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Toronto, Canadá, Jueves 14 de Agosto de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados correspondientes al trimestre finalizado el 30 de junio de 2014, en conjunto con su Informe de Gestión del mismo periodo. 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 neta del trimestre alcanzó la cifra récord de 149.118 bpe/d, un aumento del 17% en comparación con el mismo periodo de 2013 y ligeramente superior a la del periodo inmediatamente anterior.
• La producción bruta del trimestre fue de 178.736 bpe/d, un aumento del 15% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• La producción total de campo del trimestre fue de 320.078 bpe/d, un aumento del 3% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• El volumen de ventas durante el trimestre arrojó una cifra récord de 155.027 bpe/d, un aumento del 22% en comparación con el mismo periodo de 2013 y un aumento del 2% respecto al periodo inmediatamente anterior.
• El netback operativo combinado total del trimestre alcanzó la cifra de $$62,76//bpe, en comparación con los $60,54/bpe reportados en el mismo periodo del año anterior y los $63,80/ bpe del trimestre anterior, con márgenes que exceden el 66%. 


​​Información Financiera Destacada:

• El Flujo de Efectivo (flujo de fondos de las operaciones) para el trimestre registró la cifra récord de $532 millones, un aumento del 12% en comparación con el mismo trimestre de 2013 y el periodo anterior.
• Los ingresos del trimestre alcanzaron la cifra récord de $1.34 millardos, un aumento del 27% en comparación con el mismo periodo de 2013.
• El EBITDA ajustado durante el trimestre alcanzó una cifra récord de $722 millones, un aumento del 19% en comparación con el mismo periodo de 2013, lo cual representa un margen del 54% sobre el total de los ingresos del periodo.
• Las utilidades netas de las operaciones alcanzaron la cifra récord de $338 millones, un aumento del 24% en comparación con el mismo periodo de 2013 y un aumento del 2% en comparación con el periodo inmediatamente anterior.
• Las utilidades netas del trimestre fueron $229 millones, un aumento del 208% en comparación con el mismo periodo de 2013 y un aumento del 92% en comparación con el periodo anterior.

Información Adicional Destacada:

• La producción neta de crudo liviano y mediano representó el 33% de los volúmenes de producción durante este trimestre, un aumento del 15% en comparación con el segundo trimestre de 2013, lo cual resalta el éxito de nuestra estrategia de diversificación de la producción más allá del campo Rubiales.
• Durante el trimestre, la Compañía subscribió un acuerdo con el Fondo de Capital Privado Hidrocarburos de Colombia (“FIHC”) para adquirir el 40% restante de participación en el bloque Cubiro, efectivo a partir del 1 de abril de 2014, por $228 millones, más $21.93 por bbl de reservas 2P certificadas al final del año en los prospectos Copa E y Copa 6W. La transacción se cerró el 12 de agosto de 2014. La Compañía pagó un adelanto del 30% sobre el precio de compra a FIHC a la firma del acuerdo y el saldo restante se canceló al cierre de la transacción.
• En el área de exploración, se realizó un nuevo descubrimiento de petróleo liviano en el bloque Cubiro, el pozo actualmente produce 457 bbl/d.
• Durante el trimestre se concluyó el proyecto piloto STAR después de haber logrado exitosamente sus objetivos técnicos y operacionales. La Compañía y Ecopetrol están evaluando los resultados y las posibles aplicaciones de STAR en varios campos de petróleo pesado en Colombia.


Ronald Pantin, el Director Ejecutivo de la Compañía, comentó: 


“A pesar del desafío que representaron las condiciones operativas durante el trimestre, la Compañía se enorgullece de haber logrado cifras sin precedentes durante el segundo trimestre en todas las métricas operacionales y en la mayoría de las métricas financieras. En lo corrido del año, la Compañía ha generado más de $2,63 millardos en ingresos y $1,43 millardos en EBITDA ajustado.


