Pacific Rubiales relata trimestre financeiro forte: recorde de volume de vendas, EBITDA e fluxo de fundos de carteira de operações, desenvolvimento e exploração expandidos e transformados para o futuro através de aquisições estratégicas
TORONTO, 13 de agosto de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a publicação dos seus resultados financeiros consolidados não auditados para o trimestre encerrado em 30 de junho de 2012, juntamente com sua "Discussão e Análise da Administração" (Management Discussion and Analysis, MD&A) para o período correspondente. Esses documentos serão disponibilizados no website da empresa em www.pacificrubiales.com e no SEDAR em www.sedar.com. Todos os valores contidos neste comunicado estão em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
A empresa programou uma conferência telefônica para investidores e analistas para quinta-feira, 9 de agosto de 2012, às 8h (horário de Bogotá) / 9h (horário de Toronto) / 10h (horário do Rio de Janeiro) para discutir os resultados da empresa no segundo trimestre. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar seguindo as instruções de discagem fornecidas no final deste comunicado de imprensa.
Destaques do segundo trimestre de 2012
- O EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) chegou ao valor recorde de US$ 560 milhões (US$ 1.098 milhões nos primeiros seis meses, um aumento de 19% comparado com o mesmo período de 2011), resultante do crescimento na produção e de maiores netbacks (valor de venda de petróleo e gás, deduzidos os custos de produção, transporte, etc.).
- O lucro líquido foi de US$ 224 milhões (US$ 483 milhões nos primeiros seis meses, um aumento de 73% comparado com o mesmo período de 2011).
- O lucro líquido ajustado de operações foi de US$ 187 milhões (US$ 480 milhões nos primeiros seis meses, um aumento de 20% comparado com o mesmo período de 2011).
- Os netbacks operacionais da produção de petróleo e gás foram de US$ 63,12/boe, um aumento de 2% com relação ao segundo trimestre de 2011, apesar de uma queda de 9% no preço do petróleo WTI.
- O volume de vendas aumentou e chegou ao recorde de 117 Mboe/d (108 Mboe/d nos primeiros seis meses, um aumento de 13% comparado com o mesmo período de 2011).
- A produção total líquida após royalties foi de 92.611 boe/d, incluindo 1.740 bbl/d* referentes à aquisição no Peru (93.092 boe/d nos primeiros seis meses, um aumento de 11% comparado com o mesmo período de 2011).
- As despesas totais de capital foram de US$ 316 milhões comparado com US$ 308 milhões no mesmo período de 2011, com um investimento de 38% (US$ 121 milhões) em instalações de produção, 35% (US$ 111 milhões) em exploração e 20% (US$ 64 milhões) em perfuração de desenvolvimento.
- O sucesso de exploração chegou a 82%, perfurando um total de 22 poços exploratórios brutos, entre os quais 18 foram bem sucedidos.
- Aquisições materiais e significativas que se alinham à estratégia de crescimento da empresa em longo prazo, incluindo a nova produção no Peru e na Colômbia e novas áreas de exploração e recursos na Colômbia, na Guiana em alto mar e na Papua Nova Guiné em terra.
- Autorização da licença ambiental para maior injeção de água no campo de petróleo Rubiales, que permitirá o aumento da produção de petróleo nesse campo.
- Acordo de princípio com a Ecopetrol para uma declaração de comercialidade de uma parte do campo de petróleo Quifa Norte, que permitirá que a empresa desenvolva o campo e aumente a produção quando for aprovado formalmente pelo comitê executivo da associação na próxima semana.
- O Standard and Poor's Rating Services alterou sua percepção da empresa de "estável" para "positiva", ao mesmo tempo em que confirmou a classificação corporativa BB e a classificação de dívida principal não garantida BB da empresa, proporcionando uma grande confirmação da força financeira e operacional da empresa e a execução contínua da sua produção e das metas de crescimento de reservas.
- No segundo trimestre de 2012, a empresa pagou um dividendo de US$ 0,11 por ação aos acionistas registrados.
