Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados correspondientes al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2014, en conjunto con su Informe de Gestión del mismo periodo (“MD& A” por sus siglas en inglés). Estos documentos serán publicados en la página web de la Compañía www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, la página web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, y en la página web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las revelaciones financieras de la Compañía se expresan en dólares americanos a menos que se indique lo contrario.

Información Operacional Destacada:

• La producción total de campo reportada durante el trimestre fue 324.938 bpe/d, un aumento del 6% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• La participación antes de regalías durante el trimestre fue 178.188 bpe/d, un aumento del 16% respecto del mismo periodo de 2013.
• La producción neta del trimestre alcanzó un récord de 148.827 bpe/d, un aumento del 16% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• Los volúmenes vendidos durante el trimestre también registraron una cifra récord de 151.847 bpe/d, un aumento del 6% en comparación con el periodo anterior y con el mismo periodo del año pasado.
• Robusto aumento en el netback operativo combinado total a $63,80/bpe durante el trimestre en comparación con $59,43/bpe reportados en el trimestre anterior y $60,88/bpe del mismo periodo del año pasado, con márgenes que exceden el 68%.

Información Financiera Destacada:

• Los ingresos del trimestre alcanzaron la cifra récord de $1.3 $millardos, un aumento del 2% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• El EBITDA ajustado del trimestre también alcanzó una cifra récord de $708 millones, un aumento del 2% en comparación con el mismo periodo de 2013, representando un margen del 55% sobre los ingresos del ejercicio.
• El Flujo de Caja (flujo de fondos de las operaciones) para el trimestre fue $474 millones, en comparación con los $477 millones del cuarto trimestre y los $506 millones del primer trimestre de 2013.
• Durante el trimestre, la Compañía recompró en el mercado de valores aproximadamente 9.1 millones de acciones ordinarias, a un precio promedio de C$16.38 por acción, de conformidad con el programa de recompra de acciones previamente anunciado.

Información Adicional Destacada:


• En enero, la línea de transmisión eléctrica Petroeléctrica (“PEL”) inició operaciones, 
transmitiendo electricidad de menor costo a los Campos Rubiales y Quifa, al igual que al oleoducto ODL.
• El proyecto de irrigación Agrocascada, el cual reducirá los costos de disposición de agua en los campos Rubiales y Quifa, se encuentra dentro de lo programado para entrar en operación durante la segunda mitad del 2014, dependiendo de las licencias ambientales que están en proceso.
• El 22 de abril, la Compañía se reunió con Ecopetrol S.A (“Ecopetrol”) para analizar el estado del proyecto piloto STAR en el bloque Quifa. Como resultado de esta reunión, ambas compañías prepararán y presentarán conjuntamente un reporte técnico sobre el proyecto piloto a finales de mayo o principios de junio de 2014.
• En abril, la Compañía repagó el saldo total adeudado en su línea de crédito rotativo en dólares americanos de $400 millones, utilizando los recursos de la venta de su participación en el oleoducto Ocensa más efectivo en caja.
• Igualmente en abril, la Compañía cerró una nueva línea de crédito rotativo sindicado en dólares americanos por un monto de hasta $1.0 millardo, con fecha de vencimiento en 2017, la cual devenga una tasa de interés más baja y contiene acuerdos contractuales más favorables que los contenidos en la anterior línea de crédito. La nueva línea de crédito provee flexibilidad financiera adicional para los planes futuros. 


Ronald Pantin, Director Ejecutivo de la Compañía, comentó:

“Los resultados operacionales y resultados financieros fueron sólidos; los ingresos, el EBITDA ajustado, la producción neta y los volúmenes de venta alcanzaron niveles récord, a pesar de los retos operacionales temporales que experimentamos durante el trimestre, por causas fuera del control de la Compañía.

“La producción neta de 149 Mboe/d fue un récord para la Compañía y se encuentra en línea con el rango meta de producción establecido para el año, representando un aumento del 16% en comparación con el mismo periodo del año pasado. La producción del Campo Rubiales disminuyó levemente durante el trimestre debido a restricciones temporales sobre la disposición de agua como resultado de las condiciones climáticas, pero la producción está regresando a sus niveles normales en el segundo trimestre en la medida que termina la temporada seca. Nuestro netback combinado también reportó un aumento robusto durante el trimestre a $63,80/bpe en comparación con los $59,43/bpe reportados durante el cuarto trimestre de 2013 y los $60,88/bpe registrados durante el mismo periodo de 2013; lo anterior a pesar de los costos adicionales asociados a la falta de disponibilidad del oleoducto Bicentenario desde mediados de febrero, como resultado de problemas de seguridad. Sin embargo, la Compañía fue capaz de transportar su producción utilizando otros medios de transporte, evitando cualquier interrupción de las ventas, aunque con un leve aumento en los costos.

