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Toronto, Canadá, jueves 7 de noviembre de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB), anunció hoy, la publicación de sus resultados financieros consolidados no auditados para el trimestre que culminó el 30 de septiembre de 2013, junto con su Informe de Gestión (“MD&A”). Los anteriores documentos estarán disponibles en la página web de la Compañía en www.pacificrubiales.com, en SEDAR en www.sedar.com, en la página web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, y en la página web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br. Todos los valores descritos en el presente comunicado y los documentos financieros de la Compañía están expresados en US$, salvo que se indique otra moneda.

La Compañía ha programado una teleconferencia para inversionistas y analistas el jueves 7 de noviembre de 2013 a las 8:00 a.m., (Hora de Toronto y Bogotá), y 11:00 a.m., (Hora de Rio de Janeiro), para discutir los resultados del tercer trimestre de la Compañía. Se invita a los analistas e inversionistas interesados a participar, utilizando las instrucciones de acceso disponibles al final del presente comunicado.

Destacados del Tercer Trimestre de 2013

• La producción bruta total en campo fue de 311.450 bpe/d, un aumento de 1.385 bpe/d comparado con el segundo trimestre de este año y un aumento de 28% comparado con el mismo periodo en el 2012.
• La producción bruta antes de regalías fue de 157.684 bpe/d, un aumento de 1.585 bpe/d, comparado con el segundo trimestre de este año y un aumento de 34% comparado con el mismo periodo en el 2012.
• La producción neta después de regalías fue de 127.728 bpe/d, un aumento de 31%, comparado con el mismo periodo en el 2012. La producción neta del trimestre estuvo por encima del límite superior de los pronósticos anuales de la Compañía, a pesar de haber realizado entregas de volúmenes adicionales a Ecopetrol S.A. (“Ecopetrol”), asociados con la decisión del arbitramento sobre la cláusula de precios altos en Quifa SO ("PAP").
• Los volúmenes de ventas fueron de 123.689 bpe/d, un aumento de 24%, comparado con el mismo periodo en el 2012.
• Los ingresos fueron de $1,1 millardos, un aumento de 28%, comparado con el mismo periodo en el 2012.
• El EBITDA ajustado fue de $612 millones, un aumento de 27%, comparado con el mismo periodo en el 2012, representando un margen del 55% sobre los ingresos totales para el periodo.
• El Flujo de Caja, (flujo de fondos de las operaciones), fue de $455 millones, un aumento de 31% comparado con el mismo periodo en el 2012.
• La utilidad neta fue de $82 millones, con un aumento de 19%, comparado con el mismo periodo en el 2012.
• Los netbacks operativos en la producción combinada de crudo y gas natural continuaron sólidos en el tercer trimestre a $62,52/bpe comparado con $60,54/bpe para el segundo trimestre de 2013 y $61,42/bpe en el mismo periodo en el 2012.
• La Compañía continua enfocándose en los proyectos e iniciativas de reducción de costos, los cuales se espera que resulten en una reducción de los costos de operación futuros en aproximadamente $8/bbl sobre base pro-forma para finales de 2013, comparado con el promedio del 2012.
• La autoridad de patentes de Colombia otorgó una patente exclusiva por 20 años para la tecnología Synchronized Thermal Additional Recovery (“STAR”), propiedad de la Compañía.  Además,  la Compañía obtuvo  los resultados de tres reportes técnicos independientes en el proyecto piloto STAR en Quifa SO, los cuales indican  que a la fecha se ha logrado al menos doblar el factor de recuperación.
• La Compañía acordó adquirir todas las acciones ordinarias en circulación de Petrominerales Ltd. (TSX: PMG) (“Petrominerales”).

Temas Destacados Posteriores al Tercer Trimestre

• El Oleoducto Bicentenario comenzó operaciones y el primer cargamento de crudo  de la Compañía se realizó a comienzos de noviembre.
• La Compañía y Gazprom Marketing & Trading anunciaron la firma de una Hoja de Términos para la negociación de un contrato de compraventa a cinco años por aproximadamente 0,5 millones de toneladas al año de gas natural licuado, FOB Colombia, (Mar Caribe), iniciando en el segundo trimestre de 2015.

 

• La Compañía recibió las licencias ambientales necesarias para avanzar en sus actividades de exploración y desarrollo planeadas en los bloques de  CPE-6 y Guama ubicados en Colombia.

Ronald Pantin, Chief Executive Officer de la Compañía, comentó:

“Pacific Rubiales se enfoca en el crecimiento de la producción y en la generación de efectivo como un indicador de su desempeño y la creación de valor. El desempeño durante el tercer trimestre fue sólido con un aumento de la producción, ingresos, EBITDA ajustado y flujo de caja de aproximadamente 30% comparado con el mismo trimestre del año pasado.

