Toronto, Canadá, quarta-feira, 9 de maio de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anuncia hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados não auditados para o trimestre findo em 31 de março de 2012, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (Management Discussion and Analysis) (“MD&A”) para o referido período. Tais documentos serão disponibilizados no website da Companhia em www.pacificrubiales.com e no SEDAR em www.sedar.com. Todos os valores nesse comunicado estão dispostos em US$, a menos que previamente informado. A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 10 de maio, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (horário de Toronto) / 10:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir os resultados do seu primeiro trimestre. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in disponíveis ao final desse comunicado ao mercado.

Destaques do Primeiro Trimestre de 2012

• O EBITDA foi de $538 milhões, aumento de 48% comparativamente ao ano passado, motivado pelo aumento da produção e elevados netbacks.
• O Lucro Líquido foi de $258 milhões, comparado a um prejuízo líquido de $70 milhões no ano anterior e de $81 milhões no quarto trimestre.
• O Lucro Líquido Ajustado das Operações foi de $293 milhões, um aumento de 118%, considerando os $134 milhões no primeiro trimestre de 2011, e um aumento de, aproximadamente, $172 milhões reportados no quarto trimestre.
• Os netbacks operacionais oriundos das operações foram um record de $73.76/boe, um aumento de 39% com relação ao primeiro trimestre de 2011, motivado pela alta dos preços de petróleo e aumento da margem operacional.
• A produção líquida de royalties totalizou 93.573 boe/d, incluindo 1.703 bbl/d* produzido na recente aquisição no Peru, aumento de 17% com relação ao primeiro trimestre de 2011, e um aumento dos 90.959 boe/d produzidos no quarto trimestre.
• O total de despesas de capital foi de $267 milhões, comparado a $176 milhões no mesmo período em 2011, como 38% ($102 milhões) investidos em infraestrutura e 34% ($90 milhões) em exploração.
• Sucesso exploratório na perfuração de 84% de um total de 19 poços exploratórios brutos, dentre os quais 16 foram bem sucedidos.
• Participação adicional adquirida no Projeto Portuário de Puerto Bahia para desenvolver um transporte estratégico de petróleo e a infraestrutura na Colômbia.
• Um contrato foi celebrado com a companhia Bélgica denominada Exmar NV para avançar a produção futura de gás liquefeito natural (GLN) e exportar o desenvolvimento da Colômbia, suportado pelas abrangentes reservas 2P da Companhia em La Creciente e o sucesso recente exploratório no bloco Guama.
• A aquisição de uma participação indivisível de 49% no bloco Z-1, localizado offshore no Peru, fornecendo à Companhia sua primeira produção no Peru e um potencial futuro de desenvolvimento e exploração.
• A aquisição de uma participação líquida de 10% na licença do bloco PPL237 e na estrutura onshore de Triceratops na Papua Nova-Guiné, fornecendo à Companhia com um significante potencial de captura de potenciais.
• No primeiro trimestre de 2012, a Companhia elevou seus dividendos em 18%, para $0,11/ação, refletindo a confiança na força contínua de seus negócios.

Ronald Pantin, Diretor Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia comentou: “O primeiro trimestre foi muito forte tanto do ponto de vista financeiro quando do operacional, com o EBITDA, o lucro liquido e o lucro de operações demonstrando ganhos, tendo a produção aumentado para 17% se comparado com um ano atrás e a Companhia realizado um número estratégico de movimentações e investimentos para fortalecer e expandir seu portfólio exploratório e de desenvolvimento e fornecer bases adicionais para o seu futuro crescimento. Apesar da dispersão, o que  permitiu atrasos e interrupções no transporte, afetando a indústria de petróleo e gás na Colômbia durante o primeiro trimestre, a Pacific Rubiales conseguiu aumentar sua produção em 3% em comparação ao quarto trimestre de 2011.  

No bloco de E&P CPE-6, esperamos receber a licença de permissão de exploração no presente trimestre, o que nos permitirá continuar nossas atividades exploratórias consistentes da perfuração, teste no poço e aquisição de dados sísmicos durante o restante do ano.