Ronald Pantin, diretor geral da empresa, comentou:
"O segundo trimestre foi muito forte do ponto de vista dos resultados financeiros, com receitas de vendas e volumes de vendas de petróleo e gás, EBITDA e fluxo de fundos das operações em níveis recordes apesar da queda anual e sequencial de 9% e 10%, respectivamente, no preço do petróleo WTI.
Apesar dos problemas no transporte de dutos que afetaram o setor de petróleo e gás na Colômbia durante o segundo trimestre, a Pacific Rubiales conseguiu entregar toda a sua produção sem contratempos. Isso ilustra a importância estratégica e o valor dos investimentos proativos que a empresa fez em infraestrutura de transporte e logística.
A produção do ano até a presente data continua crescendo, mas não na mesma velocidade e quantidade esperadas quando traçamos pela primeira vez o plano operacional e realizamos as previsões no início do ano. As previsões para 2012 proporcionadas no início de janeiro deste ano estipulavam uma média de 15 - 35% de crescimento em produção líquida e se baseavam em uma expectativa realista de acordo com a emissão de licenças na Colômbia. No entanto, o atraso nas licenças foi muito maior que o esperado, e esses atrasos se tornaram um problema que afeta todos os produtores do setor.
No caso da Pacific Rubiales, é importante reconhecer que, até o momento, o atraso na obtenção de licenças só representou um atraso no desenvolvimento e não uma perda de produção. Hoje, receber a licença para a injeção de água em Rubiales elimina em parte, mas não completamente, a incerteza restante sobre nossa margem de produção de 2012, permitindo que revisemos nossos parâmetros de previsão. No momento estamos confiantes de que a empresa alcançará a margem de produção prevista, incluindo os volumes de produção derivados da aquisição da PetroMagdalena, concluída no dia 23 de julho, e sua quota de participação considerada de 49% atribuída à empresa no bloco Z-1 no Peru, em vigor desde 1o de janeiro de 2012. A produção líquida da empresa após royalties, incluindo os volumes da PetroMagdalena e do Peru, atingiu um novo recorde esta semana ao ultrapassar 100 Mboe/d.
Estou particularmente satisfeito com os passos estratégicos significativos da empresa até este momento do ano, com várias aquisições de ativos e outros investimentos estratégicos. Isso inclui nossos planos de exportar GNL do norte da Colômbia, o primeiro projeto desse tipo no país, permitindo que aceleremos e revelemos o valor das nossas grandes reservas de gás natural e recursos na Colômbia. Além disso, nossa participação na construção de um novo terminal de exportação de petróleo na costa colombiana no Caribe, em Puerto Bahia, assegurará que as instalações de exportação suportem a duplicação esperada da nossa produção de petróleo na Colômbia nos próximos cinco anos.
Adquirimos uma nova e crescente produção no Peru através da participação de 49% no bloco Z-1, e na Colômbia através da aquisição de 100% da PetroMagdalena. Isso proporciona uma fonte confiável e crescente de petróleo leve para diluente, necessário para nossa produção de petróleo pesado na Colômbia, que é cada vez maior. Ambas foram adquiridas para agregar valor à empresa, trarão reservas e recursos significativos e, ao mesmo tempo, oferecerão vantagens de exploração e desenvolvimento consideráveis.
Com relação à exploração, adquirimos 40% de participação no bloco de exploração terrestre Portofino, que segue a mesma tendência dos enormes campos de petróleo pesado Rubiales/Quifa e Castilla/Chichemene, adjacentes e com a mesma tendência do campo de petróleo Capella, que está em desenvolvimento. O bloco Portofino consolida a empresa como uma das maiores proprietárias de áreas de exploração, bem como a maior produtora na tendência subexplorada e subdesenvolvida de recursos de petróleo pesado na Colômbia.
A empresa está se estendendo para fora da Colômbia com o aumento do seu investimento na CGX Energy Inc. (atualmente 35% com a opção de aumentar para 41% e direitos de concessão (farm-in) nos dois próximos poços de exploração), com uma enorme área de exploração em alto mar na Guiana; e a aquisição de 10% de participação líquida no bloco de exploração terrestre PPL-237 na Papua Nova Guiné, que contém a grande descoberta Triceratops de gás natural e gás condensado.
