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Toronto, Canadá, jueves 6 de febrero de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) presentó hoy una actualización de los resultados operativos correspondientes al  cuarto trimestre de 2013; dicha actualización incluye estimados de producción, volúmenes de venta, precios obtenidos, y el netback operativo, según se resume a continuación:

NOTA: Todos los valores en este comunicado de prensa están expresados en dólares americanos a menos que se indique lo contrario.

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

“Nos complace cerrar el año reportando otro trimestre formidable desde el punto de vista operativo. En el 2013, logramos o excedimos nuestras metas y esperamos que el 2014 sea igualmente otro año con sólidos resultados operacionales.

“En diciembre, reportamos nuestras Perspectivas y Pronostico para el año 2014 y llevamos a cabo una teleconferencia a principios de enero para discutir los detalles. Reiteramos, que para el 2014 nuestra  meta de producción neta promedio es de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d, un aumento del 15 a 25% sobre los niveles de producción del 2013, lo cual esperamos genere $3.4 a $3.6 millardos de EBITDA en un ambiente de precios de crudo que oscile entre los $90 y $95/bbl con una meta de costos operativos,

(producción, transporte y diluyente), de $28 a $30/bpe pro forma para el  año, ligeramente por debajo de nuestro pronostico anual original  de $30 a $33/bpe. El crecimiento de la producción este año será impulsado por la adquisición de Petrominerales Ltd., (Petrominerales), la producción de crudo pesado de los bloques CPE-6 y Rio Ariari, y la producción proveniente del desarrollo de otros campos de crudo liviano.

“Por primera vez, hemos suministrado un pronóstico quinquenal de producción neta, estableciendo así un futuro claro más allá del Campo Rubiales y los barriles visibles que reemplazaran completamente la actual producción neta de aproximadamente 70 Mbbl/d del Campo Rubiales para el momento en que se venza  el  contrato  principal  a  mediados de  2016.  Es  importante  entender  que para el  momento  del vencimiento del contrato, el Campo Rubiales estará en declinación natural empinada. El remplazo de la producción vendrá del desarrollo de nuestra participación operada de 50% en el Bloque CPE-6 y nuestra participación de 100% en el Bloque Rio Ariari (adquirido a través de la adquisición de Petrominerales) de las cuales esperamos el suministro de barriles a menor costo y mayor valor.

“En diciembre, se movilizaron dos taladros de perforación al Bloque CPE-6 para comenzar el programa de avanzada de exploración y desarrollo y a principios de 2014 se movilizó un taladro de perforación al Bloque Rio Ariari. La Compañía empleará taladros adicionales durante el año para completar los programas multi-pozo planificados para cada bloque. Como el productor y desarrollador líder de producción de crudo pesado en Colombia, contamos con la trayectoria y la experiencia que nos permitirá incrementar rápidamente el desarrollo de estos campos de crudo pesado.

“También en diciembre, la Compañía firmó un acuerdo para vender su participación de 5% y los derechos de transporte en el oleoducto OCENSA en Colombia (adquirida a través de la adquisición de Petrominerales) por $385 millones, y ha recibido ofertas de aproximadamente $380 millones por  el 38% del interés  del ciento por ciento de su participación en  Pacific Midstream Holding Corp., una compañía de su propiedad,   que actualmente controla la participación de la Compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario así como los activos de la línea de transmisión eléctrica PEL. Los ingresos de la venta de estos activos se utilizarán para el pago de deuda y la recompra de acciones. Se espera la venta de activos adicionales del midstream en el futuro, que permitirán a la Compañía generar valor en efectivo no reconocido; y, al mismo tiempo, retener el valor estratégico de estos activos, mediante acuerdos de capacidad a largo plazo.

“En  el  2014,  llevaremos  nuestra  tecnología  patentada  de  recuperación  secundaria  STAR,  a  escala comercial  total  en el  Campo  Quifa  SO con la inclusión de  algunos  clusters  de  pozos  vecinos que actualmente están produciendo bajo recuperación primaria. Esto luego del éxito del proyecto piloto a menor escala implementado en el mismo campo el año pasado, el cual  dobló el factor de recuperación en el área piloto. La Compañía recibió dos patentes exclusivas a 20 años para su tecnología STAR en Colombia y ha propuesto un contrato nuevo para el Campo Rubiales basado en la implementación de STAR a solo riesgo, a cambio de un nuevo contrato  de  volúmenes de crudo incremental  secundario, que se extienda más allá de la fecha de vencimiento en el 2016. Los volúmenes de STAR actualmente no están incluidos en el pronóstico quinquenal de producción de la Compañía.