“La producción en el tercer trimestre continuó a niveles record y continuamos encaminados a llegar  o exceder el  nivel más alto de nuestro pronóstico anual de producción del 15% a 30% de crecimiento, (113 a 127 Mbpe/d netos), por encima de los niveles de producción promedio del 2012. En el trimestre, la producción neta de 128 Mbpe/d estuvo acorde  con el trimestre anterior. Es importante entender que debido a la naturaleza de los negocios de la Compañía en Colombia, con mayor énfasis en el crudo pesado, frente al crudo liviano, nuestro crecimiento de producción tiende a materializarse en grandes aumentos  de manera escalonada, generada  por los permisos, instalaciones y desarrollo  de cada campo. Por otro lado, la producción de crudo pesado tiene la clara ventaja  de generar niveles de producción más sostenible, una mayor vida de reservas, y unas características repetibles y a gran escala.

“Los volúmenes de venta en el trimestre aumentaron en un  24%, comparado con el mismo periodo del año pasado, a pesar de la reducción del volumen de crudo en 1 MMbbl, compuesto por 406 Mbbl correspondientes a la participación del llenado de la línea del Oleoducto Bicentenario y 602 Mbbl de los 1,7 MMbbl acumulados por volúmenes PAP los cuales fueron registrados en trimestres anteriores, como una provisión financiera que desde el tercer trimestre, se están entregando a Ecopetrol en especie, de acuerdo con  la decisión del arbitramento del PAP. El llenado de línea del oleoducto Bicentenario se completó durante el tercer trimestre, y la Compañía espera terminar  la entrega de los volúmenes PAP remanentes de periodos anteriores, (aproximadamente 1,1 MMbbl), a finales del primer trimestre de 2014. Estimamos que de haberse logrado vender este volumen, el EBITDA ajustado y el flujo de caja del trimestre  hubiesen sido más altos en aproximadamente $59 millones y $51 millones, respectivamente.

“A pesar de la continuada reducción en la brecha en los precios WTI/Brent, la demanda y los precios de la producción de crudo de la Compañía en Colombia permanecen robustos. En el tercer trimestre, la Compañía alcanzó un precio de venta de crudo de $103/bbl, un descuento de 3% y 6% con relación al precio referencial WTI y Brent respectivamente. Más importante aun, la Compañía continúa mostrando  fuertes márgenes operativos en la  producción de crudo, que tiene la ventaja de estar directamente relacionada a los mercados de crudo internacional, con costos operativos relativamente bajos y estables.

“La Compañía ha mantenido los márgenes operativos de su producción de crudo  por encima del 60% a lo largo del presente año, con un netback operativo de crudo de $65,73/bbl logrado en el tercer trimestre. Los costos totales combinados de producción, transporte y diluyente para la producción de crudo de la Compañía permanecieron en línea con los del trimestre anterior y el mismo periodo del año pasado. Según lo esperado, los costos de diluyente continúan bajando de forma significativa (con una reducción de un 40% en comparación con el trimestre anterior, y 58% comparado con el mismo periodo del año pasado), debido a  que la Compañía continúa reduciendo la compra de diluyentes, y remplazándolos por  crudo propio producido para la dilución.

“La reducción considerable de los costos de diluyentes, fue contrastada por un aumento en los costos de producción, (generado por menores volúmenes de venta por la entrega de producción adicional para pagar el  PAP de periodos anteriores), y por un aumento en los costos de transporte, (ocasionados por una reducción en la capacidad contratada en el oleoducto OCENSA, y por los retrasos en la operación y puesta en marcha del oleoducto Bicentenario). La Compañía espera materializar reducciones  significativas en los costos de producción a finales de este año, con la  puesta en marcha de la Línea de Transmisión Eléctrica PEL, y en los costos de transporte, con la puesta en marcha del oleoducto Bicentenario y la adquisición de participación en OCENSA, logrando las metas de reducción de costos pro-forma establecidas anteriormente en el año.  

“En el área de exploración, la Compañía registró tres importantes descubrimientos  en Colombia durante el tercer trimestre, un descubrimiento de crudo pesado en la parte oriental del bloque Quifa, un descubrimiento de crudo liviano en el bloque Cubiro, y  un descubrimiento de gas natural en el bloque La Creciente.

“También nos enorgullece reportar que durante el trimestre, fuimos seleccionados para ser incluidos en el Indicé de Sostenibilidad Norte América,  Down Jones, (Down Jones Sustainability North America Index), que hace seguimiento a las empresas que son lideres en Responsabilidad Social Corporativa. La Compañía se esfuerza en hacer grandes contribuciones  al desarrollo económico, ambiental y social en todas las comunidades en las áreas en las cuales opera, y en el futuro, continuará construyendo su historial de éxito en estas áreas.”