“Uno de nuestros principales objetivos en 2014 es el desarrollo de dos nuevos campos de crudo pesado, en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, localizados en la franja de crudo pesado en Colombia, al sur y oeste de los campos productores de la Compañía, Rubiales y Quifa. El desarrollo de ambos bloques se realizará en etapas, de la misma manera como se desarrollaron los campos Rubiales y Quifa durante los últimos cinco años. La Compañía cuenta con un historial operativo exitoso en el desarrollo de campos de crudo pesado en Colombia, al haber alcanzado una producción total de campo por encima de 200 Mbbl/d en el Campo Rubiales en un periodo de cinco años y 55 Mbbl/d en el Campo Quifa SO en un periodo de tres años. Hemos iniciado la primera etapa de la construcción de facilidades en los bloques CPE-6 y Rio Ariari y ésta continuará durante el año. 
“Respecto a otros proyectos importantes, a principios del trimestre, la línea de transmisión eléctrica PEL, 100% propiedad de la Compañía, inició las operaciones de transmisión de energía de menor costo al Campo Rubiales, y actualmente se encuentran en construcción las subestaciones que proveerán energía al Campo Quifa SO y al Oleoducto ODL. En el futuro, esta línea también suministrará electricidad al Bloque CPE-6, actualmente en desarrollo.

“Se espera que el proyecto de irrigación de agua Agrocascada entre en operación durante la segunda mitad de 2014, lo cual proveerá una capacidad adicional de un millón de barriles diarios de agua de producción proveniente de los campos Rubiales y Quifa SO de la Compañía, a un menor costo incremental respecto a los métodos actuales, mitigando las restricciones a la producción de petróleo resultantes del incremento en la producción de agua, y extendiendo la vida económica de los campos. Este importante proyecto no sólo significa valor económico para la Compañía, sino compartir este valor con las comunidades circundantes mediante la creación de nuevos puestos de trabajo.

“La Compañía presentó un plan a Ecopetrol, su socio en los campos Rubiales y Quifa SO, para expandir el actual proyecto piloto del Campo Quifa SO, convirtiendo plataformas adyacentes a STAR. Esta propuesta se está analizando actualmente por un comité técnico conjunto. Vemos STAR como un proyecto importante para el futuro de la producción de petróleo en Colombia, aumentando los factores de recobro y extenderá la vida de los campos de crudo pesado.

“Durante el trimestre la Compañía perfeccionó la anunciada venta de su participación del 5% en el Oleoducto Ocensa, adquirido como parte de la compra de Petrominerales Ltd., manteniendo los derechos de capacidad de transporte en el oleoducto a través de la suscripción de contratos a largo plazo. Adicionalmente, continuamos avanzando en la venta de otros activos del Midstream bajo acuerdos similares. Actualmente, mantenemos un mandato no vinculante con International Finance Corporation para la adquisición de hasta un 40% de Pacific Midstream Holding Corp., la cual administra los intereses de la Compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario y la línea de transmisión eléctrica PEL. El producto de la venta de estas participaciones, la cual se espera durante la segunda mitad del año, estará disponible para la reducción adicional de la deuda y/o para inversiones en la actividad de E&P.

“En abril, los recursos obtenidos con la venta del interés en el Oleoducto Ocensa fueron utilizados para repagar deuda, reduciendo la deuda total de la Compañía en $400 millones. También en abril, la Compañía cerró satisfactoriamente una línea de crédito rotativo sindicada por $1.0 millardo. Esta facilidad remplaza las dos líneas pre-existentes (que totalizaban aproximadamente $700 millones), y que ahora se encuentran canceladas. El respaldo que hemos recibido de la comunidad bancaria internacional en estas transacciones crediticias demuestra su confianza en Pacific Rubiales, en su estrategia de negocio y en sus prospectos futuros, incluyendo Brasil y México. Fuera de Brasil y México, esta nueva línea de crédito rotativo es la más grande facilidad de crédito sindicada no garantizada obtenida por una compañía de petróleo y gas independiente en Latinoamérica. Hemos asegurado liquidez adicional con mejores condiciones financieras, permitiéndonos aumentar la flexibilidad operativa para ejecutar nuestros planes de crecimiento de largo plazo.

