Toronto, Canadá, quarta-feira, 14 de março de 2012 – A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) divulgou hoje seus resultados financeiros consolidados e auditados relativos ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 2010, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (o “MD&A”) sobre os períodos correspondentes. Esses documentos serão publicados no website da Companhia no endereço eletrônico www.pacificrubiales.com e no SEDAR no endereço eletrônico www.sedar.com. A Companhia agendou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 15 de março, às 8:00h a.m. (Horário de Bogotá) / 9:00h a.m. EDT (Horário de Toronto) / 10:00h a.m. (Horário do Rio de Janeiro), para discutir os seus resultados anuais relativos a 2011. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in disponíveis no final deste comunicado à imprensa.

 

Destaques de 2011

·         A produção cresceu 52% ao ano, a uma média de 86.497 boe/d líquido após royalties, em grande parte motivada pelo aumento da produção dos campos de petróleo de Rubiales e Quifa SW.

·         A primeira produção de petróleo das áreas Quifa Norte e Sabanero aconteceu em dezembro, o que contribuirá com o crescimento em 2012.

·         O EBITDA no exercício social dobrou para US$1,95 bilhão, motivado pelo crescimento da produção e maiores netbacks.

·         O Lucro Líquido aumentou de US$265,1 milhões em 2010 para US$554,3 milhões em 2011.

·         O Lucro Líquido Ajustado das Operações aumentou de US$346,9 milhões em 2010 para US$749,1 milhões no exercício.

·         Aumento significativo nos netbacks operacionais, com netbacks de petróleo bruto atingindo US$61,58 /bbl (alta de 42% em comparação a 2010) e netbacks de gás natural atingindo US$31,09/boe (alta de 39% em comparação a 2010).

·         Total de desembolsos de capital de US$1,1 bilhão, incluindo gastos com exploração de US$267 milhões; alta marginal em relação a US$954 milhões em 2010.

·         Crescimento em 2011 de 52% do total de reservas provadas mais prováveis (“2P”) líquidas, adicionando 169,5 milhões de boe, em grande parte por meio da perfuração. Substituição de reservas 2P de 547% e aumento no índice de vida das reservas 2P (“RLI”) para 13,0.

·         Diversificação bem-sucedida da base de reservas, com o campo de Rubiales representando, atualmente, menos de 30% da base líquida de reservas da Companhia, em comparação a 60% em 2008.

·         Primeiros registros de 44 MMbbl 2P de reservas líquidas provenientes do bloco de E&P CPE-6 no final de 2011.

·         Avaliação independente de recursos totalizando 2,8 bilhões de boe Melhor Estimativa (P50) proveniente da avaliação de 25 blocos de exploração da Companhia.

·         Sucesso de exploração de 84% proveniente da perfuração de 69 poços de exploração, avaliação e estratigráficos.

·         Maior otimização da infraestrutura de transporte de petróleo, com um aumento na capacidade total de transporte do oleoduto da ODL (transporte de petróleo para fora dos campos de Rubiales e Quifa; participação da PRE de 35%), atingindo 340 Mbbl/d em dezembro; e início da construção de novas instalações de mistura de diluentes em Cusiana.

·         No primeiro trimestre de 2012, a Companhia aumentou o seu dividendo de US$0,093 por ação ordinária para US$0,11 por ação ordinária, um reflexo do aumento do fluxo de caixa da Companhia.

 

Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou: “2011 foi mais um ano de excelente crescimento para a Pacific Rubiales e bem-sucedido em termos de resultados operacionais e posicionamento estratégico.

 

Nossa produção aumentou cerca de 50% e nossas adições de reserva mantiveram o ritmo com facilidade, com 5,5 boe de reservas 2P adicionados para cada boe produzido no exercício. Os resultados financeiros foram robustos quando considerados em conjunto com todas as medições importantes, em termos de receitas, EBITDA, lucro líquido e lucro líquido ajustado das operações; todas dobrando em comparação ao mesmo período do ano passado. A Companhia realizou a primeira produção na área de Quifa Norte, a qual devem continuar a crescer em 2012. Adicionalmente, Maurel & Prom Colombia, B.V., uma companhia na qual detemos uma participação indireta de 49,999%, realizou a primeira produção proveniente da área de Sabanero.

 

Eu estou particularmente satisfeito com o crescimento e a diversificação bem-sucedida da base de reservas da Companhia, sustentados por registros de reserva contínuos na área de Quifa, novas adições de reserva em Sabanero e pelos primeiros registros de reserva no bloco E&P CPE-6. O campo de Rubiales representa atualmente menos de 30% da maior base de reservas da Companhia, e as adições de reservas sustentam as futuras metas de crescimento da produção da Pacific Rubiales.