“Al enfocarnos en el futuro de la Compañía, estoy entusiasmado por un número de eventos recientes que se materializaron durante el tercer trimestre, y con posterioridad al mismo, los cuales representan verdaderos ‘factores de desarrollo’ para la Compañía, y que demuestran  nuestra habilidad de innovar en un ambiente de negocios externos y cambiante, así como la fortaleza de nuestros activos subyacentes y de nuestro modelo de negocios. Entre los más destacados tenemos:

 

•         El otorgamiento del permiso para inyección incremental de aguas en Rubiales, anunciado a principios de agosto. Este permiso ambiental permite un aumento de inyección de agua de 1 MMbbl/d en el campo Rubiales, lo cual le permitirá a la Compañía aumentar su producción a una meta de aproximadamente 220 Mbbl/d producción total de campo.  

 

•         La evaluación del progreso del proyecto piloto STAR en Quifa SO, anunciado a finales de septiembre. Esta evaluación realizada por tres firmas de ingeniería independientes, incluyó estimados del Petróleo Original En Sitio, (“POES”), para el área del proyecto piloto, el cual combinado con la producción acumulada del mismo, permite a la Compañía estimar que se ha logrado al menos doblar el factor de recuperación de yacimiento mediante la aplicación de STAR. Con base en estos resultados piloto, la Compañía está avanzando hacía la aplicación comercial plena de STAR en el campo Quifa SO en el 2014. Creemos que el éxito de STAR tiene importantes implicaciones para el futuro de la Compañía y Colombia, dado que más del 75% del crecimiento total de la producción de crudo del país desde el 2004, ha provenido del crudo pesado.

 

•         El otorgamiento, de una patente exclusiva en Colombia para la tecnología STAR, propiedad de la Compañía anunciada a principios de octubre. Con los grandes volúmenes de POES en cierto  número de campos de crudo pesado descubiertos en Colombia, STAR representa tanto el futuro de la industria petrolera de Colombia, como el de Pacific Rubiales. La Compañía es una empresa pionera comprobada y líder en la exploración and producción de crudo pesado en Colombia. Esta patente reconoce el valor comercial y el futuro de STAR, y el rol de  Compañía pionera en su desarrollo.

 

•     La adquisición de Petrominerales, anunciada a finales de septiembre. Esta adquisición encaja de forma excelente con nuestra estrategia de integrar crudo liviano con nuestro negocio de crudo pesado, para asegurar componentes adicionales en la cadena de valor, captura inmediata de valor adicional mediante la sinergia de activos, con aumento en la producción, las reservas y el flujo de caja en cantidades atractivas, y adicionalmente genera ventajas importantes de exploración. Los activos de crudo liviano y oleoductos de Petrominerales en Colombia crean una cobertura estratégica para el suministro, costo y seguridad de nuestros volúmenes de diluyente futuros, y para el transporte por oleoductos, acorde con nuestra expectativa de incremento en la producción de crudo pesado de la Compañía. Tal y como ya había sido anunciado, la Compañía espera concluir en el corto plazo, la negociación de un contrato de venta equivalente al  5% de la propiedad en el oleoducto OCENSA, a cambio de una suma importante en efectivo, asegurando un acuerdo a largo plazo para el transporte de la producción de crudo de la Compañía en este estratégico oleoducto. La adquisición también incluye el bloque de exploración Rio Ariari, que abarca un área de 760 mil acres en la Cuenca de Los Llanos sur. Este bloque de gran tamaño es parte de la misma franja de crudo pesado que incluye los bloques Rubiales, Quifa y CPE-6 y está ubicado a aproximadamente 80 y 200 kilómetros al sureste del bloque CPE-6 y de los campos Rubiales/Quifa, respectivamente. A la fecha, Petrominerales ha perforado 30 pozos en dicho bloque, lo que ha resultado en múltiples descubrimientos donde se han obtenido pruebas de crudo de  9 – 10° API. Se estima que uno de los prospectos perforados contiene 86 MMbbl de recursos recuperables no ponderados por  riesgos, (estimado de la gerencia de Petrominerales). El Bloque Rio Ariari es muy estratégico para la comprobada experiencia medular de la Compañía en el desarrollo de crudo pesado en Colombia. Se espera que la adquisición se complete en diciembre de 2013.

 

•     La obtención de las licencias ambientales de los bloques CPE-6 y Guama en Colombia, anunciada a principios de noviembre. Estas importantes licencias ambientales nos permitirán avanzar en  las actividades de exploración y desarrollo en estos bloques. El bloque CPE-6 es el primer y mas reciente desarrollo de campo de crudo pesado significativo para la Compañía, representando nuestro primer gran paso fuera del área de nuestra producción existente en los campos de Rubiales y Quifa. El desarrollo del bloque demostrará la naturaleza repetible y a gran escala de la estrategia de crudo pesado de la Compañía en Colombia, y al mismo tiempo brindará  soporte a los planes de la Compañía de aumentar significativamente su producción en los próximos cuatro años. El bloque Guama ha producido un número importante de descubrimientos exploratorios de gas natural y esperamos que estos descubrimientos proporcionen suministros adicionales para nuestro proyecto estratégico de exportación de GNL el cual está avanzando hacía su inicio comercial para finales del próximo año. 

