NEWSROOM

Toronto, Canadá, quarta-feira, 8 de maio de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados não auditados relativos ao primeiro trimestre deste ano, encerrado em 31 de março de 2013, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (“MD&A”). Esses documentos serão publicados no website da Companhia, no endereço eletrônico www.pacificrubiales.com, no SEDAR, no endereço eletrônico www.sedar.com, na SIMEV, no endereço eletrônico www.superfinanceira.gov.co/web_valores/Simev, e na BM&FBOVESPA, no endereço eletrônico www.bmfbovespa.com.br. Todos os valores divulgados nesse comunicado e nos comunicados financeiros da Companhia estão em US$, a menos que expressamente declarado de forma contrária.

A Companhia agendou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 9 de maio de 2013, às 9:00h a.m. (Horário de Toronto), para discutir os seus resultados do primeiro trimestre. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in fornecidas ao final deste comunicado à imprensa.

 

Visão Geral e Destaques do Primeiro Trimestre de 2013

 

• A produção líquida média após royalties foi de 127.889 boe/d, um aumento de 18% comparado ao quarto trimestre do ano passado e um aumento de 37% em relação ao mesmo período em 2012. Isso representa um recorde para a Companhia e está situado no topo do guidance de produção anual.
• As receitas totalizaram $1,3 bilhões, um aumento de 20% comparado ao quarto trimestre do ano passado e um aumento de 35% sobre o mesmo período em 2012.
• O EBITDA foi de $695 milhões, representando um aumento de 62% comparado ao quarto trimestre do ano passado e um aumento de 28% em relação ao mesmo período em 2012. Foi ainda um trimestre recorde para a Companhia, impulsionado por maiores volumes de produção e vendas e suportado por realizações de preços elevadas.
• O fluxo de fundos de operações (cash flow) foi de $506 milhões, um aumento de 119% comparado ao quarto trimestre do ano passado e um aumento de 29% em relação ao mesmo período em 2012, representando um trimestre recorde para a Companhia.
• O lucro líquido foi de $121 milhões, um aumento substancial de $145 millhões comparado a uma perda de $24 milhões registrada no quarto trimestre de 2012. O lucro líquido no trimestre foi abaixo dos $258 milhões do mesmo período em 2012. Contribuiu para essa diminuição comparada ao primeiro trimestre do ano passado um aumento não pecuniário nos custos com depreciação, exaustão e amortização (“DD&A”), resultado dos maiores volumes produzidos, das aquisições da C&C Energia (“C&C”) e PetroMagdalena Energy Corp. (“PetroMagdalena”) concluídas em 2012, e das contínuas adições de capex ao campo de Rubiales relacionadas à vida contratual até 2016 do campo. Ainda contribuiu para essa diminuição o aumento com imposto de renda, principalmente resultado de efeitos não pecuniários de câmbio estrangeiro em impostos de renda diferidos.
• Netbacks operacionais de produção de petróleo cru combinado e de gás natural de $60.88/boe foram 31% maiores que os $46,44/boe registrados no quarto trimestre, principalmente relacionado à decisão arbitral PAP em Quifa SW. Os netbacks operacionais no trimestre diminuíram no mesmo período em 2012, em grande parte resultado dos menores preços das commodities e um leve aumento nos custos.
• A Companhia alcançou uma redução de $4,29/bbl em seus custos operacionais com petróleo no primeiro trimestre comparado com o quarto trimestre do ano passado, excluindo custos com overlift/underlift, em razão da provisão financeira relacionada à decisão arbitral PAP de Quifa SW. A Companhia continuia a implementar projetos de redução de custos e iniciativas que se espera resultem em redução estrutural nos custos futuros de operação de, aproximadamente, $8/boe em uma base pró-forma durante 2013.
• Emissão de $1 bilhão de notas seniores quirografárias à uma taxa de 5,125% com vencimento em 2023. Os recursos obtidos serão destinados ao pagamento do endividamento de curto prazo e linhas de crédito rotativo, ao mesmo tempo em que estende o perfil de crédito da Companhia e fortalece sua estrutura de capital em geral.
• Um crescimento de 55% no total de Recursos Prospectivos certificados, chegando a 4.3 Bboe, dos 2.8 Bboe em 2011. O total de Recursos Contingentes também cresceu para 168 MMboe, dos 4 MMboe em 2011.
• Importantes descobertas de exploração, incluindo duas novas descobertas de petróleo leve nos blocos Cubiro e Arrendajo da Companhia na Colômbia, uma descoberta significante de gás natural e condensado no bloco Guama também na Colômbia e uma descoberta de petróleo leve no poço de exploração Kangaroo-1, perfurado na bacia offshore de Santos, localizada no Brasil.
• A Companhia recebeu uma importante permissão ambiental para a Área de Exploração de Hidrocarbonetos Quifa (Quifa Hydrocarbon Exploitation Area), o que permitirá no futuro um aumento de produção no campo Quifa SW e o recomeço da perfuração exploratória na área de Quifa East.
• Em abril de 2012, a Companhia arquivou uma notificação de intenção perante a Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) (“TSX”) para iniciar a recompra de ações (no Canadá, normal course issuer bid) até o máximo de 31.075.887 ações ordinárias, o que representar 10% do float da Companhia em 26 de abril de 2012. Em razão da robustez do seu balanço patrimonial, a Companhia está atualmente avaliando métodos para retornar valor aos acionistas, o que inclui a recompra de ações e/ou um aumento do dividendo trimestral. A administração sênior está em processo de avaliação dessas alternativas e irá submeter a proposta ao conselho de administração até o final do segundo trimestre.