“La producción neta de más de 149 Mbpe/d y volúmenes de ventas de 155 Mbpe/d son cifras récord para la Compañía y representan un crecimiento del 17% y del 22% respectivamente, en comparación con las cifras registradas durante el mismo periodo del año anterior. Esto se logró a pesar de la reducción continua, más allá de lo esperado, en los niveles de producción de campo Rubiales. La sequía que afectó las operaciones durante el primer trimestre cambió a condiciones invernales y de inundaciones durante el segundo trimestre, las cuales impactaron las operaciones en el campo Rubiales. Aunque estas condiciones climáticas anormales aún persisten, esperamos que mejoren durante la segunda mitad del año. 


“El desempeño financiero de la Compañía durante el trimestre también fue sólido, con los ingresos, el EBITDA ajustado, el flujo de fondos (flujo de efectivo), y las utilidades de las operaciones en niveles sin precedentes. Nuestro netback combinado en el trimestre fue de $62.76/bpe versus los $60.54/bpe registrados durante mismo periodo del año pasado y los $63.80/bpe reportados para el trimestre anterior, con un margen robusto del 66% sobre el precio realizado. Esto se logró a pesar de los costos adicionales de transporte asociados a las continuas interrupciones del Oleoducto Bicentenario, las cuales persistieron durante la mayor parte del trimestre. La Compañía continúa transportando de manera efectiva su producción por medio de medios alternos de transporte, evitando así cualquier interrupción en la producción, y demostrando la flexibilidad y fortalezas de nuestro modelo de negocios.


“Continuamos avanzando en la diversificación de nuestra producción más allá del campo Rubiales por medio de la combinación de adquisiciones estratégicas y el crecimiento orgánico. Nuestra producción de petróleo liviano durante el presente trimestre se ha incrementado aproximadamente a 50 Mbbl/d, es decir 26 veces más respecto a lo registrado hace tres años. Esperamos continuar con nuestro crecimiento en la producción de petróleo liviano proveniente de nuestros activos de exploración y desarrollo en Colombia y Perú.

“Un objetivo clave en el 2014 es el desarrollo de nuestros dos nuevos campos de petróleo pesado en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, localizados a lo largo de la franja de crudo pesado en Colombia, al sur y oeste de los campos productores de la Compañía, Rubiales y Quifa. Como se indicó anteriormente, estos bloques serán desarrollados rápidamente en fases durante los próximos cuatro a cinco años, de manera similar como se desarrollaron los campos Rubiales y Quifa. El incremento de la producción en los bloques CPE-6 y Rio Ariari depende de la disponibilidad de las facilidades para el manejo de grandes volúmenes de agua y petróleo. La primera fase de la construcción de las facilidades se encuentra retrasada en aproximadamente dos a tres meses como resultado de las condiciones anormalmente húmedas que se presentaron durante el segundo trimestre y, en menor escala, debido a algunos problemas de seguridad reportados en el Bloque Rio Ariari. Sin embargo, seguimos esperando que la producción en estos bloques aumente rápidamente durante la segunda mitad del año una vez se complete la construcción de las facilidades para el manejo de agua.

“La Compañía continua progresando en su tecnología de recobro mejorado de petróleo (STAR) diseñada para aumentar de manera significativa los factores de recobro en los muy particulares campos de petróleo pesado en Colombia. Bajo técnicas de flujo primario, tanto nosotros como otros productores estamos dejando sin extraer el 85% o más de los recursos de petróleo en el subsuelo. El aumento del factor de recobro y la extensión de la vida útil de los campos de petróleo pesado por medio del uso de tecnologías avanzadas implica un gran potencial de valor para Colombia. La tecnología STAR, patentada por la Compañía, ha sido demostrada exitosamente en un área de prueba piloto pequeña en el Campo Quifa SO, donde se logró doblar el factor de recuperación, según lo han certificado tres firmas independientes de ingeniería. Hemos presentado un plan a Ecopetrol, nuestro socio en los campos Quifa SO y Rubiales, para expandir STAR a una escala comercial. Esos planes están siendo examinados por un comité técnico conjunto.

“Continúan avanzando nuestros planes para México. Hemos establecido una oficina en ese país y estamos muy entusiasmados con lo que hemos visto respecto a oportunidades de exploración y desarrollo. La Compañía posee un conjunto de destrezas y conocimientos que puede ser aplicado a la explotación de crudo pesado en México, lo cual traerá beneficios tanto para Pacific Rubiales como para el país, en la medida que continuamos construyendo la principal Compañía de E&P enfocada en Latinoamérica.”