 

•         Firma de un  para la negociación de un contrato de venta de GNL a cinco años con Gazprom Marketing and Trading, anunciado a principios de noviembre. Lo anterior, prepara  el camino para la negociación de un contrato  de compraventa de aproximadamente 0.5 millones de toneladas de gas natural licuado por año, (aproximadamente 70 MMcf/d de materia prima de gas natural proporcionado por la Compañía, de su campo de gas natural La Creciente), FOB Colombia, (Mar Caribe), con una duración de cinco años, el cual comenzará durante el segundo trimestre de 2015. La firma de este acuerdo es positivo para Pacific Rubiales ya que afianza las bases para el soporte al inicio comercial de la primera unidad flotante  de producción de GNL del mundo en operación la cual nos permitirá aumentar en más del doble nuestra producción de gas natural a una fórmula de precios vinculada a los marcados de crudo internacionales.

“En general, espero un final de año operativo robusto. Estamos en el proceso de preparación de nuestros planes para el 2014 y de lo que puedo ver, estamos anticipando crecimiento continuado de la producción, una mejora de la estructura de costos, y un programa de exploración emocionante, al mismo tiempo que   construimos un  beneficio a largo plazo en pro de nuestros accionistas y empleados, y la compañía líder de E&P con enfoque en América Latina.

Resultados Financieros

Resumen Financiero
			2013		2012
		Q3	Q2		Q3
Ingresos de la Venta de Crudo & Gas ($ millones)		1.110,0	1.055,6		870,4
EBITDA Ajustado ($ millones)1, 4		611,5	604,0		483,1
Margen EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado/Ingresos)		55%	57%		56%
EBITDA Ajustado por acción 1, 4		1,89	1,87		1,64
Flujo de Caja (Flujo de Fondos de las Operaciones) ($ millones)1		455,1	475,0		348,3
Flujo de Caja (Flujo de Fondos de las Operaciones) por acción 1		1,41	1,47		1,18
Utilidades Netas Ajustadas de las Operaciones ($ millones)1		106,8	98,1		136,6
Utilidades Netas Ajustadas de las Operaciones por acción 1		0,33	0,30		0,46
Utilidades Netas ($ millones) 2		82,0	57,6		68,8
Utilidades Netas por acción		0,25	0,18		0,23
Producción neta (bpe/d)		127.728	127.555		97.142
Volúmenes de venta (bpe/d)		123.689	127.398		99.820
Tasa de cambio (COP$ / US$)3		1.914,65	1.929,00		1.800,52
Acciones ordinarias circulantes promedio – básico (millones)		323,4	323,0		295,0

¹ Los términos EBITDA ajustado, flujo de caja (flujo de fondos de las operaciones), y utilidades netas ajustadas de las operaciones, son índices no incluidas en los IFRS. Ver avisos y reconciliaciones en el MD&A.

² Utilidades netas atribuibles a los accionistas de la sociedad controlante.

³ Las fluctuaciones de la tasa de cambio de COP/USD pueden tener un impacto significativo sobre la utilidad neta de la Compañía, debido a la forma de la conversión de las divisas no realizadas sobre los activos y pasivos financieros de la Compañía y los saldos de impuestos diferidos denominados en COP.

⁴ La Compañía usa el índice no incluido en los IFRS denominado EBITDA ajustado en el presente MD&A, y en el pasado hemos usado en término EBITDA. Nuestro cálculo de este índice no ha cambiado de como se realizó en los trimestres anteriores, pero cambió la terminología, en virtud de instrucciones dadas por la Ontario Securities Commission.

Producción

Resumen de Producción Neta
		2013                                2012
	Q3	Q2	Q3
Petróleo y Líquidos (bbl/d)
Colombia	115.934	115.170	85.067
Perú	1.285	1.434	1.394
Total de Petróleo y Líquidos (bbl/d)	117.219	116.604	86.461
Gas Natural (bpe/d)1
Colombia	10.509	10.951	10.681
Perú	-	-	-
Total Gas Natural (bpe/d)	10.509	10.951	10.681
Total Equivalente (bpe/d)	127.728	127.555	97.142

¹ Tasa de conversión de gas natural estándar de Colombia de 5,7 Mcf/bbl.

Mayor detalle sobre producción disponible en el MD&A.

La producción neta de la Compañía de 127.728 bpe/d aumentó 31% en el trimestre comparada con el mismo período, hace un año, impulsada por el crecimiento en los volúmenes de producción de crudo pesado en los campos productores y volúmenes sumados y crecimiento de la producción de crudo liviano como resultado de las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. y C&C Energy Ltd., culminadas en julio y diciembre de 2012, respectivamente.

La producción neta del campo Rubiales aumentó 24% a 71.228 bbl/d de 57.501 bbl/d en el año anterior, y del campo Quifa SO aumentó 7% a 22.994 bbl/d de 21.491 bbl/d en el año anterior, primordialmente debido a la obtención de las licencias ambientales expedidas en agosto de 2012, lo cual permitió el aumento de la inyección de agua en el campo Rubiales. 