 

“Estou muito satisfeito com a robusta performance operacional e financeira da Companhia no ano de 2013 até esta data”, comentou Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia. “Os volumes de produção e vendas estão em níveis recordes e no caminho de alcançar o topo do nosso guidance de produção anual. As métricas de desempenho financeiro da Companhia medidas pelo caixa gerado como EBITDA e o fluxo de fundos de operações (cash flow) continuam robustas e estão em crescimento. O balanço da Companhia está sólido e continuamos a nos beneficiar de vantagens de mercado e comércio, atualmente aproveitadas pela produção de petróleo pesado da Colômbia, alcançando um preço WTI Premium no primeiro trimestre de quase $8/bbl no total do nosso volume de vendas com produção de petróleo cru.

 

Nós temos um ativo e animador ano de exploração e desenvolvimento planejado, com mais de 40 poços de exploração e avaliação planejados para o ano, e com mais de um terço destes poços como sendo de alto potencial de impacto na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil e Papua–Nova Guiné. Cinco novas descobertas de exploração foram realizadas durante o primeiro trimestre, incluindo uma descoberta de petróleo no poço de exploração Kangaroo-1, localizado offshore no Brasil. Em abril, nós cavamos nosso primeiro poço de exploração onshore (o poço Yahish-1X) no Bloco 138, no Peru, visando uma larga estrutura identificada na sísmica.

 

As permissões ambientais na Colômbia estão mais lentas do que antecipamos, mas estou satisfeito de ver melhoras no desenvolvimento nesta frente e nós agradecemos os esforços que a Autoridade Nacional de Licenças Ambientais – ANLA (Autoridad Nacional de Licencias Ambientales) tem realizado para melhorar e agilizar o processo de obtenção de licenças para produtores de petróleo na Colômbia. Durante o primeiro trimestre, nós recebemos uma importante permissão para a futura exploração e desenvolvimento da Área de Exploração de Hidrocarbonetos Quifa, que permitirá um aumento da produção no campo Quifa SW e o recomeço da perfuração de exploração na área de Quifa East, no norte do campo Rubiales. Nós também recebemos as permissões necessárias para o aumento da produção de petróleo no nosso bloco no campo de petróleo Copa.

 

A Companhia está em processo de implementação de diversas iniciativas de corte de custos com relação à sua produção, transporte e custos com diluentes, o que esperamos seja materializado durante o ano.

 

A Companhia está criando uma nova linha de transmissão de energia conectando os campos de Rubiales e Quifa com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia menos custosa para executar operações dentro do campo, o que se espera esteja em operação no terceiro trimestre desse ano.