A aquisição de exploração da Guiana e a de Papua Nova Guiné devem ser vistas como grande captação de recursos em estágio inicial para o futuro. Para nós, ambas representam bacias de hidrocarbonetos de nível mundial, com potencial para alojar enormes recursos. No caso da Papua Nova Guiné, grandes recursos de gás natural e condensado muito próximos dos principais mercados de energia que crescem mais rapidamente no mundo; no caso da Guiana, em alto mar, uma bacia com geologia semelhante à da África Ocidental e do Brasil que produziu enormes descobertas de petróleo. Esta estratégia é similar à estratégia que levou à grande captura de recursos pioneira e ao rápido aumento da produção na tendência de recursos de petróleo pesado na Colômbia.
Cada aquisição foi financiada por dinheiro em caixa, enquanto espera-se que o capital de exploração e desenvolvimento relacionados seja financiado por fluxo de caixa gerado internamente. Essas aquisições representam um movimento de transformação para a empresa e ilustram a sua capacidade de ver muito além do curto e médio prazo, acrescentando oportunidades para apoiar, aumentar e desenvolver novas perspectivas de crescimento no futuro.
Neste ambiente econômico incerto, o balanço patrimonial da empresa continua forte; nossas metas de crescimento em médio prazo continuam intactas, sustentadas pela nossa ampla exploração de petróleo pesado de baixo custo e recursos de desenvolvimento na Colômbia. Continuaremos com nossa estratégia de crescimento repetível e rentável, construindo para o futuro em longo prazo a empresa líder em E&P com foco na América Latina."
Resumo financeiro
A seguir, é apresentado um resumo dos resultados financeiros para os três e seis meses encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):
Três meses encerrados |
Seis meses encerrados |
||||||
em 30 de junho |
em 30 de junho |
||||||
(em milhares de USD, exceto quantidade por ações ou conforme indicado) |
2012 |
2011 |
2012 |
2011 |
|||
Vendas de petróleo e gás |
$ 1.035.854 |
$ 957.509 |
$ 1.967.704 |
$ 1.541.058 |
|||
EBITDA (1) |
559.795 |
558.339 |
1.097.986 |
920.866 |
|||
Margem EBITDA (EBITDA/Receitas) |
54% |
58% |
56% |
60% |
|||
Por ação - básica ($)(2) |
1,90 |
2,08 |
3,74 |
3,43 |
|||
- diluída ($) |
1,84 |
1,87 |
3,62 |
3,08 |
|||
Lucro líquido (3) |
224.344 |
349.375 |
482.689 |
279.782 |
|||
Por ação - básica ($)(2) |
0,76 |
1,30 |
1,64 |
1,04 |
|||
- diluída ($) |
0,74 |
1,20 |
1,59 |
1,00 |
|||
Fluxo de caixa de operações |
131.906 |
116.273 |
708.005 |
436.076 |
|||
Por ação - básica ($)(2) |
0,45 |
0,43 |
2,42 |
1,63 |
|||
- diluída ($) |
0,43 |
0,39 |
2,33 |
1,46 |
|||
Lucro líquido ajustado de operações (4) |
187.108 |
266.707 |
479.876 |
400.928 |
|||
Por ação - básica ($)(2) |
0,64 |
0,99 |
1,64 |
1,49 |
|||
- diluída ($) |
0,62 |
0,89 |
1,58 |
1,34 |
|||
Itens não operacionais |
(37.236) |
(82.668) |
(2.813) |
121.146 |
|||
Fluxo de fundos de operações (1) |
415.223 |
400.202 |
807.687 |
666.909 |
|||
Por ação - básica ($)(2) |
1,41 |
1,49 |
2,75 |
2,49 |
|||
- diluída ($) |
1,37 |
1,34 |
2,66 |
2,23 |
|||
(1) |
Ver "Métrica Financeira Adicional", seção 14 da MD&A. |
||||||
(2) |
O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação para o segundo trimestre, encerrado em 30 de junho de 2012 e 2011, foi de 294.561.287 (totalmente diluído – 304.124.845) e 268.717.010 (totalmente diluído – 298.832.627), respectivamente. |
||||||
(3) |
O lucro líquido do segundo trimestre de 2012 inclui um prejuízo de US$ 26,2 milhões, que representa a depreciação de certos ativos de exploração e avaliação, conforme exigido pelas normas de contabilidade IFRS. O prejuízo é identificado na declaração de rendimentos consolidada como diminuição, depreciação e amortização. |
||||||
(4) |
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 monetários. A empresa avalia seu desempenho com base no 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. |
||||||
Netbacks operacionais de petróleo bruto e gás natural
A empresa produz e vende petróleo bruto e gás natural. Além disso, compra petróleo bruto de terceiros como diluentes e para fins comerciais, que estão incluídos no "volume diário vendido" informado. O netback combinado da produção operacional de petróleo bruto e gás natural durante o trimestre encerrado em 30 de junho de 2012 foi de US$ 63,12/boe, 2% maior que no mesmo período de 2011, apesar da queda de 9% nos preços do petróleo WTI, causada principalmente pela redução nos custos operacionais totais e o aumento dos diferenciais de preço de venda.