La producción total neta de crudo liviano creció 286% a 20.445 Mbbl/d de 5.299 bbl/d hace un año, primordialmente debido a la adquisición de C&C Energia a finales del 2012, pero también por el  crecimiento significativo de volumen con ocasión de  exploración exitosa y perforación de desarrollo en los activos de PetroMagdalena. 

Los ingresos y costos asociados con el 49% de la participación de la Compañía en la producción del Bloque Z-1 costa afuera en Perú, han sido incluidos en los resultados financieros de la Compañía desde el 12 de diciembre de 2012, como resultado de la aprobación que hicieran las autoridades Peruanas competentes. La adquisición tenía como fecha  efectiva, la del 1º de enero de 2012.

Producción y Volúmenes de Ventas

Reconciliación de Producción con Ventas Totales
		2013                                2012
	Q3	Q2		Q3
Producción Neta (bpe/d)
Colombia	126.443	126.121		95.748
Perú	1.285	1.434		1.394
Producción Neta Total (bpe/d)	127.728	127.555		97.142
Volúmenes de Ventas (bpe/d)
Producción Disponible para la Venta (bpe/d)	127.728	127.555		95.748
Volúmenes de Diluyente (bbl/d)	3.146	5.427		9.098
Volúmenes de crudo para comercialización (bbl/d)	4.224	3.810		-
Transacción PAP (bbl/d) 1	(6.546)	-		-
Llenado Oleoducto Bicentenario (bbl/d)	(4.413)	-		-
Movimiento de Inventario y Otros (bpe/d)	(450)	(9.394)		(5.026)
Total Volúmenes Vendidos (bpe/d)	123.689	127.398		99.820

¹ Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante el tercer trimestre de 2013. Incluye el inventario apartado en el segundo trimestre de 2013 para cumplir con los volúmenes PAP acumulados previamente.

Detalle adicional de producción y volúmenes de venta disponible en el MD&A.

La Compañía produce y vende crudo y gas natural. También compra líquidos y crudo de terceros para su uso como diluyente para mezclar con su crudo pesado producido y con fines de comercialización, los cuales se incluyen en los “volúmenes vendidos” reportados. Los volúmenes de venta, también se impactan por los movimientos relativos de inventarios durante un periodo reportado. Tanto los ingresos como los costos, se reconocen sobre los respectivos volúmenes vendidos durante el periodo.

La producción disponible para la venta en el trimestre aumentó a 127.728 bpe/d de 95.748 bpe/d en el mismo periodo en el 2012, (un aumento de 33%), debido al incremento en volúmenes de producción en campos productores. Pese al aumento de 19% en la producción neta de crudo pesado de la Compañía comparado con los niveles de 2012, los volúmenes de diluyente disminuyeron 65% debido a que la Compañía aumentó el volumen de crudo liviano propio utilizado en la mezcla y en consecuencia reduciendo el volumen de diluyentes comprados. Los volúmenes de crudo para comercialización en el trimestre actual aumentaron a 4.224 bbl/d de cero bbl/d, mientras que el balance de inventario se redujo a 450 bpe/d de 5.026 bpe/d, en el mismo trimestre del año anterior.

Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para la venta, volúmenes de diluyente agregados a la producción de crudo pesado, volúmenes de crudo para comercialización y cambios en los balances de inventario, aumentaron a 123.689 bpe/d en el trimestre actual de 99.820 bpe/d en el año anterior, (un aumento de 24%). Los volúmenes totales vendidos durante el tercer trimestre, se redujeron de los 127.398 bpe/d en el segundo trimestre de 2013, principalmente por el impacto de dos eventos:

 

• Llenado de línea oleoducto Bicentenario– Durante el trimestre, la Compañía entregó 4.413 bbl/d (406 Mbbl total), de su participación del llenado de línea del Oleoducto Bicentenario. El llenado del oleoducto culminó durante el trimestre, y los costos asociados con esta operación, fueron capitalizados como un activo fijo.

 

• Pago PAP– Durante el trimestre, la Compañía entregó 6.546 bbl/d, (602 Mbbl total), a Ecopetrol como parte del resultado del pago del PAP de Quifa SO. Los volúmenes fueron registrados contra las provisiones financieras registradas a diciembre de 2012 y junio de 2013. Se espera la entrega del balance de aproximadamente 1,1 MMbbl para finales del primer trimestre de 2014.