De forma a lidar com o aumento dos volumes de água produzida nos campos de Rubiales e Quifa, a Companhia iniciou um projeto para tratar a formação da agua produzida desses campos e utilizá-la em um projeto de irrigação desenvolvido para atividades agroflorestais, iniciando no quarto trimestre de 2013. Uma nova estação de mistura de diluentes também está sendo construída, o que irá levar a uma otimização e a custos menores na produção em expansão de petróleo pesado da Companhia a partir do segundo trimestre deste ano.

Nossos investimentos no oleoduto Bicentenario irão nos proporcionar um escoamento adicional no oleoduto de, aproximadamente, 40.000 bbl/d a partir da segunda metade deste ano, reduzindo de forma significativa os elevados custos atuais associados com o transporte rodoviário (trucking) da produção de petróleo.

A Companhia continua a investir ativamente em projetos e em infraestrutura na Colômbia projetados para sustentar nossa crescente produção no país. Esses projetos incluem nossos investimentos em Puerto Bahia, onde estamos desenvolvendo um novo terminal de exportação de petróleo na costa caribenha da Colômbia, a qual irá aumentar nossa capacidade de exportação e reduzirá o estoque armazenado.

Uma nova estação de mistura de diluentes também está sendo construída em Cusiana, o que irá ocasionar na otimização e menores custos na produção em expansão de petróleo pesado da Companhia, o que irá ter início no segundo trimestre desse ano. Com a aquisição e desenvolvimento de nossos ativos de petróleo leve, a Companhia espera ver reduções de custos adicionais como resultado da utilização de nossa produção de petróleo leve como diluente, ao invés de utilizar gasolina natural importada.

Esperamos que esses e outros projetos e iniciativas resultem em uma significante mudança estrutural nos nossos custos operacionais, almejando reduções de, aproximadamente, $8/bbl, em uma base pró-forma durante o restante deste ano, consistindo em uma redução de $3 -$4/bbl em custos com produção e uma redução de $3 - $5/bbl em custos com transportes e diluentes.

Ainda que seja um projeto recente, estamos encorajados pelos resultados que estamos vendo no projeto piloto STAR em Quifa SW. Nós conseguimos uma ignição sustentada no reservatório durante o primeiro trimestre e iremos continuar a avaliar esse projeto piloto.

Um projeto de menor escala de gás natural liquefeito (GNL) está sendo construído em aliança com a Exmar NV, o que irá permitir que a Companhia mais que dobre sua produção de gás na parte norte da Colômbia quando ele estiver em funcionamento no final de 2014.

No geral, estou ansioso para um ano de crescimento contínuo de produção, melhorias nos custos de estrutura e um animador programa de exploração, na medida em que construímos, para benefício de longo prazo de nossos acionistas e funcionários, a maior companhia de E&P focada na América Latina.”

Resultados Financeiros

 

Resumo Financeiro
	2013	2012
	1T	4T		1T
Receitas com Vendas de Petróleo e Gás ($ milhões)	1.258,8	1.046,7	931,9
EBITDA ($ milhões)1	694,7	429,0	542,2
EBITDA por Ação1	2,16	1,45	1,85
Fluxo de Fundos de Operações ($ milhões)1	506,2	231,5	392,5
Fluxo de Fundos de Operações por Ação1	1,58	0,78	1,34
Lucro Líquido Ajustado (Perdas) de Operações ($ milhões)1	146,9	38,2	290,0
Lucro Líquido Ajustado (Perdas) de Operações ($ milhões) por Ação1	0,46	0,13	0,99
Lucro Líquido (Perdas) ($ milhões)	122,0	(23,8)	258,4
Lucro Líquido (Perdas) por Ação	0,38	(0,08)	0,88
Média de Ações em Circulação – básico (milhões)	321,3	294,6	292,4

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

Produção

Resumo da Produção
	2013		2012
	1T	4T			1T
Petróleo e Líquidos (bbl/d)
Colômbia	115.318		95.526	80.955
Peru	1.461		1,457	1.703
Total de Petróleo e Líquidos (bbl/d)	116.779		96.983	82.658
Gás Natural (boe/d)1
Colômbia	11.110		11.166	10.915
Peru	-		-	-
Total de Gás Natural (boe/d)	11.110		11.166	10.915
Total Equivalente (boe/d)	127.889		108.149	93.573

¹ Padrão colombiano de conversão de gás natural de 5.7 Mcf/bbl.

