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Toronto, Canadá, quinta-feira, 14 de agosto de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TXS: PRE BVC: PREC BOVESPA: PREB) anunciou hoje seus resultados financeiros consolidados do segundo trimestre, encerrado em 30 de junho de 2014, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (Management Discussion and Analysis) (“MD&A”). Estes documentos serão divulgados no site da Companhia, www.pacificrubiales.com, no site do SEDAR, www.sedar.com, no site da SIMEV, www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, e no site da BOVESPA, www.bmfbovespa.com.br/. Todos os valores desse comunicado à imprensa e das divulgações financeiras da Companhia estão em US$, a menos que expressamente declarado de forma contrária.

Destaques Operacionais:

• A produção líquida no trimestre foi de 149.118 boe/d, um aumento de 17% se comparado ao mesmo período do ano de 2013 e ligeiramente maior que o trimestre anterior.
• A produção bruta no trimestre foi de 178.736 boe/d, um aumento de 15% se comparado ao mesmo período do ano de 2013.
• A produção total dos campos no trimestre foi de 320.078 boe/d, um aumento de 3% se comparado ao mesmo período do ano de 2013.
• Volumes de vendas no trimestre alcançaram um recorde de 155.027 boe/d, um aumento de 22% se comparado ao mesmo período do ano de 2013 e um aumento de 2% se comparado ao trimestre anterior.
• Aumento no total combinado de netback operacional, chegando a US$62,76/boe no trimestre, comparado a US$60,54/boe no mesmo período do ano passado e a US$63,80/boe no trimestre anterior, com margens excedendo 66%. 


Destaques Financeiros:

• O fluxo de caixa (fluxo de fundos das operações) no trimestre foi um recorde de US$532 milhões, um aumento de 12% se comparado ao mesmo período de 2013 e ao trimestre anterior.

• As receitas no trimestre foram de US$1,34 bilhões, um aumento de 27% se comparadas ao mesmo período do ano de 2013.
• EBITDA ajustado no trimestre foi um recorde de US$722 milhões, um aumento de 19% se comparado ao mesmo período do ano de 2013, o qual representa uma margem de 54% nas receitas totais no período.
•  A receita líquida das operações do trimestre foram um recorde de US$338 milhões, um aumento de 24% se comparado ao mesmo período de 2013 e um aumento de 2% se comparado ao trimestre anterior.
•  A receita líquida do trimestre foi de US$229 milhões, um aumento de 208% se comparado ao mesmo período de 2013 e um aumento de 92% se comparado ao trimestre anterior. 


Destaques Adicionais:

•  A média da produção líquida de petróleo cru, médio e leve, compôs 33% do volume de produção deste trimestre, um aumento de 15% durante o segundo trimestre de 2013, destacando ainda mais o sucesso de nossa estratégia de diversificação de produção para além do campo Rubiales.
•  Durante o trimestre, a Companhia celebrou, em 1o de abril de 2014 , um contrato com o Fundo de Capital Privado de Hidrocarbonetos da Colômbia (Fondo de Capital Privado Hidrocarburos de Colombia) (“FIHC”) para adquirir os 40% de participação econômica restantes do bloco Cubiro, pelo valor de US$228 milhões, somado a US$21,93 por bbl de reservas 2P verificadas ao final do ano nos prospectos Copa E e Copa 6W. O fechamento transação ocorreu em 12 de agosto de 2014. Um adiantamento de 30% do preço de compra foi repassado para o FIHC no momento em que o acordo foi celebrado e o restante foi pago após a conclusão da transação.
•  No tocante à exploração, uma nova descoberta de petróleo leve foi feita no bloco Cubiro. O poço está produzindo atualmente 457 bbl/d.
• O projeto piloto STAR foi concluído durante o trimestre, depois de conseguir atingir os seus objetivos operacionais e técnicos. A Companhia e a Ecopetrol estão avaliando os resultados e o potencial de aplicação do projeto STAR em diversos campos de petróleo pesado na Colômbia. 


Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou:


“Apesar das condições operacionais desafiadoras durante o trimestre, a Companhia orgulha-se de ter conseguido um segundo trimestre recorde, com todos os indicadores operacionais e a maioria dos financeiros em níveis recordes. No acumulado do ano, a Companhia gerou mais de US$2,63 bilhões em receita e US$1,43 bilhão em EBITDA ajustado. 


A produção líquida de 149 Mboe/d e o volume de vendas de 155Mboe/d foram um recorde da Companhia, representando um aumento de 17% e 22%, respectivamente, se comparado ao mesmo período do ano passado. Isto foi alcançado mesmo com a contínua expectativa de baixa produção no campo de Rubiales. A seca que afetou as operações no primeiro trimestre transformou-se em condições de chuva e enchentes anormais no segundo trimestre, afetando as operações no campo de Rubiales. Embora estas condições meteorológicas anormais continuem a persistir, esperamos um melhora no segundo semestre do ano.

O desempenho financeiro da Companhia no trimestre também foi forte, com receita, EBITDA ajustado, fluxo de fundos (fluxo de caixa) e receita das operações em níveis recordes. Nosso netback combinado no trimestre foi US$62,76/boe contra US$60,54/boe do mesmo período do ano passado, e US$63,80/boe no primeiro trimestre, com uma margem robusta de 66% do preço realizado. Isto foi possível apesar dos custos adicionais de transporte associados com a interrupção do Bicentenário Pipeline, que persistiu durante a maior parte do trimestre. A Companhia continuou efetivamente transportando sua produção por meio de meios de transporte alternativos, evitando qualquer interrupção de produção, o que ilustra a flexibilidade e força do nosso modelo de negócio.

Nós continuamos avançando na diversificação da nossa produção para além do campo de Rubiales por meio da combinação de aquisições estratégicas e crescimento orgânico. Nossa produção líquida de petróleo leve no trimestre atual cresceu aproximadamente 50Mbbl/d, 26 vezes mais do que três anos atrás. Nós esperamos um crescimento contínuo na produção de petróleo leve em nossos ativos de exploração e desenvolvimento na Colômbia e no Peru.

Um de nossos objetivos chave em 2014 é o desenvolvimento de dois novos campos de petróleo pesado, nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, ao longo do cinturão de petróleo pesado da Colômbia, ao sul e oeste da produção da Companhia, nos campos de Rubiales e Quifa. Como previamente divulgado, o desenvolvimento destes blocos será realizado em fases ao longo dos próximos quatro ou cinco anos, semelhante ao desenvolvimento dos campos Rubiales e Quifa. O crescimento da produção nos blocos CPE-6 e Rio Ariari dependem das instalações para controlar o grande volume de água e petróleo. Condições climáticas anormais no segundo trimestre e, em menor escala, questões de segurança no bloco do rio Ariari, alteraram a data da primeira fase de construção das instalações em cerca de dois a três meses. Entretanto, esperamos que a produção nesses blocos cresça durante o segundo semestre do ano, logo após a construção das instalações de controle de água.

A Companhia continua progredindo com sua tecnologia de recuperação avançada de petróleo (STAR), desenhada com o intuito de aumentar significativamente os fatores de recuperação exclusivamente em campos de petróleo pesado na Colômbia. Com o uso de técnicas de fluxos primários, nós e outros produtores estamos desperdiçando 85% ou mais de recursos maciços de petróleo. Aumentar a recuperação e prolongar a vida útil do campo de petróleo pesado por meio da tecnologia avançada é claramente um criador de valor de grande potencial para a Colômbia. A tecnologia STAR, patenteada pela Companhia, foi demonstrada com sucesso em uma área de teste piloto relativamente pequeno no campo Quifa SW, conseguindo uma duplicação do fator de recuperação estimado, como foi comprovado por três empresas de engenharia independentes. Nós apresentamos um plano para a Ecopetrol S.A., nossa parceira nos campos Quifa SW e Rubiales, para expandir a tecnologia STAR para escala comercial. Este plano está sendo examinado atualmente por um comitê técnico em conjunto.