Resultados Financieros

¹ Los términos EBITDA ajustado, flujo de efectivo (flujo de fondos de las operaciones y utilidades netas ajustadas de las operaciones no son prescritos por las NIIF. Por favor referirse a Anuncio Precautorio y Reconciliaciones en el Informe de Gestión.


² Utilidades netas atribuibles a los titulares del capital accionario de la casa matriz


³ Las fluctuaciones en la tasa de cambio COP/USD pueden tener un impacto significativo en las utilidades netas de la Compañía, debido a la forma de la conversión de las divisas no realizada sobre los activos y pasivos financieros de la Compañía y los saldos de impuestos diferidos denominados en COP.

⁴ La Compañía utiliza la medición financiera EBITDA ajustado en este Informe de Gestión, mientras que en el pasado se utilizó el término EBITDA. Nuestro cálculo de esta medición no ha cambiado con respecto a los trimestres anteriores, pero la terminología ha cambiado, en cumplimiento de las directrices impartidas por la Comisión de Títulos Valores de Ontario

Producción

¹ Incluye el porcentaje de participación adicional del 40% en el bloque Cubiro adquirido a FIHC efectivo a partir del 1 de abril del 2014, según la transacción cerrada el 12 de agosto de 12, 2014, la cual produjo 3.626 bbl/d.


² Conversión estándar colombiana para gas natural de 5.7 Mcf: 1 bbl,
Información adicional sobre la producción se encuentra disponible en el Informe de Gestión.

Durante el segundo trimestre, la producción neta de la Compañía de 149.118 bpe/d aumentó 17% en comparación con el mismo periodo del año anterior, impulsado principalmente por el aumento en los volúmenes de producción de crudo liviano. La Compañía alcanzó niveles de producción récord a pesar de los menores volúmenes producidos en el campo Rubiales debido a las inesperadas y extraordinarias condiciones climáticas que han afectado las operaciones. Se espera que la producción en campo Rubiales regrese a los niveles planeados durante la segunda mitad del año, en la medida que las condiciones climáticas retornen a la normalidad.

La producción neta promedio de crudo liviano y mediano representó el 33% de los volúmenes de producción del trimestre, un aumento del 15% respecto a la cifra registrada en el segundo trimestre de 2013. Este aumento se debió primordialmente a la adquisición estratégica de producción de petróleo liviano en Colombia, el incremento de 9% en la producción promedio neta proveniente de los bloques Petrominerales Ltd., desde su adquisición a finales del año pasado, al igual que un aumento del 83% en la producción neta promedio de PetroMagdalena Energy Corp., adquisición realizada en el 2012. La Compañía espera que su producción de petróleo liviano aumente aún más en el 2014, principalmente como resultado de la perforación de desarrollo que se lleva a cabo actualmente en el bloque Z-1 costa afuera en el Perú.

Volúmenes de Producción y Ventas

¹ Incluye el porcentaje de participación adicional del 40% en el bloque Cubiro adquirido a FIHC efectivo a partir del 1 de abril del 2014, según la transacción cerrada el 12 de agosto de 12, 2014, la cual produjo 3.626 bbl/d.


² Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante el 2013 y 2014 relacionado con el laudo arbitral del PAP. A finales del primer trimestre del 2014 la Compañía había entregado la totalidad de los volúmenes pendientes de entrega al periodo anterior. Información adicional sobre los volúmenes de producción y ventas se encuentra disponible en el Informe de Gestión.

La Compañía produce y vende petróleo y gas natural. Igualmente compra líquidos y petróleo a terceros para propósitos comerciales y diluyentes para la mezcla de su producción de crudo pesado, los cuales se incluyen en el reporte de “volúmenes vendidos”. Los volúmenes de ventas se ven impactados por los movimientos relativos de los inventarios durante el ejercicio reportado. Tanto los ingresos como los costos se reconocen sobre los respectivos volúmenes vendidos durante el periodo.