“Durante los últimos dos años, la Compañía ha realizado un número de adquisiciones estratégicas en Colombia. Estas adquisiciones han representado un suministro seguro de crudo liviano, que podemos utilizar  como diluyente para mezclar  nuestra creciente producción de crudo pesado, y remplazar así la necesidad de comprar  o importar destilado lo cual es mucho más costoso y menos seguro. Mediante las actividades de exploración y desarrollo ya hemos aumentado la producción en los activos adquiridos y hemos obtenido valor adicional a través de los activos del midstream obtenidos como parte de estas adquisiciones.

“A principios del año pasado, la Compañía anunció planes para reducir sus costos de producción de crudo, de transporte y de diluyente a una meta pro-forma de $8/bbl para finales de 2013, en comparación con el cuarto trimestre de 2012. Me complace el hecho  que hemos alcanzado dicha meta sustancialmente con la puesta en operación del oleoducto Bicentenario en noviembre y la culminación de la construcción de la línea de transmisión eléctrica Petroeléctrica Los Llanos (la cual transmite energía eléctrica a menor costo para la operación de los campos Rubiales y Quifa). Con la electrificación de la línea en enero luego de la aprobación por parte de las autoridades de Colombia, la Compañía espera ver una reducción significativa en los costos de producción durante el 2014. La electricidad a menor costo suministrada por la línea también será utilizada para el desarrollo del Bloque CPE-6 y otras propiedades de crudo pesado en la Cuenca del Sur de Los Llanos en Colombia.

“Iniciamos el 2014 con una posición financiera muy sólida, nuestro balance general permanece robusto y nuestras metas de crecimiento durante los próximos cinco años están basadas en nuestros extensos activos de exploración y desarrollo de crudo pesado de bajo costo y alto retorno en Colombia. Esperamos que el

2014 sea emocionante en la medida que continuamos nuestra estrategia de crecimiento repetible, y rentable, construyendo, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otras partes

interesadas, la Compañía líder en E&P de hidrocarburos, enfocada en América Latina.”

Resultados del Cuarto Trimestre de 2013

Se espera que la producción neta del trimestre oscile   entre 132 - 134 Mbpe/d, muy similar   a la producción reportada durante el trimestre anterior, lo cual representa un aumento de aproximadamente el

23%  en  comparación  con  el  mismo  periodo  del  año  anterior.  Con  el  cierre  de  la  adquisición  de

Petrominerales a finales de noviembre de 2013, la Compañía obtuvo volúmenes de producción de los activos  adquiridos  durante  el  mes  de  diciembre.  La  producción  de  estos  activos  será  reconocida totalmente en el primer trimestre de 2014 y se espera que los volúmenes sean similares a los niveles reportados anteriormente por Petrominerales en el tercer trimestre de 2013 (21 Mbbl/d neto). Igualmente se espera que la producción final del 2013 sea de aproximadamente 127 Mbpe/d neto (promedio de la última   semana   de   diciembre   excluyendo   los   volúmenes   provenientes   de   la      adquisición   de Petrominerales), un aumento de aproximadamente 9% en comparación con la producción final de la Compañía en el 2012. La Compañía estima que logrará una producción neta promedio de 128 a 130

Mbpe/d en el 2013, por encima del nivel superior de su expectativa anual de producción de 15 a 30% de crecimiento (113 a 127 Mbpe/d) por encima de los niveles del 2012, pese a los ajustes resultantes de los

volúmenes adicionales entregados a Ecopetrol, S.A. asociados con la decisión del arbitraje PAP en Quifa, de principios de año.

“La Compañía reporta sus volúmenes de venta, consistentes  en volúmenes producidos, más volúmenes de diluyentes adquiridos (mezclados con su producción de crudo pesado para formar una mezcla para la venta), más volúmenes de crudo para comercialización (“OFT”), más/menos ajustes del inventario para la venta.  Los volúmenes  de venta  pueden variar  de manera  importante    de un  trimestre  a otro  como consecuencia de los volúmenes fluctuantes de diluyente y OFT, y las variaciones significativas en los inventarios de crudo relacionadas con el momento exacto en que se realizan los embarques para exportación.

