Toronto, Canadá, quarta-feira, 7 de novembro 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 30 de setembro 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, no SEDAR, em www.sedar.com, no SIMEV em www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, e na BOVESPA, em www.bmfbovespa.com.br. Todos os valores nesse comunicado estão dispostos em US$, a menos que previamente informado o contrário.

A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 8 de novembro, às 8:00 a.m. (horário de Toronto e Bogotá) / 11:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir os resultados do seu terceiro trimestre. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in disponíveis ao final desse comunicado à imprensa.

Destaques do Terceiro Trimestre de 2012

• A produção total líquida de royalties atingiu 97.142 boe/d, incluindo 1.394 bbl/d* atribuído ao Bloco Z-1, offshore no Peru. Para maiores detalhes sobre como a produção média diária da Companhia foi calculada, vide a seção “Resumo da Produção” deste Comunicado à Imprensa.
• A produção líquida no terceiro trimestre aumentou 5% em comparação ao segundo trimestre de 2012, refletindo os aumentos de produção nos principais campos produtores da Companhia, Rubiales e Quifa (incluindo o desenvolvimento do novo campo comercial em Cajúa), e os volumes associados à aquisição da PetroMagdalena, concluída no final de julho.
• A licença ambiental para aumento de 400 Mbbl/d de injenção de água no campo de petróleo de Rubiales foi recebida neste trimestre, no meio de agosto, o que permitirá um crescimento na produção de petróleo para uma taxa de 190 Mbbl/d de produção bruta total no fim de 2012.
• Em 15 de agosto de 2012, a Companhia recebeu a aprovação de comercialidade para o desenvolvimento de um novo campo em uma parcela do bloco de petróleo de Quifa Norte, a ser denominado campo de Cajúa.
• O EBITDA aumentou 4% para $483 milhões ($1,59 bilhões para os nove primeiros meses, um aumento de 14% se comparado ao mesmo período de 2011), motivado pelo aumento da produção e elevados netbacks.
• O Lucro Líquido foi de $69 milhões ($552 milhões para os primeiros nove meses, um aumento de 17% se comparado ao mesmo período de 2011).
• O Lucro Líquido Ajustado das Operações foi de $131 milhões ($615 milhões para os primeiros nove meses, um aumento de 7% se comparado ao mesmo período de 2011).
• Os netbacks operacionais oriundos da venda de petróleo e gás foram de $61,42/boe, um aumento de 14% sobre o terceiro trimestre de 2011, motivado pelo preço mais elevado do petróleo e gás natural combinado com custos totais marginalmente menores.
• O total de despesas de capital foi de $363 milhões (excluindo as aquisições), comparado a $277 milhões no mesmo período de 2011.
• Sucesso exploratório de 88% na perfuração de um total de oito poços de avaliação e estratigráficos brutos, dos quais 7 foram bem sucedidos. Nos primeiros nove meses do ano, a Companhia perfurou um total de 49 poços exploratórios brutos (incluindo de avaliação e estratigráficos), com uma taxa de sucesso de 84%.
• A Companhia celebrou um contrato com a Karoon Gas Australia Ltd. para adquirir uma participação líquida de 35% em quatro blocos exploratórios prospectivos (mais uma opção de compra em um bloco adicional) na Bacia de Santos, offshore do Brasil. O primeiro poço começará a ser perfurado no final de 2012.
• A Companhia celebrou um acordo para a aquisição de 40% de participação no bloco Portofino, onshore no Canadá, em uma tendência de recursos de petróleo pesado.
• A Companhia concluiu a aquisição da PetroMagdalena Energy Corp. em 27 de julho de 2012 por uma consideração em dinheiro de, aproximadamente, C$227 milhões.
• No terceiro trimestre de 2012, a Companhia pagou aos acionistas registrados dividendos em dinheiro no valor de $0,11 por ação.

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

“Os resultados relativos ao terceiro trimestre da Companhia foram sólidos tanto do ponto de vista financeiro quanto operacional, contribuindo para os ganhos robustos neste ano, que nos colocam no caminho de um ano recorde em todas as nossas métricas financeiras e operacionais.