Detalhes adicionais de produção estão disponíveis no MD&A.

A produção total líquida após royalties da Companhia de 127.889 boe/d aumentou em 37% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, impulsionada por um crescimento robusto na produção de petróleo dos campos de petróleo pesado Rubiales e Quifa da Companhia, além de adição de volumes e crescimento da produção de petróleo leve, resultantes das aquisições de PetroMagdalena e da C&C, finalizadas em junho e dezembro de 2012, respectivamente.

A média de produção líquida após royalties de petróleo do campo Rubiales aumentou de 57.555 bbl/d em 2012 para 70.495 bbl/d neste ano, e a do campo Quifa SW aumentou de 21.885 bbl/d em 2012 para 25.435 bbl/d (representando um aumento de 16%), principalmente devido a permissões ambientais recebidas no mês de agosto de 2012, as quais permitiram o aumento da injeção de água nestes campos. A produção nos dois campos aumentou, respectivamente, 9% e 10%, se comparadas a produção no quarto trimestre de 2012. A produção líquida após royalties adicional de 2.026 bbl/d no trimestre foi uma contribuição do campo de Cajua, um novo campo comercial em desenvolvimento situado logo ao norte de Quifa SW.

A maior parte da produção líquida após royalties de petróleo leve dos ativos de PetroMagdalena tem crescido de 2,5 Mboe/d para, aproximadamente, 5,2 Mboe/d, mais do que o dobro em função de atividades bem-sucedidas de exploração e desenvolvimento.

Receitas e custos associados à participação de 49% da Companhia no Bloco Z-1 foram identificados nas demonstrações financeiras de 2012, como consequência de aprovação das autoridades peruanas aplicáveis. A aquisição tem data efetiva de 1° de janeiro de 2012.

Volume de Produção e Vendas

Produção para Total de Reconciliação de Vendas
	2013	2012
	1T	4T		1T
Produção Líquida (boe/d)
Colômbia	126.428	106.692	91.870
Peru	1.461	1.457	1.703
Total Produção Líquida (boe/d)	127.889	108.149	93.573
Produção Líquida Vendida (boe/d)
Produção Disponível para Venda (boe/d)1	127.889	107.071	91.870
Volumes de Diluentes (bbl/d)	9.607	9.671	8.549
Volumes de Petróleo para Comercialização (bbl/d)	3.895	1.718	10.221
Balanço de Estoque e Outros (boe/d)	2.259	1.681	(11.732)
Volumes Vendidos (boe/d)	143.650	120.141	98.908

¹Produção disponível para venda incluí toda a produção líquida na Colômbia e os 49% de participação da Companhia no Bloco Z-1, localizado no Peru, de 12 de dezembro de 2012.

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 a utilização como diluente para a mistura com sua produção de petróleo pesado e para fins comerciais, os quais estão incluídos no registro “volumes vendidos”. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo nos estoques durante o período de relatório. Tanto as receitas quanto os custos estão identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.

 

A produção disponível para venda no trimestre cresceu para 127.889 boe/d, em relação a 91.870 no mesmo período do ano anterior (representando um aumento de 39%), devido ao crescimento no volume de produção em campos de produção. Apesar do aumento de 23% na produção de petróleo pesado dos campos de Rubiales, Quifa SW e Cajua da Companhia, os volumes de diluentes aumentaram o pequeno percentual de 12% com relação ao ano anterior, em razão de uma compra maior de gasolina natural, ao invés de petróleo leve. O petróleo para volumes de comercialização no atual trimestre foi reduzido para 10.221 bbl/d, enquanto o balanço de inventário saiu de 2.259 bbl/d parados para 11.732 boe/d construídos, no mesmo trimestre do ano anterior.

O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes adicionados à produção de petróleo pesado, volumes de petróleo para comercialização e mudanças do balanço do estoque, aumentou de 98.908 boe/d em 2012 para 143.650 boe/d no atual trimestre (representando um aumento de 45%).