 

Eu realmente espero mais um ano emocionante em 2012, com uma base de produção de petróleo alavancada e uma ampla área de exploração e recursos para motivar o crescimento contínuo de curtíssimo e longo prazo”.

 

Resumo Financeiro

 

Apresentamos a seguir um resumo dos resultados financeiros dos períodos de três e doze meses encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

 

 

 

 

 

Notas:

(1)    Consulte detalhes adicionais na Seção 5 do MD&A intitulada “Discussão dos Resultados Operacionais do Quarto Trimestre e Anuais de 2011 – Balanço das Demandas e Vendas”.

(2)    Consulte a Seção 9 do MD&A intitulada “Discussão dos Resultados Financeiros do Quarto Trimestre e Anuais de 2011 – Situação Financeira – EBITDA” e a Seção 17 intitulada “Medidas Financeiras Adicionais”.

(3)    O lucro ajustado das operações é uma medida financeira que não é reconhecida pelas normas IFRS e que representa o lucro líquido ajustado de certos itens não operacionais, incluindo itens não monetários. A Companhia avalia seu desempenho com base no lucro líquido ajustado das operações. A conciliação “Lucro Líquido Ajustado das Operações” lista os efeitos de certos itens não operacionais incluídos nos resultados financeiros da Companhia. O lucro líquido ajustado das operações não poderá ser comparado com medidas similares apresentadas por outras companhias. Consulte a Seção 3 do MD&A intitulada “Sumário dos Dados Financeiros e Operacionais - Lucro Líquido Ajustado das Operações” e a Seção 17 intitulada “Medidas Financeiras Adicionais.

(4)    A quantidade média ponderada básica de ações ordinárias em circulação no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 2010 era de 271.985.534 (completamente diluída – 298.271.197) e 262.945.271 (completamente diluída –274.788.797), respectivamente.

(5)    Consulte detalhes adicionais explicados na Seção 9 do MD&A intitulada “Discussão dos Resultados Financeiros do Quarto Trimestre e Anuais de 2011”.

 

Netbacks Operacionais de Petróleo Bruto e Gás Natural

 

A Companhia produz e vende petróleo bruto e gás natural. Ela também compra petróleo bruto de terceiros como diluentes e para fins comerciais, incluídos em “volume diário vendido” divulgado. O netback operacional combinado de petróleo bruto e gás natural no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 foi de U$$58,24, ou seja, 44% maior que o registrado no mesmo período em 2010. A maior parte do aumento deve-se a maiores preços realizados de petróleo e gás.

 

Os netbacks operacionais dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010 estão dispostos conforme tabela abaixo (discussões e análises mais detalhadas, juntamente com os netbacks segmentados do quarto trimestre, podem ser encontradas no MD&A):

 

 

 

Notas:

(1)    Veja os comentários abaixo. O termo “boe” utilizado nesta tabela pode induzir a erro, principalmente se utilizado isoladamente. O índice de conversão de boe de pés cúbicos para barris tem como base 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. Nesse comunicado ao mercado, expressamos boe utilizando o padrão de conversão colombiano de 5.7 Mcf: 1 barril exigido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia.

(2)    Dados de netback operacional combinados com base na média diária ponderada do volume vendido incluem diluentes necessários para o processo de diluição da mistura de Rubiales.

(3)    O custo de produção inclui principalmente custos de extração e outros custos de produção, como pessoal, energia, segurança, seguro e outros.

(4)    Inclui os custos de transporte de petróleo bruto e gás por meio de oleodutos e caminhões-tanque, incorridos pela Companhia para levar os produtos aos pontos de entrega para os clientes. O aumento em relação ao período anterior de 2010 deve-se, sobretudo, ao maior volume de petróleo bruto transportado por meio de caminhões-tanque devido ao aumento da produção, aliados a um aumento nos custos de transporte rodoviário em geral na Colômbia em 2011.

(5)    O custo líquido da mistura é estimado em US$3,14 por bbl de Rubiales, considerando um preço médio de compra do diluente entregue no campo de Rubiales de US$103,13/bbl (Petróleo Bruto Leve de 37º API e gás natural de 81,6º API), mais taxas de oleoduto do campo de Rubiales a Covenas de US$7,76 por barril, menos o preço médio de venda de US$97,23 por barril da Mistura Rubiales (Castilla), multiplicado pelo índice médio da mistura de Rubiales de 23%. Manutenção do custo de diluição em relação ao período anterior de 2010 (US$3,12/bbl).

(6)    Outros custos correspondem principalmente aos royalties sobre a produção de gás, manutenção de rodovias externas no campo de Rubiales, flutuação de estoque, custo de comercialização do petróleo bruto, custos de armazenagem e o efeito líquido de hedges cambiais das despesas operacionais incorridas em pesos colombianos (“COP”) durante o período. Consulte os comentários adicionais na Seção 11 do MD&A intitulada “Contratos de Gestão de Risco”.