Este foi o trimestre em que retomamos o crescimento da produção em nossos principais campos de petróleo (Rubiales e Quifa), após a produção ter sido afetada, na primeira metade do ano, por atrasos no processo de aprovação do licenciamento ambiental para o aumento na injeção de água. O crescimento da nossa produção líquida média no quarto trimestre está acelerado e em uma distância confortável de nossos objetivos de final de ano.

Desde que recebeu a aprovação da licença ambiental, a Companhia foi capaz de aumentar sua produção bruta total de, aproximadamente, 243 Mboe/d para 270 Mboe/d (líquido após royalties 97 Mboe/d para 109 Mboe/d). A produção bruta total atual está em, aproximadamente, 188 Mbbl/d em Rubiales, 49 Mbbl/d em Quifa SW e 3 Mbbl/d no novo desenvolvimento comercial em Quifa Norte (campo de Cajúa). Esses ganhos são motivados pelo recebimento da licença ambiental para aumento de 400 Mbbl/d de injenção de água no campo de petróleo de Rubiales e pela aprovação de comercialidade para o campo de Cajúa, em 8 e 15 de agosto de 2012, respectivamente.

O volume de vendas no terceiro trimestre foi inferior ao recorde estabelecido no trimestre anterior, mas ligeiramente superior ao primeiro trimestre de 2012. Nosso volume de vendas oscila dependendo dos volumes de diluente, petróleo para negociação e ajustes líquidos de inventário. No terceiro trimestre, se comparado ao trimestre anterior, nossos volumes de diluente permaneceram estáveis em função de mais compras de gasolina natural, em vez de produtos de petróleo leve. Nós não tínhamos petróleo para volumes de negociação no trimestre, e tivemos avanço no inventário líquido, em vez da grande redução que vimos no trimestre anterior. Estas oscilações são uma característica natural dos nossos negócios, mas o que é mais importante é que nossos netbacks operacionais mantiveram-se sólidos (com netbacks de petróleo cru perto de $65/bbl e de gás natural superior a $34/boe), e o índice EBITDA (EBITDA / Receita) aumentou para 56% no trimestre de 54% em relação ao trimestre anterior, apesar de uma queda de 2% no preço de venda realizado. Isto ilustra a robustez do nosso negócio e a sua capacidade de geração de caixa.

A Companhia experimentou atrasos relativos ao processo no licenciamento regulatório, afetando suas operações na Colômbia, não obstante estar trabalhando ativamente em conjunto com as agências governamentais de forma a acelerar o processo e vem observando melhorias que são encorajadoras. No caso da Pacific Rubiales, é importante reconhecer que o atraso no licenciamento este ano representa apenas um atraso nas atividades de desenvolvimento, e não em uma perda de produção.

Além disso, e apesar das interrupções no transporte via gasodutos que afetaram a indústria de O&G na Colômbia, resultando em uma queda na produção total de petróleo do país durante o terceiro trimestre, a Pacific Rubiales foi capaz de crescer e entregar toda a sua produção de petróleo, sem quaisquer interrupções. Esse fato ilustra a importância estratégica e o valor dos investimentos proativos feitos pela Companhia em infraestrutura midstream.

Devido aos atrasos de licenciamento, que agora esperamos estar +/- perto da extremidade inferior ou ligeiramente abaixo da nossa faixa de produção anual estimada, que foi redefinida em nossa divulgação do segundo trimestre para incluir os volumes de produção provenientes da aquisição da PetroMagdalena e de nossa participação considerada de 49% no bloco Z-1, no Peru.

Tenho o prazer de anunciar que na semana passada recebemos a licença ambiental que vai nos permitir começar a perfuração exploratória no bloco CPO-12 E&P, para o norte e contígua ao prospecto CPE-6 Hamaca. Por outro lado, ainda estamos aguardando a licença ambiental para o bloco CPE-6 E&P, que precisamos para avançar na perfuração exploratória, testes de poços e no desenvolvimento das descobertas de petróleo e prospectos que identificamos no bloco.