Se espera que los volúmenes de venta del cuarto trimestre estén en el rango de 143 a 145 Mbpe/d. Según lo anunciado anteriormente, los volúmenes de venta fueron impactados en una cantidad  aproximada de

600  Mbbl  de  volúmenes  de  crudo  PAP  acumulados  en  periodos  anteriores. Estos  volúmenes  están

relacionados con el acuerdo que firmó la Compañía con Ecopetrol SA (“Ecopetrol”) para comenzar la entrega „en especie‟ de los volúmenes PAP de periodos anteriores asociados con la decisión del arbitraje PAP anunciada el año pasado. Estos volúmenes (por un total de aproximadamente 1.0 MMbbl a finales

del tercer trimestre) has sido totalmente devengados y totalmente contabilizados como una provisión financiera en los estados financieros de la Compañía, desde finales de año del 2012. De conformidad con un  acuerdo  con  Ecopetrol,  la  Compañía  espera  entregar  todos  los  volúmenes  PAP  devengados acumulados de periodos anteriores para finales del primer trimestre de 2014. Comenzando en el tercer trimestre de 2013 y continuando en el primer trimestre de 2014 inclusive, esto generará la reversión de la provisión financiera acumulada, pero una reducción de los volúmenes de venta.

Se espera que los volúmenes OFT en el cuarto trimestre estén en un rango similar al trimestre anterior (aproximadamente 4.2 Mbbl/d en el tercer trimestre de 2013). Se espera que los volúmenes de diluyente en el cuarto trimestre se reduzcan ligeramente en comparación con el trimestre anterior (3.2 Mbbl/d en el tercer trimestre de 2013), a medida que la Compañía continua remplazando el diluyente adquirido con su propia producción de crudo liviano a menor costo. La Compañía espera lograr precios de crudo en el cuarto trimestre dentro del rango de $94 a $96/bbl, aproximadamente 8% por debajo del trimestre anterior lo cual refleja la reducción del WTI de $105.81/bbl en el tercer trimestre a $98.05/bbl en el cuarto trimestre. La mayoría de la producción de crudo de la Compañía en Colombia y Perú es exportada a precios directamente relacionados con los precios internacionales del crudo.

Pese   a una caída del 8% en precios realizados de crudo, la Compañía espera mantener sus netbacks operativos en el cuarto trimestre ligeramente debajo de aquellos del tercer trimestre debido a reducción de costos. Según lo planeado la Compañía logró menores costos de transporte con la puesta en marcha del oleoducto Bicentenario en noviembre (reduciendo el mayor costo de la producción de crudo por el uso de carro tanques), y una mayor reducción en los costos de diluyente a medida que la Compañía continuaba reduciendo  los  volúmenes  y  costos  de  los  diluyentes  comprados,  al  remplazarlos  con  su  propia producción de crudo para mezcla.

La Compañía reconoce tanto ingresos como costos en sus volúmenes totales de venta, en lugar de volúmenes producidos. Los costos operativos totales se reportan como una combinación de: costos de producción, transporte, y diluyente, más otros costos y costos de overlift/underlift. Los dos últimos (otros costos y costos de overlift/underlift) están principalmente relacionados con movimientos de inventario en almacenamiento y del despacho de embarques y pueden en consecuencia impactar de manera importante los costos totales ya sea de forma positiva o negativa, en cualquier trimestre.

Pacific Rubiales, es una compañía canadiense productora de gas natural y crudo, dueña absoluta de Meta Petroleum Corp., la operadora de los campos de crudo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca de Los Llanos, y de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., la operadora del campo de gas natural La Creciente en el área noroeste de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd., dueña de activos de crudo liviano y pesado en Colombia y activos de gas en Perú, el

100% de PetroMagdalena Energy Corp., dueña de activos de crudo liviano en Colombia, y el 100% de

C&C Energía Ltd., la cual a su vez es dueña de activos de crudo liviano en la Cuenca de Los Llanos. Además, la Compañía posee un portafolio de activos diversificado más 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 los 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 o eventos reales 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; la incertidumbre inherente a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; 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.

Bpe Conversion

Bpe may be misleading, particularly if used in isolation. A bpe conversion ratio of 5.7 Mcf: 1 bbl is based on  an  energy  equivalency  conversion  method  primarily  applicable  at  the  burner  tip  and  does  not represent a value equivalency at the wellhead. The estimated values disclosed in this news release do not represent fair market value. The estimates of reserves and future net revenue for individual properties may  not  reflect  the  same  confidence  level  as  estimates  of  reserves  and  future  net  revenue  for  all properties, due to the effects of aggregation.

Definiciones