Netbacks Operacionales y Volúmenes de Venta

Volúmenes de Producción y Netbacks de Crudo y Gas
	2013 Q3				2013 Q2						2012 Q3
	Crudo	Gas Natural	Combinado		Crudo				Gas Natural	Combinado	Crudo	Gas Natural	Combinado
Volúmenes Vendidos (bpe/d)	109.228	10.237	119.465		112.701				10.887	123.588	89.045	10.775	99.820
Precio de Venta de Crudo y Gas Natural ($/bpe)	103,00	36,35	97,29		95,84				39,78	90,91	101,61	41,49	95,13
Costos de Producción ($/bpe)	17,28	6,33	16,35		16,41				5,45	15,44	13,89	3,97	12,82
Costos de Transporte ($/bpe)	15,73	0,33	14,41		13,56				0,02	12,37	14,56	0,03	13,00
Costos de Diluyente ($/bpe)	3,83	-	3,50		6,34				-	5,78	9,17	-	8,18
Sub-Total Costos ($/bpe)	36,84	6,66	34,26		36,31				5,47	33,59	37,62	4,00	34,00
Otros Costos ($/bpe)	1,76	1,78	1,76		(0,21)				2,72	0,04	(1,26)	2,85	(0,82)
Costos Overlift/Underlift ($/bpe)	(1,33)	(0,34)	(1,25)		(3,57)				(0,02)	(3,26)	0,55	0,37	0,53
Total Costos ($/bpe)	37,27	8,10	34,77		32,53				8,17	30,37	36,91	7,22	33,71
Netback Operacional ($/bpe)	65,73	28,25	62,52		63,31				31,61	60,54	64,70	34,27	61,42

Detalle adicional de costo y retorno neto disponible en el MD&A.

Mediante comunicado de prensa de fecha 9 de abril de 2013, la Compañía reveló planes para realizar una reducción estructural de sus costos operativos de crudo sobre la base  pro-forma, comenzando en el segundo trimestre de 2013, mediante un número de iniciativas y proyectos, incluyendo una nueva línea de transmisión eléctrica que suministra electricidad menos costosa, más transporte por oleoductos, lo cual remplazará el transporte de crudo mediante carro-tanques de mayor costo, y eficiencias y optimizaciones relacionadas con sus costos y suministro de diluyente.

El subtotal de los costos de producción, transporte y diluyente para la producción de crudo de la Compañía fue de $36,84/bbl en el tercer trimestre comparado con $36,31/bbl en el segundo trimestre de 2013 y $37,62/bbl en el mismo periodo del año anterior. Los costos de producción en el presente trimestre aumentaron 5% comparados con el trimestre anterior como resultado de la transacción por los 602 Mbbl en volúmenes PAP acumulados de periodos anteriores, y el volumen de llenado de 406 Mbbl del oleoducto Bicentenario, los cuales bajo otras circunstancias estarían disponibles para la venta. Los costos de transporte aumentaron 16% comparados con el trimestre anterior debido a un aumento de los volúmenes transportados por camión como resultado de la reducción de volúmenes disponibles para envío por oleoductos y el retraso en el inicio del oleoducto Bicentenario.

 

La Compañía continúa tomando medidas para reducir los costos operativos de crudo, y espera reconocer los efectos plenos de las mismas en el cuarto trimestre, con el inicio de la Línea de Transmisión de Energía, Petroelectrica de los Llanos, y el inicio del oleoducto Bicentenario, los cuales se espera que reduzcan significativamente los costos de producción y transporte.  

 

Volúmenes de Crudo para Comercialización y Netback
		2013                                2012
	Q3	Q2		Q3
Volúmenes Vendidos (bbl/d)	4.224	3.810		-
Precio de Venta ($/bbl)	104,80	95,78		-
Costo de Compras ($/bbl)	103,33	95,62		-
Netback Operacional ($/bbl)	1,47	0,16		-

Nota: No se llevaron a cabo actividades de comercialización durante el tercer trimestre de 2012. Mayor detalle del crudo para comercialización disponible en el MD&A.

La Compañía también reporta de forma separada su netback operativo del crudo para comercialización que fue de $1,47/bbl en el tercer trimestre, comparado con cero actividades de crudo para comercialización en el mismo periodo de 2012.

Actualización de Exploración

Durante el tercer trimestre, la Compañía continuó sus actividades de exploración en Colombia, Guatemala y Perú, las cuales incluyeron la perforación de tres pozos exploratorios y la adquisición e interpretación de data geofísica incluyendo sísmica, estudios aero-magnéticos y aero-gravitacionales. A continuación se presenta un resumen de las actividades de exploración de la Compañía. Mayor detalle se encuentra disponible en el MD&A del tercer trimestre de la Compañía.

 

Colombia

Los tres pozos exploratorios durante el  tercer trimestre se perforaron en Colombia y resultaron en los siguientes descubrimientos:

• El pozo exploratorio QFE-S-1X perforado en el la parte noreste del Bloque Quifa, encontró 8,5 pies de arena neta en la unidad de arena basal de la Formación Carbonera y representa un nuevo descubrimiento para esta parte del bloque. Actualmente se están realizando pruebas de producción en el pozo.
• El pozo exploratorio Copa C-1 perforado en el Bloque Cubiro, encontró 21 pies de arena neta en las unidades C-5 y C-3 de la Formación Carbonera y también representa un nuevo descubrimiento a lo largo del alineamiento de Copa. El pozo fue completado con una tasa inicial de producción de 380 bbl/d con un corte de agua bajo.
• El pozo exploratorio LCI-1X perforado en el La Bloque Creciente, encontró 63 pies de arena neta y probó gas de la Formación Ciénaga de Oro a una tasa de 13,1 MMcf/d, confirmando un nuevo descubrimiento comercial de gas. También se realizarán pruebas en una potencial zona adicional en la Formación Porquero Medio.