Netbacks Operacionais e Volumes de Vendas

Netbacks e Volumes de Produção de Petróleo e Gás
	2013 1T						2012 4T					2012 1T
	Petróleo			Gás Natural		Combinado	Petróleo		Gás Natural	Combinado		Petróleo		Gás Natural	Combinado
Volumes Vendidos (boe/d)		128.641	11.114		139.755		107.392	11.031			118.423		77.829	10.858	88.687
Preço de Vendas de Petróleo Cru e Gás Natural ($/boe)		102,06	40,26		97,14		99,83	43,80			94,61		110,96	41,45	102.45
Custos de Produção ($/boe)		12,89	4,49		12,22		14,78	6,61			14,02		9,42	2,59	8,58
Custos de Transporte ($/boe)		15,66	0,05		14,42		14,57	0,01			13,22		13,47	0,06	11,83
Custos de Diluentes ($/boe)		9,32	-		8,58		8,52	-			7,72		13,99	-	12,27
Subtotal de Custos ($/boe)		37,87	4,54		35,22		37,87	6,62			34,96		36,88	2,65	32,68
Outros Custos ($/boe)		0,68	2,91		0,86		5,14	2,99			4,94		(2,40)	2,28	(1,83)
Custos Overlift/Underlift ($/boe)		0,17	0,29		0,18		9,21	(0,89)			8,27		(2,45)	(0,04)	(2,16)
Total de Custos ($/boe)		38,72	7,74		36,26		52,22	8,72			48,17		32,03	4,89	28,69
Netback Operacional ($/boe)		63,34	32,52		60,88		47,61	35,08			46,44		78,93	36,56	73,76

Detalhes adicionais de custos e netbacks estão disponíveis no MD&A do primeiro trimestre de 2013.

 

Em comunicado à imprensa, datado de 9 de abril de 2013, a Companhia divulgou seus planos para uma redução estrutural em seus custos operacionais em uma base pró-forma, a partir do segundo trimestre de 2013, por meio de uma série de iniciativas e projetos, incluindo uma nova linha de transmissão elétrica que fornecerá energia mais barata, aumento no transporte por oleodutos, substituindo o mais custoso transporte rodoviário (trucking), de petróleo cru e eficiências e otimizações relativas aos custos de diluentes e fornecimento.

 

Petróleo para Volumes de Comercialização e Netbacks
	2013		2012
		1T	4T		1T
Volumes Vendidos (bbl/d)	3.895		1.718	10.221
Preço de Vendas ($/bbl)	105,24		100,66	112,94
Custo de Compras ($/bbl)	101,55		96,99	109,31
Netback Operacional ($/bbl)	3,69		3,67	3,63

Detalhes adicionais de petróleo para comercialização estão disponíveis no MD&A.

A Companhia ainda divulga separadamente seu netback de petróleo cru para comercialização, o qual foi de $3,69/bbl no primeiro trimestre de 2013, comparado a $3,63/bbl no mesmo período de 2012.

Atualização da Exploração

A Companhia perfurou oito poços de exploração e de avaliação durante o primeiro trimestre, que resultaram em cinco descobertas e três poços secos.

Colômbia

No Bloco Cubiro, a Companhia perfurou e completou o poço de exploração Copa D-1 e o poço de avaliação Copa A Norte-1, encontrando, respectivamente, 27 e 25 pés de pagamento líquido nos intervalos de areia Carbonera. Os poços tiveram fluxo de, respectivamente, 900 bbl/d e 770 bbl/d de petróleo leve API 42º no teste.

A Companhia perfurou o poço de exploração Yaguazo-1, encontrando 14 pés de pagamento líquido nas areias basais em uma estrutura ainda não perfurada no Bloco Arrendajo. O poço está, atualmente, sendo preparado para permitir um teste de produção e a Companhia pretende perfurar em seguida um poço de avaliação na mesma estrutura.

No Bloco Guama, a Companhia terminou de perfurar o poço de exploração Manamo-1X, encontrando 251 pés de pagamento líquido, o qual foi testado a uma taxa máxima de 4,9 MMcf/d de gás natural com 296 bbl/d API 54º condensado. A Companhia também iniciou a perfuração do poço Capure-1X em uma estrutura separada, a qual, até a presente data, interceptou, aproximadamente, 23 pés de pagamento indicado de gás natural e condensado em uma zona secundária.