Durante o trimestre, a Companhia concluiu a aquisição da PetroMagdalena. A aquisição contribuiu com, aproximadamente, 3,2 Mboe/d de produção líquida após royalties no terceiro trimestre, já está superando as nossas expectativas de produção, e fornecendo uma fonte confiável e crescente de diluente de petróleo leve necessário para a nossa crescente produção de petróleo pesado na Colômbia. Desde a aquisição da PetroMagdalena, a Companhia aumentou a produção de seus ativos em 40% para os atuais 4,9 Mboe/d líquidos.

Também durante o terceiro trimestre, na Colômbia, a Companhia adquiriu uma participação de 40% no bloco de exploração Portofino. O bloco está situado dentro da tendência de petróleo pesado que acolhe os campos produtores gigantes de Rubiales / Quifa e Castilla / Chichemene, e na tendência e adjacente ao campo de petróleo pesado em desenvolvimento Capella. A Pacific Rubiales já é a maior operadora e produtora de petróleo pesado na Colômbia e tem uma das maiores posições líquidas de terra ao longo da tendência de recursos de petróleo pesado. Esta aquisição acrescenta ao nosso atual portfólio, proporcionando um potencial de crescimento futuro para a Companhia. Três poços de exploração serão perfurados no bloco com alvo nos prospectos definidos na sísmica.

No final do terceiro trimestre, celebramos um acordo com a Karoon para adquirir uma participação líquida de 35% em quatro blocos de exploração, além de uma opção em um quinto bloco, localizados na Bacia de Santos, offshore do Brasil. Esta é a nossa primeira entrada no Brasil, um país que tem um equilíbrio atrativo de riscos acima e abaixo do solo para atividades de exploração e desenvolvimento em O&G. É um bom movimento para a nossa estratégia de expansão seletiva fora da Colômbia e que, juntamente com outras aquisições que celebramos este ano, ilustra a capacidade e a visão de se olhar além do curto e médio prazos da Companhia, sedimentando oportunidades para apoiar, aprimorar e desenvolver novos prospectos de crescimento para o futuro.

Em 31 de outubro de 2012, a Fitch Ratings elevou o rating de crédito corporativo da Companhia e de suas notas seniores garantidas de BB para BB+, indicando também que as perspectivas da Companhia são estáveis; citando a continuidade da produção da Companhia e a diversificação de reservas, a experiência comprovada de crescimento na produção, a manutenção adequada de índices de reposição de reservas, bem como o risco menor de seus negócios como resultado da realização de projetos chave de infraestrutura.

Estou particularmente satisfeito pelo fato de que, em setembro, a Pacific Rubiales foi adicionada ao Índice Social Jantzi (Jantzi Social Index), que consiste nas 60 empresas canadenses que atendem a padrões ambientais, sociais e de governança avaliados de forma independente. A Companhia e seus funcionários trabalharam arduamente para atender a esses padrões e introduzi-los às nossas operações na Colômbia, e devem estar justificadamente orgulhosos dessa conquista.

Gostaria de terminar dizendo que, neste ambiente econômico incerto para muitos, o balanço patrimonial da Companhia continua forte e nossas metas de crescimento no médio prazo permanecem intactas, sustentadas pelo nosso significativo baixo custo de exploração de petróleo pesado e ativos em desenvolvimento na Colômbia. Vamos continuar a nossa estratégia de crescimento rentável e continuado para construir, no longo prazo, a principal empresa de E&P com foco na América Latina.”

Resumo Financeiro

Apresentamos a seguir um resumo dos resultados financeiros para os três e nove meses encerrados em 30 de setembro de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

 

 

 

1. Ver “Medidas Financeiras Adicionais”, seção 16 do MD&A.
2. O número básico médio de ações ordinárias em circulação para o terceiro trimestre findo em 30 de setembro de 2012 e 2011 foi 295.022.739 (totalmente diluídas – 302.872.969) e 270.967.710 (totalmente diluídas – 298.413.561), respectivamente.
3. Lucro líquido para o terceiro trimestre de 2012 inclui um prejuízo de $38 milhões de investimentos de capital, como requerido pelas regras de contabilidade do IFRS.