“La Compañía busca balancear su crecimiento con el retorno a sus accionistas. Durante el trimestre pagamos dividendos del orden de 52 millones (U.S.$0.165/ acción) y recompramos 9.1 millones de acciones por un monto total de $134 millones (aproximadamente C$16.38 por acción). Desde el inicio del programa de recompra de acciones en el mes de diciembre de 2013, la Compañía ha adquirido aproximadamente 11.1 millones de acciones para cancelación. Consideramos que esta recompra de acciones representa un atractivo y positivo uso del capital.”

Resultados Financieros

Durante el primer trimestre, la producción neta de la Compañía de 148.827 bpe/d representó un incremento del 16% en comparación con el mismo periodo del año anterior, impulsado principalmente por el aumento en los volúmenes de producción de crudo liviano. La producción total de petróleo del trimestre fue impactada por menores volúmenes producidos en el Campo Rubiales debido a las restricciones temporales de disposición de agua como resultado de las condiciones climáticas. Se espera que la producción regrese a los niveles normales en el segundo trimestre en la medida que la temporada seca en el área se termine.

La producción neta de crudo liviano se incrementó en más del doble a aproximadamente 44 Mbbl/d en comparación con los 16 Mbbl/d registrados durante el año anterior, primordialmente como resultado de los activos de PetroMagdalena Energy Corp., C&C Energia Ltd.y Petrominerales Ltd., adquiridos en julio 2012, diciembre 2012 y noviembre 2013, respectivamente, y el crecimiento resultante de los éxitos en exploración y desarrollo que se han presentado hasta el momento en estos activos. La Compañía anticipa que su producción de crudo liviano aumentará aún más en 2014, principalmente como resultado de la perforación de desarrollo que se realiza lleva a cabo actualmente en el Bloque Z-1 costa afuera en Perú.

Volúmenes de Producción y Ventas

La Compañía produce y vende petróleo y gas natural. Igualmente compra líquidos y petróleo a terceros para ser utilizados como diluentes en la mezcla de su producción de petróleo pesado y para comercialización, los cuales se incluyen en el reporte de “volúmenes vendidos”. Los volúmenes de ventas también son impactados por los movimientos relativos de los inventarios durante el ejercicio reportado. Tanto los ingresos como los costos se reconocen sobre la base de volúmenes vendidos durante el periodo.

La producción disponible para la venta del trimestre aumentó a 148.827 bpe/d en comparación con los 127.889 bpe/d en el mismo periodo de 2013 (un incremento del 16%), como resultado de los mayores volúmenes provenientes de los campos productores. Los volúmenes de diluente comprado se redujeron en un 67% en comparación con el mismo periodo de 2013, como resultado del reemplazo del diluente comprado a terceros con crudo liviano producido por la Compañía. Los volúmenes de petróleo para comercialización (“OFT” siglas en inglés) del trimestre aumentaron a 10.586 bbl/d de los 3.895 bbl/d registrados hace un año, mientras que los saldos de inventario del trimestre reversaron a una construcción de 5.781 bpe/d frente al retiro de 9.854 bpe/d durante el periodo anterior y al retiro de 2.259 bpe/d reportado durante el mismo periodo hace un año. Aproximadamente 95% de los 5.781 bpe/d de inventario construido en el trimestre se relaciona con un embarque de crudo que estaba siendo cargado a finales del trimestre.

El total de los volúmenes vendidos, comprendidos por los volúmenes de producción disponibles para la venta, los volúmenes de diluente comprado, los volúmenes OFT y los cambios en los saldos de inventario, aumentaron a 151.847 bpe/d en el presente trimestre de 143.650 bpe/d en el mismo periodo del año anterior (un incremento del 6%). Los volúmenes vendidos durante el trimestre fueron impactados por los 5.0 Mbbl/d entregados a Ecopetrol como resultado del laudo arbitral del PAP. Al cierre del primer trimestre del 2014, la Compañía entregó la totalidad de los volúmenes del PAP pendientes de entrega en el periodo anterior.