Nossos planos para o México continuam avançando. Nós instalamos um escritório no país e estamos muito entusiasmados com o que estamos vendo em relação a oportunidades de exploração e desenvolvimento. A Companhia possui habilidades especiais e conhecimentos que podem ser aplicados na exploração de petróleo pesado do México, o que beneficiará tanto a Pacific Rubiales quanto o país, na medida em que continuamos a construir a companhia líder em E&P focada na América Latina.”

Resultados Financeiros

1 Os termos EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) e lucro líquido ajustado de operações não são medidas do IFRS. Vide os avisos e reconciliações do MD&A.


2 Lucro líquido atribuído aos portadores de ações da controladora.


3 As flutuações da taxa de câmbio COP/USD podem ter impacto significativo no lucro líquido contábil da Companhia, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada dos ativos e passivos financeiros da Companhia e saldo de impostos diferidos que estão denominados no COP.

4 A Companhia utiliza a medida EBITDA ajustado, que não é do IFRS, enquanto no passado utilizávamos o EBITDA. Nossos cálculos desta medida não mudaram de trimestres anteriores, mas a terminologia foi alterada, de acordo com conselhos fornecidos pela Ontario Securites Comission.

Produção

¹Inclui a participação adicional de 40% no bloco Cubiro, adquirido do FIHC em 1o de abril de 2014, por força de uma transação que terminou em 12 de agosto de 2014 e que produziu 3.626 bbl/d.
2Padrão colombiano de conversão de gás natural de 5.7 Mcf/bbl. Detalhes adicionais de produção estão disponíveis no MD&A.

No segundo trimestre, a produção líquida da Companhia foi de 149.118 boe/d, um aumento de 17% se comparado ao mesmo período do ano passado, impulsionada principalmente pelo aumento do volume de produção de petróleo leve. A Companhia atingiu o recorde de produção líquida apesar dos baixos volumes produzidos no campo de Rubiales devido ao inesperado e extraordinário impacto das mudanças climáticas nas operações. Espera-se que a produção no campo de Rubiales volte aos níveis planejados no segundo semestre, conforme as condições climáticas voltem ao normal.

A média da produção líquida de petróleo cru, médio e leve, compôs 33% do volume da produção neste trimestre, um aumento de 15% em relação ao segundo trimestre de 2013. Este aumento foi principalmente impulsionado pela aquisição estratégica da produção de petróleo leve na Colômbia e, ainda, um aumento na entrega de 9% em média de produção líquida dos blocos da Petrominerales Ltd. desde a sua aquisição no final do ano passado, bem como um aumento de 83% na média da produção líquida decorrente da aquisição da PetroMagdalena Energy Corp, realizada em 2012. A Companhia espera que sua produção de petróleo leve possa aumentar ainda mais em 2014, principalmente a partir do desenvolvimento contínuo da perfuração do Bloco Z-1, localizado offshore no Peru.

Volume de Produção e Vendas

1Inclui a participação adicional de 40% no bloco Cubiro, adquirido do FIHC em 1o de abril de 2014, por força de uma transação que terminou em 12 de agosto de 2014 e que produziu 3.626 bbl/d.
2Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante o ano de 2013 e 2014, relacionados ao final da arbitragem PAP. Até o final do primeiro trimestre de 2014, a Companhia havia entregado totalmente todos os volumes P AP de períodos anteriores.

Detalhes adicionais de volumes de produção e vendas estão disponíveis no MD&A.

A Companhia produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros para utilização como diluente na mistura de sua produção de petróleo pesado e para fins comerciais, os quais estão incluídos nos “volumes de vendas” relatados. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo em estoques durando o período reportado. Tanto as receitas quanto custos são identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.

A produção disponível para venda no trimestre cresceu para 149.118 boe/d, em relação aos 127.555 boe/d no mesmo período do ano de 2013 (um aumento de 17%), devido ao aumento no volume de produção nos campos produtores. A compra de volumes de diluente caiu 59% quando comparado ao mesmo período de 2013, resultado da substituição de diluente pelo próprio petróleo leve da Companhia. O volume de petróleo para negociação (oil for trading) (“OFT”) aumentou de 3.895 bbl/d a um ano atrás, para 8.619 bbl/d neste trimestre, enquanto os saldos de estoque no trimestre caíram para 4.944 boe/d acumulado, de 5.781 boe/d acumulado no trimestre anterior e 7.249 boe/d acumulado no mesmo período do ano anterior.