No Bloco CPO-12, o poço de exploração Hayuelo-1X foi perfurado como parte do compromisso de três poços no bloco. O poço encontrou apenas pequenos traços de hidrocarbonetos e foi fechado e abandonado como um poço seco. No Bloco CPO-1, o poço de exploração Altillo Oeste-1 também foi fechado e abandonado como um poço seco após o insucesso na descoberta de hidrocarbonetos.

No Bloco Santa Cruz, a Companhia cavou o poço de exploração Phobos-1 durante este trimestre. Esse poço tem diversos alvos, e se espera que alcance sua profundidade de perfuração total no segundo trimestre de 2013.

Durante este trimestre, uma jornada sísmica de 366km2 3D foi concluída na parte norte do Bloco CPE-6, com o objetivo de identificar novas localizações de poços no prospecto de petróleo de Hamaca. Ademais, exames aeromagnéticos e aerogravitacionais foram iniciados nos blocos COR-15 e COR-24, e o processamento e interpretação de dados 2D e 3D adquiridos nos blocos Muisca, COR-15 e Portofino estão em andamento, todos com o objetivo de identificar futuras locações de poços de exploração.

Peru

No Bloco Z-1 offshore, a Companhia e sua parceira, a BPZ Energy, finalizaram a aquisição de 429 km² de dados sísmicos 3D, os quais estão, atualmente, sendo processados e interpretados em conjunto com 1.143 km² de dados sísmicos 3D previamente adquiridos.

No Bloco 138, a Companhia cavou, em 16 de abril de 2013, o poço de exploração Yahuish-1X. É esperado que o poço necessite de 60 a 80 dias para alcançar a profundidade total.

No Bloco 135, a Companhia continuou a aquisição de 789 km de dados sísmicos 2D, o que se espera estar completo durante o segundo trimestre de 2013. No Bloco 116, se espera que inicio da perfuração do poço de exploração proposto Fortuna-1X aconteça durante a segunda metade de 2013.

Guatemala

Nos Blocos N-10-96 e O-10-96, um exame hiperespectral geofísico foi completado e o planejamento avançado foi iniciado para um poço de exploração, o qual se espera seja perfurado na segunda metade de 2013.

Brasil

Durante este trimestre, dois poços de exploração (Kangaroo-1 e Emu-1) foram perfurados como parte de um acordo de farm-in que cobre cinco blocos na bacia offshore de Santos, localizada no Brasil. O poço Kangaroo-1 encontrou uma seção com reservatório de petróleo de 82 pés brutos (58 pés de pagamento líquido) localizado em uma posição baixa e de flanco em uma estrutura do Eoceno. A operadora dos blocos, a Karoon Gas, planeja perfurar um poço de avaliação para a descoberta Kangaroo no final do ano. O poço Emu-1 não teve sucesso em encontrar zonas de pagamento e foi fechado e abandonado. A Companhia está participando de uma terceira opção de poço (Bilby-1), o que resultou em uma descoberta de petróleo no intervalo final de um reservatório do período Cretáceo, conforme indicação em registros de cabo (wireline) e amostras de pressão e fluido. Uma avaliação adicional da zona de petróleo está em andamento e se espera que a perfuração continue até uma profundidade de, aproximadamente, 15.050 pés durante o mês de maio de 2013.

Conferência Telefônica com Detalhes do Primeiro Trimestre de 2013

A Companhia agendou uma conferência telefônica para investidores e analistas no dia 9 de maio de 2013, 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 o resultado do primeiro trimestre de 2013. Entre os participantes estão os Srs. Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente, e membros seniores da administração da Companhia. A Pacific Rubiales espera divulgar seus resultados do primeiro trimestre de 2013 no dia 8 de maio de 2013, quarta-feira, após o fechamento dos mercados.

A conferência telefônica em tempo real será conduzida em inglês com tradução simultânea para o Espanhol. A Companhia irá divulgar uma apresentação em seu website anteriormente à conferência telefônica, 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 (Tollfree Colômbia):                                      01-800-518-0661
Número do Participante (Tollfree América do Norte):                          (888) 231-8191
Identificação da Conferência (Participante no idioma Inglês):               40205504
Identificação da Conferência (Participantes no idioma Espanhol):        40208313

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

Um replay da conferência telefônica estará disponível até às 23:59 p.m. (horário de Toronto) do dia 23 de maio de 2013, o qual poderá ser acessado da seguinte forma:

Número para ligação (TollFree):                                              1-855-859-2056
Número para ligação local: (416)                                             849-0833
Identificação (Participantes no idioma Inglês):                          40205504
Identificação (Participantes no idioma Espanhol):                     40208313

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 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.

