Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) presentó hoy una actualización operacional de sus resultados operacionales correspondientes al primer trimestre de 2014, la cual incluye estimados de producción y volúmenes de venta, precios obtenidos, y netbacks operativos, tal y como se resume a continuación:

Note: todos los montos en el presente comunicado de prensa están expresados en US$ salvo que se indique otra moneda.

Resultados del Primer Trimestre de 2014

La Compañía espera que su producción neta total del trimestre esté en el rango de 147 - 149 Mbpe/d, un aumento de aproximadamente 16% comparado con el mismo periodo hace un año. La producción total fue impactada por los menores volúmenes producidos en el Campo Rubiales como resultado de dos factores:

1) Restricciones para la disposición de agua de superficie debido a la actual sequía en Colombia; e

2) Inversiones de capital de instalaciones de tratamiento de agua menores a las esperadas, en razón de negociaciones en curso con Ecopetrol S.A. (“Ecopetrol”), relacionadas con los porcentajes de participación en la inversión de capital con miras al vencimiento del contrato en el 2016.

La menor producción en el Campo Rubiales se vio compensada por los volúmenes provenientes de los activos adquiridos de Petrominerales Ltd. los cuales produjeron en línea con la producción reportada en el cuarto trimestre de 2013 (aproximadamente 24 a 25 Mbbl/d neto). La Compañía espera que su producción total aumente durante el año y continua encaminada para lograr sus expectativas de producción promedio neta de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d del 2014, un aumento del 15 al 25% por encima de sus niveles de producción del 2013.

La Compañía reporta sus volúmenes de venta consistentes en volúmenes producidos, más volúmenes de diluyentes adquiridos (mezclados con su producción de crudo pesado para formar una mezcla para la venta), más volúmenes de crudo para comercialización (“OFT”), más/menos ajustes de inventarios para la venta. Los volúmenes de venta pueden variar de manera importante de un trimestre a otro como consecuencia de los volúmenes fluctuantes de diluyente y OFT, y las variaciones importantes en los inventarios de crudo relacionadas con el momento exacto en que se realizan los embarques para exportación.

La Compañía estima que sus volúmenes de venta en el primer trimestre estarán en un rango de 151 a 153 Mbpe/d. Dichos volúmenes no incluyen aproximadamente 450 Mbbl (5 Mbbl/d) de crudo correspondiente a volúmenes acumulados PAP para periodos anteriores. Tal y como se anunció anteriormente, estos volúmenes son el resultado del el acuerdo entre la Compañía y Ecopetrol, mediante el cual, la Compañía comenzó a de entregar los volúmenes PAP de periodos anteriores asociados con la decisión del arbitramiento de Quifa SO anunciada el año pasado, „en especie‟. Para finales del primer trimestre de 2014, la Compañía completó la entrega de los volúmenes PAP pendientes a Ecopetrol.

La Compañía estima que sus volúmenes OFT en el primer trimestre estarán en un rango de 10 a 11 Mbbl/d (3.4 Mbbl/d en el cuarto trimestre 2013). El negocio OFT es de naturaleza de oportunidad, y por lo tanto los volúmenes pueden variar de manera importante de un trimestre a otro. La Compañía espera que los costos de diluyente en el primer trimestre se mantengan en los mismos niveles que el trimestre anterior.

La Compañía estima que los precios obtenidos de crudo en el primer trimestre estarán en el rango de $98 a $100/bbl, aproximadamente 3% más alto que en el trimestre anterior reflejando un aumento del WTI de $96,42/bbl en el cuarto trimestre de 2013 a $97,90/bbl en el primer trimestre de 2014. La mayoría de la producción de crudo de la Compañía en Colombia y Perú se exporta a precios referenciados a los precios de crudo internacionales. Se espera que los precios obtenidos combinados estén en el rango de $92 y $94/bpe.

Los costos operativos totales tuvieron un incremento durante el trimestre, debido a factores fuera del control de la Compañía, e impulsados por lo siguiente:

1) Costos de producción – aumentaron de $1,50 a $2,50 bbl aproximadamente reflejando los menores volúmenes de crudo producidos en el Campo Rubiales.

2) Costos de transporte – aumentaron de $2,00 a $2,50 bbl aproximadamente como resultado del uso de transporte adicional por camiones luego de los ataques terroristas que afectaron al oleoducto Bicentenario.

3) Tarifas del Bicentenario pagadas durante eventos de fuerza mayor – Los ataques terroristas al oleoducto Bicentenario generaron la pérdida temporal de aproximadamente 47 Mbbl/d de la capacidad de transporte de la Compañía a partir de mediados de febrero. Se prevee que las tarifas pagadas durante los eventos de fuerza mayor generen un costo adicional de $2,00 a $2,50/bbl.

Con el aumento del 3% en los precios obtenidos, se logró mitigar el aumento de los costos operativos y como resultado de lo anterior, los netbacks operativos combinados de la Compañía para el trimestre permanecieron en línea con los del trimestre anterior, con márgenes que excedieron un 60%. No obstante los ataques contra el oleoducto, la Compañía no tuvo interrupciones en su producción, lo que destaca la flexibilidad de su modelo de negocio y las múltiples alternativas de transporte que tiene a su disposición.

La Compañía calcula sus netbacks operativos para ingresos y costos con base en sus volúmenes de ventas totales, en lugar de volúmenes producidos. Los costos operativos totales se reportan como una combinación de: producción, costos de transporte y diluyente, más otros costos y costos overlift/underlift. Los dos últimos (otros costos y costos overlift/underlift) están principalmente relacionados con movimientos de inventario en almacenamiento y del despacho de embarques y pueden en consecuencia impactar de manera importante los costos totales ya sea de forma positiva o negativa, en cualquier trimestre.TEST