Na Colômbia a Companhia acordou em investir capital acionário para avançar o Projeto Portuário de Puerto Bahia, o qual, quando terminado em 2014, irá fornecer um novo local de armazenamento de petróleo e uma capacidade de infraestrutura para exportação na costa do Caribe, altamente estratégicos para o plano de crescimento futuro da Companhia de dobrar sua produção. Adicionalmente, celebramos um Contrato de Serviços de Liquefação, Regasificação, Armazenamento e Carregamento de gás natural com a companhia Bélgica denominada Exmar NV, a qual irá liderar a construção das propriedades de exportação de GLN na costa do Caribe, estratégicas para o futuro desenvolvimento das elevadas reservas de gás natural da Companhia e de seus recursos no norte da Colômbia.

A Companhia celebrou um contrato com a BPZ Resources para adquirir uma participação de 49% no bloco exploratório e de desenvolvimento Z-1, localizado offshore no Peru. Isso irá prover a Companhia com a sua primeira produção de petróleo no Peru, possui oportunidades significantes para expandir a produção por meio de exploração e desenvolvimento e complementa nossas áreas existentes de exploração no país.

Na Papua Nova-Guiné, assinamos um contrato de farm-in para adquirir uma participação líquida de 10% na licença onshore de PPL237 e na estrutura Triceratops.  Essa é uma oportunidade excitante para a Companhia participar em um investimento de baixo risco e alto retorno, com potencial para capturar altos recursos na entrada de grandes mercados no sudeste da Ásia.

Resumindo, permanecemos confiantes no avanço das atividades e orientações previstas no início do ano, permanentemente posicionando a Companhia para um crescimento futuro.”

Sumário Financeiro

Um sumário dos resultados financeiros para os três meses encerrados em 31 de março de 2012 e 2011 encontra-se abaixo (uma discussão e análise mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

1. Vide “Medições Financeiras Adicionais”, na seção 14 do MD&A.
2. O Lucro ajustado das operações é uma medição financeira não IFRS que representa o lucro líquido ajustado para certos itens de natureza não operacionais, incluindo itens não monetários. A Companhia avalia sua performance baseada no lucro liquido ajustado das operações. A reconciliação “Lucro Líquido Ajustado das operações” lista os efeitos certas operações não financeiras que estão incluídas nos resultados financeiros da Companhia e que poderão não ser comparáveis à medições similares apresentadas por outras companhias.
3. O número básico médio de ações ordinárias em circulação para o primeiro trimestre findo em 31 de março de 2012 e 2011 foi de 292.413.849 (completamente diluídas – 303.034.514) e 267.946.959 (completamente diluídas – 267,946,959), respectivamente.

Netbacks Operacionais de Petróleo Cru e Gás Natural

A Companhia produz e vende petróleo cru e gás natural. Além disso, adquire petróleo cru de terceiros como diluentes e com o intuito de vendê-los, os quais estão incluídos no relatório de “volume diário vendido”. A combinação de netbacks na produção operacional de petróleo cru e gás natural durante o trimestre encerrado em 31 de março de 2012 foi de $73,76/boe, 39% maior do que no mesmo período em 2011. A grande parcela do aumento deveu-se ao preço elevado do petróleo e gás.

1. Vide detalhes adicionais “movimentos de inventário” na tabela da seção 4 MD&A

Netbacks operacionais para os trimestres findos em 31 de março de 2012 e 2011 encontra-se abaixo (uma discussão e análise com os netbacks segmentados para o primeiro trimestre podem ser encontradas no MD&A):

1. Dados do netback operacional combinado baseado no volume médio diário vendido o qual inclui os diluentes necessários para o upgrade do Blend de Rubiales.
2. O custo de produção inclui principalmente custos de lifting e outros custos de produção, tais como pessoal, energia, combustível, segurança, seguro e outros.
3. Inclui os custos com transporte de petróleo cru e gás por meio de oleodutos e caminhões incorridos pela companhia para levar os produtos aos pontos de entrega aos consumidores. O aumento sobre o mesmo period em 2011 se deu basicamente pelo volume elevado de petróleo cru transportado por meio de caminhões tendo em vista o aumento de produção, adicionado por um aumento nos custos em geral de transporte em terra na Colômbia durante o primeiro trimestre de 2012.