(7)    Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift no período atingindo US$6,4 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de produção de US$0,17/boe, conforme explicado na Seção 9 do MD&A intitulada “Discussão dos Resultados Financeiros do Quarto Trimestre e Anuais – Situação Financeira – Custos Operacionais”.

 

 

Resumo da Produção

 

A Companhia produz petróleo bruto e gás natural em vários campos diferentes, todos localizados na Colômbia. A Companhia opera aproximadamente a maioria da sua produção, cuja média líquida após royalties no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 foi de 86.497 boe/d, 52% acima do mesmo período encerrado em 2010.

 

A produção média dos principais campos de produção da Companhia nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010 está disposta conforme tabela abaixo (uma discussão e análise mais detalhadas, juntamente com a produção segmentada do quarto trimestre, pode ser encontrada no MD&A):

 

 

 

 

 

Notas:

(8)     A participação após royalties é líquida de consumo interno no campo.

(9)     Inclui o campo Quifa SW e a produção prevista das prospecções de Quifa Norte. A participação da Companhia antes de royalties no campo Quifa SW é de 60% e diminui de acordo com uma cláusula de alta dos preços, que aloca produção adicional à Ecopetrol. Em 27 de setembro de 2011, a Ecopetrol e a Companhia concordaram em iniciar um processo de arbitragem para definir a interpretação dessa cláusula e seus efeitos sobre a divisão da produção. Nesse ínterim, as duas companhias concordaram em aplicar a fórmula ANH para alocar a participação adicional à ECP a partir de abril de 2011, até que o acordo de arbitragem seja concluído. Consulte comentários adicionais na página 6, na seção do MD&A intitulada “Destinação de Volume para Certos Campos”.

(10)   Os royalties sobre a produção de gás provenientes do 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 sobre a participação líquida após royalties. A Companhia iniciou atividades para aumentar a capacidade de processamento para 120 MMcf/d na Estação de La Creciente, e também no projeto Abocol a fim de aumentar em 4,5 MMcf/d as vendas de gás deste campo.

(11)   A Ecopetrol concordou em perfurar um poço de desenvolvimento e um injetor no quarto trimestre de 2011. A Companhia iniciou o EPC para uma nova estação de tratamento de água.

(12)   No segundo trimestre de 2011, a Ecopetrol confirmou que não prorrogará o Contrato de Caguan, onde o campo de Rio Ceibas (operado pela Petrobras - participação da Companhia de 27,3%) está localizado. Como consequência, o contrato de associação foi rescindido em 31 de dezembro de 2011.

(13)   O aumento na produção bruta em comparação a 2010 é causado pelas vendas de gás natural produzido no campo, que tiveram início durante o ano e foram incluídas neste relatório a partir do segundo trimestre de 2011. A média das vendas de gás comprimido foi de 0,7 MMcf/d em dezembro de 2011. O gás restante está sendo, atualmente, injetado e utilizado para geração de energia para consumo interno. O aumento na produção também se deve aos serviços concluídos em alguns dos poços de produção.

(14)   Outros campos de produção estão localizados nos blocos de Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Buganviles, Sabanero e Guasimo.

 

A Companhia agendou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 15 de março, às 8:00h a.m. (Horário de Bogotá) / 9:00h a.m. EDT (Horário de Toronto) / 10:00h a.m. (Horário do Rio de Janeiro), para discutir os seus resultados anuais relativos a 2011. Dentre os participantes estão inclusos o Sr. Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente, e membros selecionados da alta administração da Companhia.

 

A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea em espanhol. A Companhia irá divulgar uma apresentação em seu website anteriormente à teleconferência, a qual poderá ser acessada em www.pacificrubiales.com.

 

Analista e investidores interessados estão convidados a participar utilizando os seguintes números telefônicos (dial-in numbers):

 

Número do Participante (Internacional/Local):                                                (647) 427-7450

Número do Participante (Toll free Colômbia):                                                 01-800-518-0661
Número do Participante (Toll free América do Norte):                                     1-888-231-8191
Número de identificação da Conferência (Participantes/ Inglês):                     58864238

Número de identificação da Conferência (Participantes/ Espanhol):    9804796

 

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

 

 

 

Um replay da teleconferência estará disponível no dia 29 de março de 2012, até às 23:59h p.m. (EDT), o qual poderá ser acessado conforme abaixo:

 

Número do Participante (Toll Free):                            1-855-859-2056

Número do Participante Local:                                                416-849-0833

Número de identificação (Participantes/ Inglês):                      58864238

Número de identificação (Participantes/ Espanhol):     59804796

 

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo na Colômbia que atua nos campos de Rubiales e Piriri, localizados na Bacia de Llanos, em parceria com a Ecopetrol S.A., empresa nacional de petróleo da Colômbia, e detém 100% do capital da Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente. A Companhia concentra-se na identificação de oportunidades de exploração na área leste da Bacia de Llanos, na Colômbia, e em outras regiões do país, bem como no norte do Peru. A Pacific Rubiales possui participação em 43 blocos de exploração localizados na Colômbia, Peru e Guatemala.