Produção e volume de vendas (boe/dia)(1) |
Três meses encerrados em 30 de junho |
|||||
2012 |
2011 |
|||||
Petróleo |
Gás |
Combinado |
Combinado |
|||
Total da produção média do campo |
220.366 |
11.879 |
232.245 |
221.896 |
||
Produção bruta média (antes de royalties) |
100.253 |
11.139 |
111.392 |
104.141 |
||
Inventário inicial (inventário final em 31 de março) |
34.972 |
- |
34.972 |
21.126 |
||
Produção líquida média (após royalties e consumo de campo) |
79.732 |
11.139 |
90.871 |
88.092 |
||
Compras de diluentes e petróleo para comercialização(1) |
9.267 |
- |
9.267 |
22.222 |
||
Outros movimentos de inventário(1) |
(2.407) |
(137) |
(2.544) |
(1.356) |
||
Inventário final em 30 de junho |
(15.158) |
- |
(15.158) |
(21.096) |
||
Volume médio de venda diária (boe/dia) |
106.406 |
11.002 |
117.408 |
108.988 |
||
Desdobramento do volume médio de venda diária (boe/dia) |
||||||
Venda de petróleo e gás |
98.507 |
11.002 |
109.509 |
106.643 |
||
Venda de petróleo bruto para comercialização |
7.899 |
- |
7.899 |
2.345 |
||
Total do volume médio de venda diária |
106.406 |
11.002 |
117.408 |
108.988 |
||
(1) Veja mais detalhes no quadro "Movimentos de inventário", seção 4 da MD&A. |
||||||
A seguir, são apresentados os netbacks operacionais para os trimestres encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas, juntamente com netbacks segmentados do primeiro trimestre, podem ser encontradas na MD&A):
Petróleo bruto e gás combinados (boe) |
Três meses encerrados em 30 de junho |
||||||
2012 |
2012 |
2012 |
2011 |
||||
Petróleo |
Gás |
Combinado |
Combinado |
||||
Volume médio de venda diária (boe/dia)(1) |
98.507 |
11.002 |
109.509 |
106.643 |
|||
Netback operacional ($/boe) |
|||||||
Preço de venda do petróleo bruto e do gás natural |
101,26 |
41,99 |
95,30 |
96,19 |
|||
Custo de produção dos barris vendidos(2) |
8,13 |
5,16 |
7,84 |
5,29 |
|||
Transporte (caminhões e dutos)(3) |
13,09 |
0,70 |
11,84 |
11,34 |
|||
Custo dos diluentes(4) |
11,07 |
- |
9,95 |
15,05 |
|||
Outros custos(5) |
3,95 |
2,48 |
3,80 |
1,24 |
|||
Overlift/Underlift(6) |
(1,34) |
(0,51) |
(1,25) |
1,32 |
|||
Netback operacional de petróleo bruto e gás ($/boe) |
66,36 |
34,16 |
63,12 |
61,95 |
|||
Comercialização de petróleo bruto |
Três meses encerrados em 30 de junho |
||||||
2012 |
2011 |
||||||
Volume médio de venda diária (boe/dia) |
7.899 |
2.345 |
|||||
Netback operacional ($/boe) |
|||||||
Petróleo bruto comercializado |
119,85 |
112,84 |
|||||
Custo das compras de petróleo bruto comercializado(7) |
116,86 |
109,67 |
|||||
Netback operacional da comercialização de petróleo bruto ($/boe) |
2,99 |
3,17 |
|||||
(1) |