Custos líquidos de blending estão estimados em $3,69 por bbl do Rubiales cru ($3,89 por bbl no primeiro trimestre de 2011), conforme indicado abaixo na tabela:

4. Outros custos correspondem principalmente aos royalties na produção de gás, manutenção externa de estradas no campo de Rubiales, flutuação no inventário, custo com armazenamento e o efeito líquido de hedge cambial de despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período.
5. Corresponde ao efeito liquido da posição overlift para o período remontando $17,4 milhões, o qual gerou uma redução nos custos combinado de $2,16/boe, conforme explicado na  “Discussão nas Demonstrações Financeiras do Primeiro Trimestre de 2012 – Posição Financeira – Custos Operacionais” na página 15.
6. O aumento nos custos de negociação durante o primeiro trimestre de 2012 sobre o mesmo período de 2011 está em linha com o aumento geral do preço do WTI.

Sumário da Produção

A Companhia produz petróleo cru e gás natural de diferentes campos, dentre os quais 98% estão localizados na Colômbia. A Companhia opera a maioria de sua produção. A produção media líquida após royalties durante o trimestre findo em 31 de março de 2012 foi de 93.573 boe/d, incluindo 1.703 bbl/d* produzidos da recente aquisição no Peru, 17% maior que o mesmo período em 2011.

A produção media para a maioria dos campos em produção da Companhia para os períodos encerrados em 31 de março de 2012 e 2011 encontra-se abaixo (uma discussão e análise mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

1. Parcela antes de royalties é líquida de consume interno no Campo.
2. Inclui o Campo Quifa SW field e a produção adiantada dos prospectos em Quifa Norte. A parcela da Companhia antes de royalties no campo de Quifa SW é de 60% e diminui de acordo com a cláusula de aumento de preço que atribui produção adicional na Ecopetrol. A parcela líquida após royalties inclui o volume liquid de 61.194 bbl reconhecido pela Ecopetrol como a regularização de sinistros durante o primeiro trimestre de 2012, representando um aumento de 672 bbl/d.
3. Royalties na produção de gás no campo de La Creciente são pagos à vista e contabilizados como parte do custo de produção. Royalties nos condensados são pagos em espécie, representando um impacto pequeno na parcela líquida após royalties. A Companhia iniciou atividades para aumentar sua capacidade de processamento para 120 MMcf/d na Estação de in La Creciente e também no projeto Abocol para elevar para 4,5 MMcf/d as vendas de gás provenientes desse campo.
4. Ecopetrol acordou em perfurar um poço em desenvolvimento e um poço injetor durante o primeiro trimestre de 2012. A companhia iniciou o Contrato de Engineering, Procurement and Construction (EPC) para uma nova planta de tratamento de agua.
5. O contrato de associação de Caguan, no qual a Companhia detinha 27,3% de participação, terminou em 31 de dezembro de 2011, tendo em vista o término do período de exploração. O Campo Rio Ceibas está agora sob operação direta da Ecopetrol, a qual detém 100% de participação.
6. O aumento na produção bruta em comparação com 2011 foi causada pela venda de gás natural produzido no campo, o qual começou e foi incluído nesse relatório no segundo trimestre de 2011. As vendas medias de gás compensado foram em uma média de 62 MMcf/d em março de 2012. O gás remanescente está atualmente sendo injetado e usado para a geração de energia e para consumo interno. O aumento na produção é também devido à finalização de alguns serviços em poços de produção.
7. Outros campos de produção correspondem a ativos produtivos localizados nos blocos de Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, Buganviles, e Sabanero (detentor da licença é a Maurel et Prom Colombia). A Companhia está explorando o desinvestimento de suas participações nos blocos de Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, and Chipalo.
8. O Bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, os quais são operados pela BPZ E&P. Uma vez que a transação ocorra, a Companhia ou qualquer de suas subsidiárias será a gerente técnica de operações nos termos do Operating Services Agreement. Os royalties no Peru são pagos em dólares, e o volume de royalties aqui é estimado com base na produção fiscalizada de líquidos em conformidade com as normas e regulamentações fiscais do Peru.
9. O termo ''boe'' é utilizado nesse documento. A unidade boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. A razão de conversão boe de pés cúbicos 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. Nesse documento expressamos o boe utilizando a conversão colombiana padrão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril requerida pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia.