Netback Operativo y Volúmenes de Ventas

Los costos operativos del primer trimestre fueron impactados por factores temporales fuera del control de la Compañía, que ocasionaron los siguientes impactos en comparación con el periodo anterior:

1) Costos de producción – aumentaron en $1,59/bpe, reflejando los menores volúmenes de petróleo producidos en el Campo Rubiales debido a las restricciones a la disposición de agua en el campo.

2) Costos de transporte – aumentaron aproximadamente en $1,62/bpe, como resultado de una interrupción temporal en el Oleoducto Bicentenario.

Los aumentos en los costos de producción y transporte fueron mitigados en su totalidad gracias al aumento del 3% en los precios de realización combinados y al impacto neto positivo de los movimientos de inventario. Los costos operativos combinados totales (incluyendo el overlift y otros costos) fueron $29,58/bpe, un descenso de $1,65/bpe en comparación con el cuarto trimestre de 2013 y una reducción de $6,68/bpe en comparación con el primer trimestre de 2013. Esta reducción de costos resalta el impacto de las iniciativas de optimización de costos que la Compañía ha venido implementando.

El netback operativo combinado aumentó a $63.80 /bpe durante el primer trimestre de 2014 de $59.43/bpe en el cuarto trimestre de 2013 y $60.88/bpe en el mismo periodo de 2013. Los márgenes del netback operativo combinado aumentaron al 68%, del 66% en el periodo inmediatamente anterior, y del 63% en el mismo periodo del año anterior. El netback promedio del petróleo fue $66.98/bbl durante el trimestre, también superior a los $62.31/bbl del cuarto trimestre de 2013 y a los $63.34/bbl del primer trimestre de 2013. La Compañía reporta por separado el netback del OFT el cual fue $1.19/bbl en el primer trimestre de 2014, en comparación con $3.69/bbl del mismo periodo de 2013. El netback de las actividades de OFT durante el primer trimestre de 2014 fue menor que en el 2013, principalmente debido a un aumento en el costo de las compras en relación con el precio de venta. El Informe de Gestión de la Compañía presenta detalles adicionales respecto a las actividades del OFT.

Durante el trimestre, la Compañía pagó $29 millones correspondientes a los contratos “take-or-pay” suscritos con el oleoducto Bicentenario durante el periodo en el cual la capacidad no estuvo disponible. Este costo no se incluyó en el cálculo del netback ya que el oleoducto no estaba operacional y la naturaleza del costo es temporal.

Actualización de las Actividades de Exploración

Durante el primer trimestre de 2104, un total de 16 pozos exploratorios fueron perforados en Colombia, incluyendo ocho pozos de exploración y ocho pozos de avanzada, los cuales dieron como resultado dos nuevos descubrimientos de crudo liviano en los bloques Guatiquia y Canaguaro.

Durante el trimestre la Compañía continuó avanzando en los planes de desarrollo de los bloques CPE-6 y Rio Ariari, con seis pozos de avanzada perforados en el Bloque CPE-6 y un pozo de avanzada en el Bloque Rio Ariari. Cuatro pozos en el Bloque CPE-6 en pruebas extensas de producción promediaron aproximadamente 600 bbl/d de producción total bruta a finales del trimestre. Adicionalmente, se realizaron dos nuevas entradas a pozos estratigráficos previamente perforados, se perforó un pozo de inyección de agua y un pozo de avanzada adicional está siendo perforado actualmente. Detalles adicionales de las actividades de exploración se encuentran disponibles en el Informe de Gestión de la Compañía del primer trimestre de 2014.

Detalles de la Teleconferencia del Primer Trimestre de 2014

La Compañía ha programado una teleconferencia para inversionistas y analistas para el jueves, 8 de mayo de 2014, a las 8:00 a.m. (Bogotá) 9:00 a.m. (Toronto) y 10:00 a.m. (Rio de Janeiro), cuyo propósito es discutir los resultados de la Compañía del primer trimestre de 2014. Entre los participantes se encontrarán Ronald Pantin, Director Ejecutivo; José Francisco Arata, Presidente; y un selecto grupo de altos ejecutivos.