Dados do netback operacional combinado baseados no volume médio ponderado de vendas diárias, que inclui os diluentes necessários para aprimorar a mistura da Rubiales. |
||||||
(2) |
O custo de produção inclui principalmente os custos de exploração (lifting) e outros custos de produção como pessoal, energia, consumo de combustível, segurança, seguro e outros. O aumento dos custos se deve principalmente ao aumento no consumo de energia e combustível comparado ao período anterior de 2011 para o petróleo. O aumento no custo do gás se deve principalmente ao desenvolvimento de intervenções (workovers) nos campos La Creciente e Guaduas. |
||||||
(3) |
Inclui os custos de transporte de petróleo bruto e gás através de dutos e caminhões-tanque, incorridos pela empresa para levar os produtos até o ponto de entrega para os clientes. |
||||||
(4) |
Os custos dos diluentes para o segundo trimestre de 2012 foram menores comparados ao mesmo período de 2011, principalmente devido a uma proporção de mistura significativamente menor necessária para aprimorar o petróleo bruto API de 12,5o. Estima-se o custo líquido da mistura em US$ 3,83 por bbl de petróleo bruto da Rubiales (US$ 2,94 por bbl no segundo trimestre de 2011), conforme indicado no quadro abaixo: |
||||||
Custo líquido ajustado de diluentes |
Três meses encerrados em 30 de junho |
|||||
2012 |
2011 |
|||||
Preço médio de compra de diluentes |
119,41 |
106,70 |
||||
Taxas do duto |
11,70 |
7,76 |
||||
Preço médio de venda da mistura da Rubiales |
102,50 |
102,19 |
||||
Custo líquido do diluente por barril |
28,61 |
12,27 |
||||
Proporção média da mistura |
13,38% |
24% |
||||
Custo líquido da mistura |
3,83 |
2,94 |
||||
(5) |
Outros custos correspondem principalmente a royalties da produção de gás, manutenção de estradas externas no campo Rubiales, flutuação do estoque, custo de armazenagem 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 valor de US$ 12,5 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de US$ 1,25/boe conforme explicado em "Discussão dos Resultados Financeiros do Primeiro Trimestre de 2012 -- Posição Financeira -- Custos Operacionais", seção 7 da MD&A. |
|||||
(7) |
O aumento dos custos de comercialização durante o segundo trimestre de 2012 com relação ao mesmo período de 2011 está alinhado com o aumento geral do preço do WTI. |
|||||
Resumo da produção
A empresa produz petróleo bruto e gás natural em vários campos diferentes, dos quais 98% localizam-se na Colômbia. A empresa opera a maior parte da sua produção. A produção líquida média após royalties durante o trimestre encerrado em 30 de junho de 2012 foi de 92.611 boe/d, incluindo 1.740 bbl/d* atribuídos à recente aquisição no Peru, 3% maior que o mesmo período de 2011.
