do documento "Discussão dos Resultados Financeiros do Primeiro Trimestre de 2012 -- Posição Financeira -- Custos Operacionais" ("Discussion of 2012 First Quarter Financial Results- Financial Position - Operating Costs"). |
|||||||
(7) O aumento dos custos de comercialização durante o primeiro trimestre de 2012 sobre o mesmo período de 2011 está de acordo com o aumento geral dos preços da WTI. |
|||||||
Sumário da produção
A empresa produz óleo cru e gás natural em vários campos diferentes, 98% dos quais estão localizados na Colômbia. A empresa opera a maior parte de sua produção. A produção líquida média após royalties, durante o trimestre encerrado em 31 de março de 2012, foi de 93.573 boe/d, incluindo 1.703 bbl/d* produzidos na recente aquisição no Peru, 17% maior do que os do mesmo período de 2011.
A produção média dos principais campos produtivos da empresa para os anos encerrados em 31 de março de 2012 e 2011 são as seguintes (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):
Produção média no 1o TRI (em boe/d) |
||||||||||
Produção total do campo |
Participação antes de royalties(1) |
Participação líquida após royalties |
||||||||
Campos produtivos - Colômbia |
1o TRI 2012 |
1o TRI 2011 |
1o TRI 2012 |
1o TRI 2011 |
1o TRI 2012 |
1o TRI 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 |
||||
Rio Ceibas (5) |
- |
1.813 |
- |
491 |
- |
393 |
||||
Dindal / Rio Seco (6) |
1.075 |
1.026 |
594 |
710 |
497 |
588 |
||||
Outros campos produtivos (7) |
1.382 |
702 |
928 |
421 |
868 |
400 |
||||
Produção total - Colômbia |
233.076 |
196.272 |
107.826 |
93.748 |
91.870 |
79.648 |
||||
Campos produtivos - Peru (Ver nota abaixo) |
||||||||||
Bloco Z-1 (8) |
3.882 |
- |
1.798 |
- |
1.703 |
- |
||||
Produção total no Peru |
3.882 |
- |
1.798 |
- |
1.703 |
- |
||||
Produção total na Colômbia e Peru |
236.958 |
196.272 |
109.624 |
93.748 |
93.573 |
79.648 |
||||
(1) Participação antes de royalties é líquida após deduzir consumo interno no campo. |
||
(2) Inclui o campo Quifa SW e a produção inicial dos prospectos de Quifa Norte. A participação da empresa antes dos royalties no campo Quifa SW é de 60% e diminui em acordo com uma cláusula de altos preços que atribui a produção adicional à Ecopetrol. A participação líquida após os royalties inclui o volume líquido de 61.194 bbl, reconhecido pela Ecopetrol como uma afirmação de acordo no primeiro trimestre de 2012, representando um aumento de 672 bbl/d. |
||
(3) Os royalties sobre a produção de gás no campo de La Creciente são pagos em dinheiro e contabilizados como parte do custo de produção. Os royalties sobre os condensados são pagos em espécie, representando um pequeno impacto na participação líquida após royalties. A empresa iniciou atividades para aumentar a capacidade de processamento para 120 MMcf/d na Estação de La Creciente e também no projeto Abocol, a fim de aumentar as vendas de gás desse campo para 4,5 MMcf/d. |
||
(4) A Ecopetrol concordou em perfurar um desenvolvimento e um poço injetor durante o primeiro trimestre de 2012. A empresa iniciou o processo de contratação de Engenharia, Aquisição e Construção (EPC -- Engineering, Procurement and Construction) para uma nova usina de tratamento de água. |
||
(5) O contrato de associação com a Caguan, no qual a empresa detinha uma participação nos direitos de exploração (working interest) de 27,3%, foi terminado em 31 de dezembro de 2011, devido à expiração do período de exploração. O campo de Rio Ceibas está agora sob a operação direta da Ecopetrol, que detém 100% de participação nos direitos de exploração. |
||
(6) O aumento da produção bruta, em comparação com 2011, é resultante das vendas do gás natural produzido no campo, que começou -- e foi incluído neste relatório -- no segundo trimestre de 2011. As vendas de gás comprimido foram, em média, de 62 MMcf/d em março de 2012. O gás remanescente é, no momento, injetado e usado na geração de energia para consumo interno. O aumento da produção também é devido a serviços completados em alguns dos poços produtivos. |
||
(7) Outros campos produtivos correspondem a ativos produtivos localizados nos blocos de Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, Buganviles e Sabanero (a detentora da licença é a Maurel et Prom Colombia). A empresa está examinando a redução de sua participação nos blocos de Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo e Chipalo. |
||
(8) O Bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, que são operados pela BPZ E&P. Uma vez que o fechamento da transação ocorrer, a empresa ou qualquer de suas subsidiárias passará a ser a administradora das operações técnicas, sob um Acordo de Serviços Operacionais. Os royalties no Peru são pagos em dólares. O volume de royalties nesse país é uma estimativa baseada em produção fiscalizada de líquidos, de acordo com os termos e regulamentos fiscais do Peru. |
||
(9) O termo "boe" é usado neste MD&A. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe, de pés cúbicos para barris, é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem. Neste MD&A, expressamos o boe usando o padrão colombiano de conversão de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo ministro de Minas e Energia da Colômbia. |
||
Produção média diária de óleo – Bloco Z-1 Peru
A produção mostrada no quadro acima corresponde à quota de participação considerada de 49% da produção atribuída à empresa no Bloco Z-1, para o período de 1o de janeiro a 31 de março de 2012, conforme um Acordo de Compra de Ações (SPA -- Stock Purchase Agreement) assinado em 27 de abril de 2012, entre a empresa e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). De acordo com esse SPA, (i) as receitas e despesas operacionais, apuradas no fechamento, serão alocadas às respectivas quotas de participação de cada parceira e, (ii) uma vez que as aprovações pelas autoridades competentes do Peru estejam asseguradas, a empresa deve receber o equivalente a 49% na produção de hidrocarbonetos no Bloco Z-1. Receitas e custos ainda não foram introduzidos nos resultados da empresa, com relação à produção do Bloco Z-1, porque seus direitos de posse ainda dependem da aprovação das autoridades competentes do Peru.