La teleconferencia en vivo será llevada a cabo en inglés y con traducción simultánea al español. Se publicará una presentación en la página web de la Compañía con anterioridad al inicio de la teleconferencia, a la cual se podrá acceder en www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas en inversionistas interesados a participar utilizando los siguientes números telefónicos:

Número para Participante (Internacional/Local): (647) 427-7450
Número para Participante (Llamada Gratuita Colombia): 01-800-518-0661 Número para Participante (Llamada Gratuita Norteamérica): (888) 231-8191 Identificación de la Conferencia (Participantes en inglés): 23085279 Identificación de la Conferencia (Participantes en español): 23129243

La teleconferencia será transmitida vía internet, a la cual se podrá acceder por medio del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

La repetición de la teleconferencia estará disponible hasta las 23:59 (hora de Toronto), del 22 de mayo de 2014, marcando los siguientes números:

Repetición Número para Llamada Gratuita:
Número Local:
No. Identificación de la Repetición (Participantes en inglés): No. Identificación de la Repetición (Participantes en español):

1-855-859-2056 (416)-849-0833 23085279 23129243

Pacific Rubiales, es una compañía canadiense productora de gas natural y crudo, dueña del 100% de Meta Petroleum Corp., la operadora de los campos de crudo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca de Los Llanos, y de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., la operadora del campo de gas natural La Creciente en el área noroeste de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd., dueña de activos de crudo liviano y pesado en Colombia y activos de gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., dueña de activos de crudo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energía Ltd., la cual a su vez es dueña de activos de crudo liviano en la Cuenca de Los Llanos. Además, la Compañía posee un portafolio de activos diversificado más allá de Colombia, que incluye activos productores y de exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto, en la Bolsa de Valores de Colombia, y como Brazilian Depository Receipts en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo los símbolos de cotización PRE, PREC, y PREB respectivamente.

Avisos

Anotación Cautelar Relacionada con las Declaraciones Con Miras al Futuro

El presente comunicado de prensa contiene declaraciones con miras al futuro. Cualquier declaración, diferente a aquellas de hechos históricos, que haga referencia a actividades, eventos o acontecimientos que la compañía cree, espera o anticipa que sucederán o podrían suceder en el futuro (incluyendo, sin limitarse a ello, declaraciones referentes a estimativos y/o suposiciones con respecto a la producción, ingreso, flujo de caja y costos, estimativos de reservas y recursos, reservas y recursos potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo) son declaraciones con miras al futuro. Estas declaraciones con miras al futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía con base en la información actualmente disponible a la Compañía. Las declaraciones con miras al futuro están sujetas a un número de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados actuales de la Compañía difieran de manera sustancial de aquellos discutidos en las declaraciones con miras al futuro, e incluso, aún sí dichos resultados actuales se materializan completamente o se materializan en buena medida, no se puede garantizar que estos tengan las consecuencias o efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que pueden hacer que los resultados o eventos reales sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros, los siguientes: incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias actuales difieran de los estimados y suposiciones; imposibilidad de establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y en las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en la regulación que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiamiento que se requieran en un futuro; la incertidumbre inherente a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo el título “Factores de Riesgo” y en el Formulario Anual de Información de fecha 13 de marzo de 2013, radicado en SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración con miras al futuro se aplica solo a partir de la fecha en la cual se realizó, y salvo que así lo requieran las leyes aplicables de valores, la Compañía rechaza cualquier intención u obligación de actualizar cualquier declaración con miras al 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 a las declaraciones con miras al futuro son razonables, dichas declaraciones con miras al futuro no son una garantía de desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pueden diferir sustancialmente de las tasa de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores posibles dificultades e interrupciones que afectan la producción de hidrocarburos.

Conversión Bpe

El término “bpe” se utiliza es este comunicado de presa. El bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. Una conversión bpe 5.7 Mcf: 1 bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo.

Todas las reservas de gas natural de la Compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros Bloques en Colombia, como también en el campo Piedra Redonda en el Bloque Z-1 en Perú. Para todas las reservas de gas en Colombia, bpe han sido expresados usando la conversión estándar colombiana de 5.7 Mcf: 1 bbl, requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Para todas las reservas de gas natural en Perú, bpe han sido expresados usando la conversión estándar utilizada en el Canadá de 6.0 Mcf:1 bbl. Si la conversión estándar de 6.0 Mcf:1 bbl fuera usada para todas las reservas de gas natural de la Compañía, esto debería resultar en una reducción en las reservas 1P y 2P de aproximadamente 4,.9 y 6,.9 MMbpe, respectivamente

Definiciones