En el Bloque Guama, la Compañía comenzó operaciones para fracturar, estimular y realizar pruebas en zonas potenciales en el ya anunciado descubrimiento del pozo exploratorio CAPURE-1X.

Se espera iniciar perforación del pozo estratigráfico Tachuelo-1 en el Bloque Portofino, en el cuarto trimestre.

La Compañía y sus socios tienen varias operaciones geofísicas en ejecución en los Bloques Quifa, CPE-6 y CPO-14, en la Cuenca de los Llanos sur; en los Bloques Caguan-5, Caguan-6, Tacacho y Terecay, en la  Cuenca del Putumayo; y en los Bloques COR-15 y Muisca, en la Cuenca Cordillera.

Perú

En el Bloque 138, ubicado en la Cuenca Ucayali, la Compañía culminó las pruebas de producción en el pozo exploratorio Yahuish-1X, el cual fue perforado a una profundidad total de 8.417 pies MD. Se realizaron pruebas en tres intervalos en el Paleozoico que mostraron hidrocarburos y prospectividad en los registros, obteniendo resultados que en este momento se consideran no-concluyentes. La data e información del pozo y del Bloque 138 se utilizan en este momento para actualizar la evaluación de la prospectividad del bloque. Los resultados de este estudio técnico se esperan para el primer trimestre de 2014.

En el Bloque 116 en la Cuenca Santiago del norte de Perú, Pacific Rubiales, el nuevo operador del bloque, culminó la preparación para la perforación del pozo Fortuna 1X y en este momento el  taladro se encuentra en movilización.

En el Bloque 135, la Compañía culminó la interpretación del estudio de sísmica 2D de 2013 y actualmente se está evaluando el potencial de exploración del bloque.

En el Bloque Z-1, ubicado en la Cuenca Tumbes costa afuera, la Compañía continua con el procesamiento e interpretación de 1.542 km² de data de sísmica 3D. Se han identificado ubicaciones preliminares para pozos de exploración y se utilizarán para dar apoyo al proceso de expedición de la licencia ambiental.

Guatemala y Belice

En los bloques de Guatemala, (N-10-96 y O-10-96), Compañía Petrolera del Atlántico S.A., operador del bloque, comenzó la perforación del pozo exploratorio Balam-1X, cuyo objetivo principal es la Formación Cobán del Cretáceo. Se espera que se alcance una TD planificada de 12.650 pies en  el mes diciembre.

En Belice, la Compañía recibió la aprobación del Plan de Exploración para el 2013 y el 2014 del Department Of Energy, que incluye 650 km de estudios de sísmica 2D, 2.500 kilómetros de estudios aero-gravitacionales y aero-magnéticos así como campañas de geología y geoquímica de superficie. También, se otorgaron los permisos ambientales para la parte principal del estudio planeado de 650 kilómetros de sísmica 2D.

Brasil

En Brasil, la Compañía está a la espera de obtener aprobación  de la Agencia Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis, del Plan de Evaluación radicado como parte de la evaluación en  marcha de los descubrimientos realizados en la Cuenca Santos este año. La Compañía espera obtener la anterior aprobación durante el mes de noviembre de 2013, y planea perforar dos pozos (uno de avanzada y uno exploratorio), durante el segundo trimestre de 2014. Además, la Compañía recibió la aprobación correspondiente al reconocimiento de  su participación en los bloques S-M-1101, S-M-1102, S-M-1037, y S-M-1165 costa afuera en Brasil.

Detalles de la Teleconferencia del Tercer trimestre de 2013

La Compañía ha programado una conferencia telefónica para inversionistas y analistas el jueves 7 de noviembre de 2013 a las 8:00 a.m., (Hora de Toronto y Bogotá), y 11:00 a.m. (Hora de Rio de Janeiro), para discutir los resultados del tercer trimestre de la Compañía. Participarán, entre otros, los señores Ronald Pantin, Chief Executive Officer, José Francisco Arata, Presidente, y miembros selectos de la alta gerencia. 