Volumes de Vendas e 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 no “volume diário vendido” divulgado. Tanto as receitas quanto os custos estão reconhecidos nos respectivos volumes vendidos durante o período.

O netback operacional combinado de petróleo bruto e gás natural e de vendas durante o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012 foi de $61,42/boe, ou seja, 14% maior que o registrado no mesmo período em 2011, motivado pelo maior preço de venda realizado, resultado dos preços mais elevados do petróleo e gás natural.

Apresentamos a seguir uma reconciliação dos volumes produzidos ou adquiridos vs. os volumes vendidos no terceiro trimestre de 2012, incluindo o detalhamento da produção de petróleo bruto e diluente e de compras comerciais de petróleo bruto:

 

 

A tabela abaixo apresenta o detalhamento do volume de vendas por petróleo bruto produzido, diluentes e comércio de petróleo bruto durante o terceiro trimestre de 2012:

 

1. Ver detalhes adicionais na tabela “Movimentos de Inventário” do MD&A.

Apresentamos a seguir os netbacks operacionais para os trimestres encerrados em 30 de setembro de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas, em conjunto com netbacks segregados 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 a melhora da mistura de Rubiales.

(2)     O custo de produção inclui, principalmente, custos de llifting e outros custos de produção, como pessoal, energia, consumo de combustíveis, segurança, seguro, entre outros. Maior custo operacional do petróleo impulsionado por custos de eliminação da produção associada de água nos campos de Rubiales e Quifa, o que aumenta o consumo de energia e combustíveis, se comparado ao período anterior de 2011.

(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.

(4)     O custo líquido para a mistura do petróleo cru de Rubiales foi reduzida em 39%, passando de $4,22 por bbl no terceiro trimestre de 2011 para $2,56 por bbl neste período. Essa redução é devida, principalmente, ao aumento do uso de gasolina natural (92%) comprada a melhores preços que óleos crus locais usados como diluentes em 2011, tendo sido a mistura melhorada em 14,6%, como indicado na tabela abaixo:

 

Com o propósito de assegurar diluentes para a mistura do petróleo cru Rubiales, a Companhia comprou 9.201 bbl/d durante o terceiro trimestre de 2012 vs. 10.687 bbl/d no mesmo período de 2011. A Companhia aumentou as compras de gasolina natural (82.1° API) até 8.587 bbl/d e continuou com compras locais (614 bbl/d) de óleos crus leves (média de 40° API). O custo de mistura foi de $2,56 por bbl de petróleo cru Rubiales (vs. $4,22/bbl no mesmo período de 2011).

(5)     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.

(6)     Corresponde ao efeito liquido da posição overlift para o período remontando $4,8 milhões, o qual gerou uma redução nos custos combinados de $0,53/boe, conforme explicado na seção “Discussão dos Resultados Financeiros do Terceiro Trimestre de 2012 – Posição Financeira – Custos Operacionais”, no MD&A.

(7)     Os volumes médios diários da Companhia incluem os volumes médios diários da PetroMagdalena de 27 de julho de 2012 até 30 de setembro de 2012 (um período de 65 dias) de 3,198 boe/d (produção total do campo de 6,273 boe/d), que foi calculada pela divisão de produção agregada da PetroMagdalena de 207,870 boe (produção total do campo de 407,745 boe) no período de 65 dias da aquisição. O volume médio diário da PetroMagdalena para todo o terceiro trimestre (calculado em 92 dias) foi de 2,259 boe/d (produção total do campo de 4,432 boe/d).

(8)     Durante o terceiro trimestre de 2012, a Companhia não teve negociação de petróleo cru.

Resumo da Produção

A Companhia produz petróleo bruto e gás natural em vários campos distintos, dos quais 98% estão localizados na Colômbia. A Companhia opera a maior parte de sua produção. A média líquida após royalties durante o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012 foi de 97.142 boe/d, incluindo 1.394 bbl/d* atribuído à recente aquisição no Peru, 12% maior do que o mesmo período em 2011.