A seguir, será apresentada a produção média dos principais campos produtores da empresa para os três meses encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):
Produção média no 2o trimestre (em boe/d) |
||||||||||
Produção total do campo |
Participação antes de royalties(1) |
Participação líquida após royalties |
||||||||
Campos produtores - Colômbia |
2o T. 2012 |
2o T. 2011 |
2o T. 2012 |
2o T. 2011 |
2o T. 2012 |
2o T. 2011 |
||||
Rubiales / Piriri |
171.226 |
169.232 |
71.607 |
69.955 |
57.286 |
55.964 |
||||
Quifa(2) |
44.542 |
36.010 |
26.584 |
21.487 |
20.826 |
19.698 |
||||
La Creciente(3) |
11.085 |
10.674 |
10.901 |
10.449 |
10.898 |
10.447 |
||||
Abanico |
1.721 |
2.286 |
492 |
673 |
472 |
646 |
||||
Rio Ceibas |
- |
1.778 |
- |
480 |
- |
384 |
||||
Dindal / Rio Seco |
983 |
1.376 |
635 |
755 |
524 |
627 |
||||
Outros campos produtores(4) |
2.688 |
540 |
1.173 |
342 |
865 |
326 |
||||
Produção total - Colômbia |
232.245 |
221.896 |
111.392 |
104.141 |
90.871 |
88.092 |
||||
Campos produtores - Peru (ver nota abaixo) |
||||||||||
Bloco Z-1(5) |
3.551 |
- |
1.740 |
- |
1.740 |
- |
||||
Produção total - Peru |
3.551 |
- |
1.740 |
- |
1.740 |
- |
||||
Produção total Colômbia e Peru |
235.796 |
221.896 |
113.132 |
104.141 |
92.611 |
88.092 |
||||
(1) |
A participação antes de royalties é líquida após deduzir o consumo interno no campo. |
|||||||||
(2) |
Inclui o campo Quifa SW e a produção inicial dos prospectos Quifa Norte. A participação da empresa antes de royalties no campo Quifa SW é 60% e diminui de acordo com uma cláusula de preços que confere a produção adicional à Ecopetrol. |
|||||||||
(3) |
Os royalties sobre a produção de gás no campo 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 La Creciente. |
|||||||||
(4) |
Outros campos produtores correspondem a ativos produtores localizados nos blocos Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, Sabanero (a empresa possui uma participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., que possui indiretamente uma participação de 49,999% no bloco), e Buganviles. Sujeita à aprovação da ECP e ANH, a empresa renunciou à sua participação nos blocos Moriche, Las Quinchas, Guasimo e Chipalo. |
|||||||||
(5) |
O bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, que são operados pela BPZ, de quem a empresa adquiriu uma participação indivisa de 49% no dia 27 de abril de 2012. Quando a transação for concluída, a empresa ou qualquer de suas subsidiárias serão os gerentes de operações técnicas segundo um acordo de serviços operacionais. Os royalties aplicáveis no Peru são pagos em dinheiro e contabilizados como parte do custo de produção. |
|||||||||
(6) |
O termo "boe" é usado neste MD&A. O boe pode levar a enganos, principalmente se for usado de forma isolada. Uma taxa de conversão do boe de pés cúbicos para barris baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça do poço. Neste MD&A, expressamos o boe utilizando o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl exigido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia. |
|||||||||
Detalhes sobre a conferência telefônica do segundo trimestre
A empresa programou uma conferência telefônica para investidores e analistas para quinta-feira, 9 de agosto às 8h (horário de Bogotá) / 9h (horário de Toronto) / 10h (horário do Rio de Janeiro) para discutir os resultados da empresa no segundo trimestre. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar utilizando os números de acesso da seguinte forma (antes da conferência, será publicada uma apresentação no website da empresa em: www.pacificrubiales.com):
Número do participante (Internacional/Local): |
(647) 427-7450 |
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A conferência telefônica será transmitida pela internet e pode ser acessada através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Uma reprise da conferência estará disponível até as 23h59m (horário de Toronto) do dia 23 de agosto de 2012, e poderá ser acessada da seguinte forma:
Número de acesso gratuito para a reprise: |
1-855-859-2056 |
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A Pacific Rubiales, empresa canadense e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, é proprietária de 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo colombiana que opera os campos de petróleo de Rubiales, Piriri e Quifa na bacia de Llanos, em associação com a Ecopetrol, S.A., a empresa nacional de petróleo da Colômbia, e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente. A empresa se enfoca em identificar oportunidades principalmente no leste da bacia de Llanos na Colômbia, bem como em outras áreas da Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales possui participação em 43 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na bolsa de valores de Toronto e na bolsa de valores da Colômbia e como recibos de depósitos brasileiros na Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos ticker PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Avisos
Nota de advertência sobre declarações prospectivas