La producción disponible para la venta del trimestre aumentó a 149.118 bpe/d en comparación con los 127.555 bpe/d registrados durante el mismo periodo de 2013 (un incremento del 17%), como resultado de los mayores volúmenes de producción. Los volúmenes de diluyente comprado se redujeron 59% 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 8.619 bbl/d de los 3.810 bbl/d un año atrás, mientras que los saldos de inventario del trimestre disminuyeron a 4.944 bpe/d de una acumulación de 5.781 bpe/d durante el periodo anterior y de 7.249 bpe/d un año atrás.

El total de volúmenes vendidos, consistentes de 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 155.027 bpe/d en el presente trimestre, en comparación con los 127.398 bpe/d registrados durante el mismo periodo del año anterior (un incremento del 22%).

Netback Operativo y Volúmenes de Ventas

Información adicional sobre costos y netback operativo se encuentra disponible en el Informe de Gestión

El netback operativo combinado aumentó a $62,76/bpe durante el segundo trimestre de 2014 de los $60,54/bpe reportados en el mismo periodo del año anterior, y disminuyó levemente en comparación con los $63,80/bpe reportados durante el periodo anterior. El margen del netback operativo combinado fue del 66% en comparación con el 67%, reportado en el mismo periodo del año anterior y el 68% registrado durante el periodo inmediatamente anterior.

Desde el 2013, la Compañía ha incursionado en varias iniciativas cuyo propósito es la reducción de los costos operativos. El costo del diluyente se ha reducido en $3,75/bpe en comparación con el mismo periodo de 2013, gracias a las adquisiciones selectivas de petróleo liviano, el cual ha sido utilizado para reemplazar diluyente más costoso comprado a terceros. Los costos de producción se han mantenido relativamente estables en $15,75/bpe en comparación con los $15,44 del segundo trimestre de 2013. Los costos de transporte se incrementaron en comparación con los registrados durante el segundo trimestre de 2013, como resultado del mayor volumen de petróleo transportado por carro tanque, debido a interrupción temporal de la operación del oleoducto Bicentenario. A pesar de esta interrupción de más de 40 Mbbl/d transportados a través del oleoducto Bicentenario, la Compañía mantuvo la producción de campo desviando los volúmenes de petróleo a otros oleoductos a través de la subscripción de acuerdos de corto plazo y la utilización de carro tanques. Los costos de transporte se mantuvieron en línea con los costos registrados durante el primer trimestre de 2014.

Durante el trimestre, la Compañía incurrió en el pago de $24,8 millones netos correspondientes a las tarifas “take-or-pay” del Oleoducto Bicentenario durante el periodo en el cual la capacidad no estaba disponible. La Compañía recibe dividendos de parte del oleoducto lo cual contribuye parcialmente a mitigar el impacto causado por las interrupciones. Este costo no fue incluido 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 segundo trimestre de 2104, nueve pozos fueron perforados en Colombia, incluyendo dos pozos de exploración, seis de evaluación y uno estratigráfico, los cuales dieron como resultado un nuevo descubrimiento en el bloque Cubiro (campo Copa) y la confirmación/delineación adicional de los descubrimientos Canaguey, Río Ariari y CPE–6. Información adicional se encuentra disponible en el Informe de Gestión.

Detalles de la Teleconferencia del Segundo Trimestre del 2014

La Compañía ha programado una teleconferencia para inversionistas y analistas para el jueves, 14 de agosto 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 durante el segundo trimestre de 2014. Entre los participantes se encuentran 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 puede acceder por medio de www.pacificrubiales.com.

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

La teleconferencia será transmitida vía internet, y a la cual se puede 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), agosto 28 de 2014, y a la cual se puede acceder marcando los siguientes números:

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 crudo y 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 2014 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 depender indebidamente de dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a las mismas.

Conversión Bpe

Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión 5.7 mcf: 1 Bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los valores estimados revelados en el presente comunicado de prensa no reflejan un valor justo de mercado. Los estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas e ingresos netos futuros de todas las propiedades, debido a los efectos de agregación.

Definiciones

Traducción

El presente comunicado de prensa fue preparado en inglés y posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, prevalecerá el contenido del documento en inglés.