A produção média dos principais campos de produção da Companhia para os três meses encerrados em 30 de setembro de 2012 e 2011 está disposta conforme tabela abaixo (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

 

(1)     Parcela antes dos royalties é líquida do consumo interno do campo.

(2)     Inclui o Campo Quifa SW 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 à Ecopetrol S.A.

(3)     Royalties na produção de gás do campo La Creciente são pagáveis em moeda corrente e consideradas parte do custo de produção. Royalties nos condensados são pagos em espécie, representando um pequeno impacto na parcela líquida após royalties. A Companhia teve um avanço de 70% no projeto de aumento da capacidade de processamento de 100 MMcf/d no campo La Creciente Station.

(4)     A Companhia tem participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., que indiretamente detém 49,999% de participação operacional no bloco Sabanero.

(5)     Outros campos de produção correspondem ao ativos de produção localizados nos blocos de Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo e Buganviles. Ademais incluem os recentemente adquiridos blocos de PetroMagdalena, assim como os blocos Carbonera, Carbonera La Silla, La Punta e Yamu (La Punta and Yamu não são blocos operacionais). Sujeito a aprovação da Ecopetrol e ANH, a Companhia tem desinvestido sua participação nos blocos de Moriche, Las Quinchas, Guasimo, e Chipalo.

(6)     O bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, que são operados pela BPZ, na qual a Companhia adquiriu 49% de participação em 27 de abril de 2012. Assim que o fechamento da transação ocorrer, a Companhia ou qualquer uma de suas subsidiárias irá operar sob o Acordo de Serviços de Operação. Os royalties aplicáveis no Peru são pagos à vista e são contabilizados como parte do custo de produção.

(7)     Os volumes médios diários da Companhia incluem os volumes médios diários da PetroMagdalena de 27 de julho de 2012 até 30 de setembro de 2012 (um período de 65 dias) de 3,198 boe/d (produção total do campo de 6,273 boe/d), que foi calculada pela divisão de produção agregada da PetroMagdalena de 207,870 boe (produção total do campo de 407,745 boe) no período de 65 dias da aquisição. O volume médio diário da PetroMagdalena para todo o terceiro trimestre (calculado em 92 dias) foi de 2,259 boe/d (produção total do campo de 4,432 boe/d).

(8)     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.

Detalhes da Conferência Telefônica relativa ao Terceiro Trimestre

A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 8 de novembro de 2012, às 8:00 a.m. (horário de Toronto e Bogotá) / 11:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir os resultados do terceiro trimestre de 2012 da Companhia. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando os seguintes números de dial-in (uma apresentação será postada no website da Companhia previamente à conferência telefônica, em www.pacificrubiales.com).

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):                                     (888) 231-8191

Identificação da Conferência (Participantes no idioma Inglês):                       36920400

Identificação da Conferência (Participantes no idioma Espanhol):                  36900534

 

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 p.m. (horário de Toronto) do dia 22 de novembro de 2012, o qual poderá ser acessado da seguinte forma:

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

Número para ligação local:                                          (416) 849-0833

Identificação (Participantes no idioma Inglês):                        36920400

Identificação (Participantes no idioma Espanhol):       36900534

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.

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

 

Sr. Roberto Puente

Gerente Sênior de Relações com Investidores

+57 (1) 511-2298

 

Sr. Javier Rodriguez

Gerente de Relações com Investidores

+57 (1) 511-2319

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 30 de junho 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) na data do fechamento, as receitas e despesas operacionais serão alocados a cada sócio com base na sua respectiva participação; e (ii) uma vez recebida a aprovação pelas respectivas autoridades peruanas, a Companhia receberá 49% de participação na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1. Até o momento, nenhuma receita ou custos foi reconhecido nos resultados da Companhia com relação à produção oriunda do Bloco Z-1, na medida em que seu pleno reconhecimento está sujeito a aprovação das respectivas autoridades peruanas.

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.

Tradução

Este Comunicado à Imprensa foi preparado no idioma Inglês e posteriormente traduzido para o Espanhol e Português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em Inglês e os suas respectivas traduções, o documento Inglês deverá prevalecer.

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.