La teleconferencia en vivo se realizará en inglés con traducción simultánea al español. La Compañía publicará una presentación en su página web antes de la conferencia, y se podrá tener acceso a la misma a través de www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas e inversionistas interesados a participar utilizando los siguientes números de acceso:

Número para Participantes (Internacional/Local):                                        (647) 427-7450

Número para Participantes (Gratuito Colombia):                                          01-800-518-0661

Número para Participantes (Gratuito Norte América):                                  (888) 231-8191

Número de Identificación de la Conferencia (En inglés):                               78572072

Número de Identificación de la Conferencia (En español):                            78693094

La conferencia será transmitida en línea y podrá accederse a la misma a través del siguiente link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una grabación de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 (Hora de Toronto), del 21 de noviembre de 2013, a la cual se podrá tener acceso mediante los siguientes números de acceso:

Encore Toll Free Dial-in Number:      1-855-859-2056

Local Dial-in-Number:                                   (416)-849-0833

Encore ID (English Participants):       78572072

Encore ID (Spanish Participants):      78693094

Pacific Rubiales, una compañía canadiense productora de gas natural y crudo, que posee el 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de crudo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca de Los Llanos, y el 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en el área noroeste de Colombia. Pacific Rubiales adquirió el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que es dueña de activos de crudo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energía Ltd., que es dueña de activos de crudo liviano en la Cuenca de Los Llanos. Además, la Compañía tiene un portafolio de activos diversificado mas allá de Colombia, que incluye activos productores y de exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto, en la Bolsa de Valores de Colombia, y como Brazilian Depository Receipts en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo lo símbolos de cotización PRE, PREC, y PREB respectivamente.

Avisos

Anotación Cautelar Relacionada con las Declaraciones Con Miras al Futuro

El presente comunicado de prensa contiene declaraciones con miras al futuro. Cualquier declaración, diferente a aquellas de hechos históricos, que haga referencia a actividades, eventos o acontecimientos que la compañía cree, espera o anticipa que sucederán o podrían suceder en el futuro (incluyendo, sin limitarse a ello, declaraciones referentes a estimativos y/o suposiciones con respecto a la producción, ingreso, flujo de caja y costos, estimativos de reservas y recursos, reservas y recursos potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo) son declaraciones con miras al futuro. Estas declaraciones con miras al futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía con base en la información actualmente disponible a la Compañía. Las declaraciones con miras al futuro están sujetas a un número de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados actuales de la Compañía difieran de manera sustancial de aquellos discutidos en las declaraciones con miras al futuro, e incluso, aún sí dichos resultados actuales se materializan completamente o se materializan en buena medida, no se puede garantizar que estos tengan las consecuencias o efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que pueden hacer que los resultados actuales o eventos difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros, los siguientes: incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias actuales difieran de los estimados y suposiciones; imposibilidad de establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y en las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en la regulación que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiamiento que se requieran en un futuro; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; el impacto de los reclamos ambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichos reclamos puedan causar en los planes de desarrollo esperados de la Compañía, y los demás riesgos divulgados bajo el título “Factores de Riesgo” y en el Formulario Anual de Información de fecha 13 de marzo de 2013, radicado en SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración con miras al futuro se aplica solo a partir de la fecha en la cual se realizó, y salvo que así lo requieran las leyes aplicables de valores, la Compañía rechaza cualquier intención u obligación de actualizar cualquier declaración con miras al futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la Compañía cree que las suposiciones inherentes a las declaraciones con miras al futuro son razonables, dichas declaraciones con miras al futuro no son una garantía de desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Además, los niveles de producción reportados pueden que no reflejen índices de producción sostenibles y los índices de producción futuros pueden variar significativamente de los índices de producción reflejados en el presente comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Conversión Bpe

Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La tasa de conversión 5,7 mcf : 1 Bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas e ingresos netos futuros de todas las propiedades, debido a los efectos del agregado.

Definiciones

Bcf	Mil millones de pies cúbicos.
Bcfe	Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.
Bbl	Barril de petróleo.
bbl/d	Barril de petróleo por día.
Bpe	Barril de petróleo equivalente. El Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. El estándar Colombiano es una tasa de conversión de 5,7 Mcf:1 bbl y está basada en un método de conversión de equivalencia de energía principalmente aplicable a la punta del quemador y no refleja un valor de equivalencia a la cabeza del pozo.
bpe/d	Barril de petróleo equivalente por día.
Mbbl	Miles de barriles de petróleo.
Mbpe	Miles de barriles de petróleo equivalente.
MMbbl	Millones de barriles de petróleo.
MMbpe	Millones de barriles de petróleo equivalente.
Mcf	Mil pies cúbicos.
Millones de Toneladas de GNL	Un millón de toneladas de GNL (Gas Natural Licuado) es equivalente a 48 Bcf o 1,36 millardos de m3 de gas natural.
Producción Neta	Producción de la participación de la Compañía después de la deducción de regalías.
Producción Total de Campo	100% de la producción total de campo antes de registrar las deducciones por participación y regalías.
Producción Bruta	Producción de la participación de la Compañía antes de la deducción de regalías.
WTI	Petróleo Crudo West Texas Intermediate.

Traducción

El presente comunicado de prensa fue preparado en el idioma inglés y posteriormente traducido al español y portugués. En caso de diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, prevalecerá el contenido del documento en inglés.