As ações ordinárias de emissão 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 Colômbia), 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 MAIORES INFORMAÇÕES:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente Sênior de Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

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, Peru, Guatemala, Brasil, Papua-Nova Guiné ou Guiana; 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 13 de março de 2013 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.

Adicionalmente, níveis relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as taxas de produção futuras podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa devido, entre outros fatores, a dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

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.

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.

Recursos

Os leitores deverão atentar às estimativas de classes individuais de recursos e apreciar as diferentes probabilidades de recuperação associadas a cada classe. Estimativas de recursos restantes recuperáveis (sem risco) incluem Recursos Prospectivos que não tiveram risco ajustado baseado na chance de descobrimento ou na chance de desenvolvimento, além de Recursos Contingentes que não tiveram risco ajustado baseado na chance de desenvolvimento. Não se trata de uma estimativa de volumes que possa ser recuperada. É mais provável que a recuperação seja menor, substancialmente menor ou zero.

Recursos Prospectivos são aquelas quantidades de petróleo e gás natural que se estima serem potencialmente recuperáveis de acumulações ainda não descobertas. Não existe certeza de que os recursos prospectivos serão descobertos. Caso sejam, não existem garantias de que serão comercialmente viáveis para a produção de parte dos recursos prospectivos. A aplicação de qualquer fator geológico ou econômico não significa recursos prospectivos ou contingentes ou reservas. Adicionalmente, as seguintes Classificações de Recursos mutuamente exclusivas foram utilizadas:

• Estimativa Baixa – Essa é considerada uma estimativa conservadora da quantidade que será de fato recuperada da acumulação. Este termo reflete o nível de confiança P90, o qual representa uma chance de 90% de que uma descoberta bem sucedida seja maior ou igual a esta estimativa de recurso.

• Melhor Estimativa – Essa é considerada a melhor estimativa da quantidade que será de fato recuperada da acumulação. Esse termo é uma medida média da incerteza de distribuição e, portanto, reflete um nível de confiança de 50%, o qual representa uma chance de 50% de que uma descoberta bem sucedida seja maior ou igual a esta estimativa de recurso.

• Estimativa Alta – Essa é considerada uma estimativa otimista da quantidade que será de fato recuperada da acumulação. Este termo reflete o nível de confiança P10, o qual representa uma chance de 10% de que uma descoberta bem sucedida seja maior ou igual a esta estimativa de recurso.

Recursos Contingentes são aquelas quantidades de petróleo estimadas, a partir de certa data, a serem potencialmente recuperáveis de acumulações conhecidas utilizando tecnologia já estabelecida e em desenvolvimento, mas que não sejam atualmente consideradas comercialmente recuperáveis em razão de uma ou mais contingências. Recursos Contingentes têm uma chance associada de desenvolvimento (econômica, regulatória, mercadológica e de instalações, compromissos corporativos ou riscospolíticos). As estimativas fornecidas no presente comunicado não foram avaliadas para chance de desenvolvimento. Não há certeza que os recursos contingentes serão desenvolvidos e, caso sejam desenvolvidos, do tempo de tal desenvolvimento ou que será comercialmente viável a produção de qualquer parcela dos recursos contingentes.

Nesse comunicado à imprensa, o volume total de recursos foi expresso em estimativas altas, baixas e de melhor cenário para os recursos prospectivos e contingentes. O total desses volumes se dá pela soma aritmética de múltiplas estimativas de recursos contingentes e prospectivos, conforme o caso, os quais, segundo princípios estatísticos, podem induzir a erro com relação aos volumes que podem ser efetivamente recuperados. Os leitores devem prestar atenção às estimativas de classes individuais dos recursos e apreciar avaliar as diferentes probabilidades de recuperação associadas a cada classe conforme explicado nesta seção.

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.