Este comunicado de imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações que não sejam declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos em que a empresa acredita, espera ou prevê, irão ou poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitações, declarações relativas a estimativas e/ou suposições a respeito da produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de recursos e reservas, recursos e reservas potenciais e a exploração da empresa, bem como seus planos de desenvolvimento e objetivos) são declarações prospectivas. Essas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa com base em informações disponíveis atualmente para a empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a uma variedade de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam substancialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e mesmo que tais resultados reais sejam realizados ou substancialmente realizados, não há garantia de que terão as consequências ou efeitos esperados para a empresa. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou eventos sejam substancialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza de estimativas de custos de capital e operacional, estimativas de produção e retorno econômico estimado, a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e suposições, falha ao estabelecer os recursos ou reservas estimados, flutuações no preço do petróleo e na taxa de câmbio de moedas, inflação, mudanças no mercado de ações, desenvolvimentos políticos da Colômbia, Guatemala ou Peru, mudanças nos regulamentos que afetam as atividades da empresa, incertezas relativas à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro, as incertezas envolvidas na interpretação de resultados de perfurações e outros dados geológicos, e os outros riscos especificados sob o título "Fatores de risco" e em qualquer outro lugar no formulário anual de informações da empresa, com data de 14 de março de 2012, arquivado no SEDAR em www.sedar.com. Todas as declarações prospectivas só são válidas a partir do dia em que são feitas e, exceto quando exigido por leis de valores mobiliários aplicáveis, a empresa não assume nenhuma intenção ou obrigação de atualizar quaisquer declarações prospectivas, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou em qualquer outro caso. Embora a empresa considere que as suposições contidas nas declarações prospectivas sejam razoáveis, essas declarações não são garantia de desempenho futuro e, dessa forma, não é recomendável depositar confiança excessiva em tais declarações devido à incerteza inerente.
Além disso, os níveis de produção relatados podem não corresponder às taxas de produção sustentável, e as futuras taxas de produção podem diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado de imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Produção média diária de petróleo - Bloco Z-1 Peru
A produção do Peru em referência no comunicado de imprensa 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 30 de junho de 2012, conforme um Acordo de Compra de Ações (Stock Purchase Agreement, SPA) 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 distribuídas às respectivas quotas de participação de cada sócio e, (ii) uma vez que as aprovações pelas autoridades competentes do Peru estejam asseguradas, a empresa deve receber uma participação de 49% na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1. Receitas e custos ainda não foram introduzidos nos resultados da empresa, com relação à produção do Bloco Z-1, porque seus pelos direitos ainda estão sujeitos à aprovação das autoridades competentes do Peru.
Produção média diária de petróleo - Bloco Z-1 Peru
A produção do Peru em referência no comunicado de imprensa 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 30 de junho de 2012, conforme um Acordo de Compra de Ações (Stock Purchase Agreement, SPA) 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 distribuídas às respectivas quotas de participação de cada sócio e, (ii) uma vez que as aprovações pelas autoridades competentes do Peru estejam asseguradas, a empresa deve receber uma participação de 49% na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1, em vigor desde 1o de janeiro de 2012. Receitas e custos ainda não foram introduzidos nos resultados financeiros da empresa, com relação à produção do Bloco Z-1, porque seus plenos direitos ainda estão sujeitos à aprovação das autoridades competentes do Peru.
Conversão do boe
O boe pode levar a enganos, principalmente se for utilizado de forma isolada. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. 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 equivalente de gás natural. |
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bbl |
Barril de petróleo. |
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bbl/d |
Barril de petróleo por dia. |
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boe |
Barril equivalente de petróleo. O boe pode levar a enganos, especialmente se utilizado de forma isolada. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. |
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boe/d |
Barril equivalente de petróleo por dia. |
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Mbbl |
Mil barris. |
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Mboe |
Mil barris de equivalente de petróleo. |
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MMbbl |
Milhões de barris. |
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MMboe |
Milhões de barris de equivalente de petróleo. |
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Mcf |
Mil pés cúbicos. |
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WTI |
Petróleo bruto West Texas Intermediate. |
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*Veja referência à "Produção média diária - Bloco Z-1 Peru" na seção de avisos deste comunicado de imprensa.
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior de relações com investidores
+1 (647) 295-3700
Javier A. Rodriguez Rubio
Gerente de relações com investidores
+57 (1) 511-2319
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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