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 10 de maio de 2012, às 8h (horário de Bogotá) / 9h (horário de Toronto / 10h (horário de Brasília), para discutir os resultados obtidos pela empresa no primeiro trimestre de 2012. Entre os participantes estarão o CEO Ronald Pantin, o presidente José Francisco Arata e alguns membros selecionados da alta direção da empresa.
A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês, com interpretação simultânea para espanhol. A empresa vai colocar uma apresentação em seu website antes da conferência, que poderá ser acessada em www.pacificrubiales.com.
Analistas e investidores interessados são convidados a participar, através dos seguintes números telefônicos:
Número para o participante (internacional/local): Número para o participante (chamada grátis na Colômbia): Número para o participante (chamada grátis na América do Norte): ID da conferência (em inglês): ID da conferência (em espanhol): |
(647) 427-7450 01-800-518-0661 1-888-231-8191 75984758 76009739 |
||
A conferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de 23 de maio de 2012 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos:
Chamada grátis para retransmissão: Chamada local para retransmissão: ID da retransmissão (em inglês): ID da retransmissão (em espanhol): |
1-855-859-2056 416-849-0833 75984758 76009739 |
||
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru pesado, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., produtora de petróleo colombiana, que opera os campos petrolíferos Rubiales, Piriri e Quifa, na Bacia de Lhanos, em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia nacional de petróleo da Colômbia, e controla integralmente a Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente. A Empresa se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Lhanos na Colômbia, bem como em outras regiões desse país e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participação nos direitos de exploração em 43 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Recibo de Depósitos de Ações, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a 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 empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais 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; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as 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 anuais da empresa, datadas de 14 de março de 2012, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa 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 depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, níveis de produção relatados podem não corresponder às taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Produção media diária de óleo – Bloco Z-1 Peru
A produção em referência no comunicado de imprensa corresponde a quota de participação considerada de 49% da produção atribuída à empresa no Bloco Z-1, para o período de 1o de janeiro a 31 de março de 2012, conforme um Acordo de Compra de Ações (SPA -- Stock Purchase Agreement) assinado em 27 de abril de 2012, entre a empresa e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). De acordo com esse SPA, (i) as receitas e despesas operacionais, apuradas no fechamento, serão alocadas às respectivas quotas de participação cada parceira e, (ii) uma vez que as aprovações pelas autoridades competentes do Peru estejam asseguradas, a empresa deve receber o equivalente a 49% na produção de hidrocarbonetos no Bloco Z-1. Receitas e custos ainda não foram introduzidos nos resultados da empresa, com relação à produção do Bloco Z-1, porque seus direitos de posse ainda dependem da aprovação das autoridades competentes do Peru.
Conversão do boe
A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem. Os valores estimados, divulgados neste comunicado de imprensa, não representam o valor real de mercado. As estimativas das reservas e as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Definições
Bcf |
Bilhões de pés cúbicos |
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Bcfe |
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes. |
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bbl |
Barris de petróleo. |
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bbl/d |
Barris de óleo por dia. |
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boe |
Barris de óleo equivalentes. A medida Boe pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem. |
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boe/d |
Barril de óleo equivalente por dia. |
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Mbbl |
Milhares de barris. |
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Mboe |
Milhares de barris de óleo equivalentes. |
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MMbbl |
Milhões de barris. |
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MMboe |
Milhões de barris de óleo equivalentes. |
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Mcf |
Milhares de pés cúbicos. |
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WTI |
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas. |
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* Veja referência à Produção media diária – Bloco Z-1 Peru em Informes
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700
Carolina Escobar V
Gerente corporative para Relações com Investidores
+57 (1) 628-3970
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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