Produção Média Diária de Petróleo– Bloco Z-1 no Peru

A produção demonstrada na tabela acima corresponde a 49% da parcela de participação considerada da produção atribuída à Companhia do Bloco Z-1 para o período de 1° de janeiro até 31 de março de 2012, nos termos do Contrato de Compra de Ações (“SPA”), celebrado em 27 de abril de 2012 entre a Companhia e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ").  Nos termos do SPA (i) no fechamento das receitas e despesas operacionais serão alocados a cada sócio a sua respectiva participação e (ii) uma vez recebida a aprovação pelas autoridades peruanas, a Companhia receberá 49% de participação na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1. Até o momento, nenhuma receita e custos foram reconhecidos nos resultados da Companhia com relação à produção oriunda do Bloco Z-1, na medida em que seu pleno direito está sujeito a aprovação das autoridades peruanas aplicáveis.

A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 10 de maio de 2012, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (horário de Toronto) / 10:00 a.m. (horário de Rio de Janeiro) para discutir o primeiro trimestre de 2012 da Companhia.  Dentre os participantes estão inclusos os Srs. Ronald Pantin, Diretor Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente da Companhia e membros selecionados da sua alta administração. 

A teleconferência em tempo real 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.

Analistas e investidores interessados estão convidados a participar nos seguintes números para ligação (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
Identificação da Conferência (Participante no idioma Inglês):             75984758

Identificação da Conferência (Participantes no idioma Espanhol):                  76009739

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 às 23:59 pm (EDT) do dia 23 de maio de 2012, o qual poderá ser acessado conforme segue abaixo:

Número para ligação (Toll Free):                                 1-855-859-2056

Número para ligação local:                                          416-849-0833

Identificação (Participante no idioma Inglês):              75984758
Identificação (Participantes no idioma Espanhol):       76009739

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 MAIS INFORMAÇÕES

Sr. Christopher (Chris) LeGallais

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores

+1 (647) 295-3700

Sra. Carolina Escobar V

Gerente de Relações com Investidores

+57 (1) 628-3970

Avisos

Nota de Advertência relativa a Declarações sobre Estimativas e Projeções

Este comunicado à imprensa contém informações sobre estimativas e projeções. Todas as informações, exceto declarações de fatos históricos, relativas a atividades, eventos ou acontecimentos cuja concretização a Companhia acredita, espera ou prevê que ocorrerá ou poderá ocorrer no futuro (inclusive, entre outras, declarações sobre estimativas e/ou premissas relativas a produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais, e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são consideradas estimativas projeções. Essas estimativas e projeções refletem as expectativas e crenças atuais da Companhia e se baseiam em informações disponíveis no momento para a Companhia. Estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam significativamente diferentes daqueles discutidos nas estimativas e projeções, e, mesmo quando tais resultados são alcançados, mesmo que substancialmente, não há garantia de suas consequências ou efeitos para a Companhia. Os fatores que poderiam causar diferenças relevantes nos resultados ou eventos reais em comparação com as expectativas atuais incluem, entre outros: incertezas ligadas a estimativas de custos de capital e operacionais, estimativas de produção e retorno econômico; possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e premissas; impossibilidade de se estabelecer estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações nas regulamentações que afetem as atividades da Companhia; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro; incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos, e outros riscos divulgados em "Fatores de Risco" ou em qualquer outro local do formulário de informações anuais da Companhia datado de 14 de março de 2012 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com As estimativas e projeções são válidas apenas na data de sua divulgação e, exceto conforme exigido pelas leis de valores mobiliários aplicáveis, a Companhia se exime da intenção ou obrigação de atualizar quaisquer dessas informações em decorrência de novos dados, eventos ou resultados futuros, ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as premissas inerentes às informações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, tais informações não são garantia de desempenho futuro e, portanto, não devem ser alvo de confiança indevida em razão da incerteza que nelas possa estar contida.

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.

Produção Media Diária de Petróleo – Bloco Z-1 no Peru

A produção no Peru referida nesse comunicado à imprensa corresponde a 49% da parcela de participação considerada da produção atribuída à Companhia do Bloco Z-1 para o período de 1° de janeiro até 31 de março de 2012, nos termos do Contrato de Compra de Ações (“SPA”), celebrado em 27 de abril de 2012 entre a Companhia e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ").  Nos termos do SPA (i) no fechamento das receitas e despesas operacionais serão alocados a cada sócio a sua respectiva participação e (ii) uma vez recebida a aprovação pelas autoridades peruanas, a Companhia receberá 49% de participação na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1. Até o momento, nenhuma receita e custos foram reconhecidos nos resultados da Companhia com relação à produção oriunda do Bloco Z-1, na medida em que seu pleno direito está sujeito a aprovação das autoridades peruanas aplicáveis.

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