 

As ações ordinárias da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia (La Bolsa de Valores de Colombia), e, sob a forma de Certificados de Depósito de Ações (Brazilian Depositary Receipts – BDRs), na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo, no Brasil, respectivamente sob os códigos PRE, PREC e PREB.

 

PARA OBTER MAIS INFORMAÇÕES

 

Christopher (Chris) LeGallais

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores

(416) 362-7735

 

Carolina Escobar V
Gerente de Relações com Investidores
(57 1) 628-3970

 

Avisos

 

Aviso de Advertência a Respeito das Considerações sobre Estimativas e Projeções

Esta nota à imprensa contém consideração sobre estimativas e projeções. Todas as declarações que não sejam fatos históricos e que tratem de atividades, eventos ou acontecimentos que a Companhia acredite, espere ou preveja que ocorrerão ou possam ocorrer no futuro (entre elas declarações sobre estimativas e/ou projeções de produção, receita, fluxo de caixa, custos, estimativas de reservas e recursos, reservas e recursos em potencial e planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são previsões, são considerações sobre estimativas e projeções, as quais refletem as atuais expectativas ou crenças da Companhia com base em informações atualmente disponíveis a ela. As considerações sobre estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam substancialmente diferentes daqueles nela discutidos. Mesmo que esses resultados sejam atingidos, substancialmente ou não, não há nenhuma garantia de que eles venham a ter as consequências ou os efeitos esperados sobre a Companhia. Entre os fatores que podem fazer com que os resultados ou acontecimentos reais sejam substancialmente diferentes das atuais expectativas estão: incerteza quanto a estimativas de custos de capital e custos operacionais, de produção e retorno econômico; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e projeções; a incapacidade de estabelecer os recursos ou reservas estimados; flutuações cambiais e do preço do petróleo; inflação; mudanças dos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru; mudanças de regulamentos que afetem as atividades da companhia; incertezas sobre a disponibilidade e os custos de financiamentos necessários no futuro; incertezas envolvidas na interpretação de resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados na seção “Fatores de Risco” e em outras seções das informações anuais da Companhia, datadas de 14 de março de 2012 e registradas na SEDAR no site www.sedar.com. Qualquer consideração sobre estimativas e projeção é válida somente na data em que é feita e, exceto se exigido pelas leis aplicáveis de valores mobiliários, a Companhia se isenta de qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer consideração sobre estimativas e projeções, seja como resultado de novas informações, acontecimentos ou resultados futuros ou por outro motivo. Embora a Companhia acredite que as suposições inerentes às considerações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, elas não são garantias de desempenho future e, portanto, não devem ser tomadas por base indevidamente devido à incerteza a elas inerente.

Além disso, os níveis de produção divulgados poderão não refletir as taxas sustentáveis de produção e as taxas futuras de produção poderão ser substancialmente diferentes daquelas refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, às dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Reposição de Reservas

 

A reposição da produção se calcula dividindo as adições de reservas pela produção no mesmo período. Adições de reservas em um período determinado, nesse caso 2011, são calculadas somando uma ou mais revisões e a melhora da recuperação, extensão e descobertas, aquisições e desinvestimentos. A reposição de reservas é calculado por meio da divisão do total do capital investido em descobertas, desenvolvimento e aquisições líquidas dos investimentos pelas adições de reservas no mesmo período.

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

A unidade boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. Uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado à imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e de receita líquida futura para propriedades individuais poderão não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e de receita líquida futura para todas as propriedades, devido aos efeitos de agregação.

 

Definições

Bcf	Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe	Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalente.
bbl	Barril de petróleo.
bbl/d	Barril de petróleo por dia.
boe	Barril de petróleo equivalente. A medida boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. O padrão colombiano é uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril e tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador, e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.
boe/d	Barril de petróleo equivalente por dia.
Mbbl	Milhares de barris.
Mboe	Milhares de barris de petróleo equivalente.
MMbbl	Milhões de barris.
MMboe	Milhões de barris de petróleo equivalente.
Mcf	Milhares de pés cúbicos.
WTI	West Texas Intermediate Crude Oil.