O total do volume de vendas, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes adquiridos, volumes de OFT, a produção adicional disponível para a venda após o acordo PAP com a Ecopetrol e mudanças no saldo do estoque. O total de volumes vendidos aumentou de 127.398 boe/d no ano anterior para 155.027 boe/d no trimestre atual comparado ao mesmo período do ano passado (aumento de 22%).

Netbacks Operacionais e Volumes de Vendas

1Os volumes de produção vendidos excluem petróleo para volumes de negociação. Detalhes adicionais de custos e netbacks estão disponíveis no MD&A

As operações com netback combinados aumentaram de US$60,54/boe no primeiro trimestre de 2014 para US$62,76 no segundo trimestre e diminuíram ligeiramente, se comparados aos US$63,80/boe em relação ao período anterior. A margem de crescimento das operações com netbacks operacionais combinados foi de 66%, em comparação com 67% no mesmo período do ano passado e de 68% no trimestre anterior.

Desde 2013 a Companhia, tem realizado várias iniciativas para reduzir os custos operacionais de petróleo. Os custos com diluentes diminuíram em US$3,75/boe comparado ao mesmo período de 2013, o que foi conseguido por meio da aquisição de petróleo leve especificamente para substituição do diluente mais caro comprado de terceiros. O custo de produção permaneceu estável em US$15,75/boe em comparação com US$15,44/boe do segundo trimestre de 2013. Os custos de transporte aumentaram em comparação com o segundo trimestre de 2013, resultado de um maior volume de petróleo que está sendo transportado via caminhão tanque, atribuído à interrupção temporária no oleoduto Bicentenario. Apesar da interrupção no transporte de mais de 40Mbbl/d no oleoduto Bicentenario, a Companhia foi capaz de manter a produção de campo, desviando volumes para outros gasodutos. Os custos de transporte se mantiveram em linha em relação ao primeiro trimestre de 2014.

Durante o trimestre, a Companhia pagou US$24,8 milhões em taxas take-or-pay para o oleoduto Bicentenario, durante um período em que sua capacidade não estava disponível. A Companhia está recebendo os dividendos do oleoduto, os quais irão ajudar a mitigar parcialmente o impacto da interrupção no transporte. Este custo não foi incluído como parte do cálculo do nosso netback, uma vez que o oleoduto não estava operacional e o custo tem natureza é temporária.

Atualização da Exploração

Durante o segundo trimestre de 2014, um total de nove poços foram perfurados na Colômbia, sendo dois de poços de exploração, seis poços de avaliação e um poço estratigráfico, resultando em uma nova descoberta no bloco Cubiro (campo Copa) e mais uma descoberta de confirmação/delineamento no Rio Ariari e CPE-6, em Canaguey. Detalhes adicionais estão disponíveis no MD&A.

Conferência Telefônica com Detalhes do Segundo Trimestre de 2014

A Companhia agendou uma conferencia telefônica para investidores e analistas no dia 14 de agosto de 2014, quinta-feira, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá), 9:00 a.m. (horário de Toronto) e 10:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro) com o objetivo de discutir os resultados do segundo trimestre de 2014. Dentre os participantes estarão os Srs. Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente, e membros seniores da administração da Companhia.

A conferência telefônica em tempo real será conduzida em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A Companhia disponibilizará a apresentação em seu website anteriormente à conferência telefônica, a qual poderá ser acessada por meio do seguinte link: www.pacificrubiales.com.

Analistas e investidores interessados estão convidados a participar os seguintes números para ligação (dial-in numbers):

A teleconferência será transmitida por meio do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Um replay da teleconferência estará disponível até as 23:59 p.m. (horário de Toronto) do dia 28 de agosto de 2014, o qual poderá ser acessado utilizando o seguintes números para ligação (dial-in numbers):

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo pesado bruto, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que possui ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Adicionalmente, a Companhia diversificou seu portfolio de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.